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

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 (SO_X)

1.5.2.2. Оксиды азота (NO_X)

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 SO₂ во время сжигания

4.1.2.4. Улавливание SO₂ подачей сорбентов в топку c топливом

4.1.2.5. Улавливание SO₂ в 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 NO_X 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 NO_x и SO_x

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 NO_X и CO в воздух

6.2.4. Выбросы SO₂ в 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 NO_X, SО_x и СО в воздух

6.3.1.3. Выбросы SO₂ в 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 NO_x и CO в воздух от поршневых двигателей

6.3.2.3. Выбросы SО_x 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 NO_x и CO в воздух

6.3.3.3. Выбросы SО_x 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 NO_X, CO, не метановых соединений (ЛНОС) и CH₄ в 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 NO_X и CO в воздух

6.8.4. Выбросы SO_X 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 NO_X и CO в воздух

6.9.3. Выбросы SO_х 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 NO_x и/или СО в воздух

6.10.4. Техники снижения выбросов SO_x 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/см2 на 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 SO2 в 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 CO2 в 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 SO2 и NOx от доли стехиометрического соотношения соответственно NH3 и O3
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 SO2 при сжигании твердого топлива
Таблица 6.21	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SO2 в 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 SO2 при сжигании жидкого топлива в котлах
Таблица 6.29	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SО2 при 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 CH4 для 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 SO2 в воздух при сжигании в котлах технологических газов металлургического и химического производства
Таблица 6.67	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SO2 в воздух от сжигания 100 % технологических газов металлургического производства
Таблица 6.68	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SO2 в 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 NO2 в пересчете на NO2
Pb	сумма свинца и его соединений
PCDD/F	полихлорированные дибензо-п-диоксины/фураны
RCG	концентрация SO2 в 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/см² производительностью 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/см² на 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: Т_ээ, Т_тэ - 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 СО₂ с 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 CO_2.

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 NO_X, оксид углерода CO, пыль неорганическая: 70-20 % SiO₂ (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 PM_2.5.

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	SO2 т/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 (SO_X)

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 SO₃ могут 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 SO₃ вызывает образования выделять «синий дым». Предполагается, что это оптическое явление обусловлено происходящей гидратацией SO₃ до сернокислотного аэрозоля с повышенным образованием SO_3, вызванным наличием в нефти ванадия.

На рисунке 1.40 показаны выбросы SO₂ в 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 SO₂ в атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан.

1.5.2.2. Оксиды азота (NO_X)

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 NO_X, на которую приходится большая часть оксидов азота, выделяемых основными типами крупных топливо сжигающих установок

Источником формирования NO_X 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 NO_X, произведенное механизмом образования «быстрых» NO_X, обычно намного меньше, чем количество, образуемое другими источниками.

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

Образование топливных NO_X зависит от содержания азота в топливе и концентрации кислорода в реакционной среде. Количество произведенного топливного NO_X 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 NO_X 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 NO_X при использовании котла с псевдоожиженным слоем ниже, чем при использовании обычных котлов, из-за более низкой температуры горения.

Механизм образования термических NO_X является доминирующим источником при использовании газообразные видов топлива. Количество произведенного топливного NO_X 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 O₃ и образует NO₂ и NO, составляющие NO_X.

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

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

Рисунок 1.41. Выбросы NO_X 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 %, РМ_2,5 - 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 CO₂ в 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 CO₂ в 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 (DeNO_X). 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 DeNO_X 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 NH₃ к NO_X, но также при уменьшении активности катализатора в СКВ. Низкое содержание NH₃ в 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 м³ /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.м3	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 NO_X из горелки с низким уровнем NO_X, несгоревшим углеродом, CO и углеводородами. Попытки свести к минимуму образование NO_X 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 NO_X и N₂O от температуры горения с псевдоожиженным слоем. Образование NO_X 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 NO_X. Несмотря на то, что он является эффективным средством сокращения выбросов NO_X, 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 NO_X, 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,

Н_к, Н_i - теплоперепад конденсационного потока и i-того отбора, кДж/кг;

q_oк = (h_о-h_к^’) - 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: h_гпп, h_хпп - 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: h_кд, h_ко - 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: I_ух, - 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, RO₂ - доля трехатомных газов.

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

(3.9)

здесь:, доля шлака, Г_шл- 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/см² производительностью 320 т/ч. КA на давление 100 кг/см² производительностью 160-220 т/ч.

Еще эксплуатируются КA на давление 35-39 кг/см² производительностью 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/см² и 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=I_пт/I_к - доля удельной работы паровой турбины от удельных затрат тепла в ПТУ;

h₂ - энтальпия воздуха на выходе из компрессора, кДж/кг.

h₃ - энтальпия газов на входе в газовую турбину, кДж/кг.

h₄ - энтальпия выхлопа газовой турбины, кДж/кг.

h₅ - энтальпия уходящих газов котла-утилизатора, кДж/кг.

h₆ - энтальпия пара на выходе из КУ, кДж/кг.

h₇ - энтальпия отработанного пара за ПТ, кДж/кг.

h₈ - энтальпия конденсата, кДж/кг.

h₉ - энтальпия питательной воды, кДж/кг.

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

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

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

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

q₂=h₆-h₉ - 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 NO_х, которая получила название DLN-технологии (от Dry Low NO_х). 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 NO_х 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 NO_х 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 NO_x [74, 80], которая благодаря регулируемому ВНA, многоколлекторной системе подачи топлива и системе управления расходом воздуха обеспечивает эмиссию NO_x 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 NO_x 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 (106 кДж/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 = Ц_ГТЦ + (1 - Ц_ГТЦ)ЦЦ_ПСЦ. (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 = У_ГТУ + (1 - У_ГТУ)УУ_КУУУ_ПТУ, (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 У_ПТУ, которое зависит от начальной температуры пара t₀. Граничная температура газов в_d 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, H₂ и 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/м³ и высокой свыше 18,8 до 40 МДж/м³ теплотой 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 NO_x составили менее 116 мг/МДж, SO₂ менее 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, SО₂ - 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 SO₂ - 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 NO_x 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 NO_x 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 NO_x, ухудшало топочный процесс, и наоборот - почти все мероприятия, улучшающие горение топлива, одновременно вели к возрастанию выхода NO_x (таблица 3.6).

Таблица 3.6. Влияние технических решений и режимов работы на уровень выбросов NO_x 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 NO_x без заметного ухудшения топочного процесса. При оптимизации топочного процесса за счет режимных факторов возможно снижение выбросов NO_х 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 NО_x - 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 NО_x.

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 и_maх= 1,15-1,25 для газомазутных котлов и и_maх = 1,4-1,5 для пылеугольных котлов в зависимости от конструкции горелочных устройств и состояния топочной камеры. Причем максимум содержания NO_x 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 й_раб = б_кр + 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 й_раб вплоть до появления химического недожога. Причем основное снижение эмиссии NO_х 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 NO_x 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 NO_x в 2 раза. Снижение температуры горячего воздуха (применимо при сжигании природного газа) с 315 до 200 С на блоках 300 МВт уменьшило образование NO_x 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 NO_X.

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 A_ОA₁ и A_ОA₂. 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/ч	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/ч	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 SO2 (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 SO2 (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 Е_к (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/Нм³ до 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/м³ планируется 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/нМ³ газа.

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 (SO₂ - до 99 % и SO₃ - 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 SO₂ являются 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 SO₂ из 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 SO₂ с 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 SO_2, 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 SO₂ из 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 SO₂ будет 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 SO₂ золой 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 SO₂ во 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 SO₂ из 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 SO₂ подачей 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:

СаСО₃ CаО + СО₂

При температуре дымовых газов 500-900 ^оС окись кальция взаимодействует с сернистым ангидридом с образованием сульфита кальция:

СаО + SО₂ CаSО₃

При наличии кислорода дымовых газах (а он всегда имеется в режиме сжигания угля), часть сульфита кальция доокисляется в сульфат:

CаSО₃ + 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 S^р) и температурного уровня топочного процесса. С ростом соотношения Са/S, при всех прочих равных условиях, степень улавливания SО₂ увеличивается. 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 SO₂ в процессе сжигания твердого топлива в кипящем слое

Как отмечалось выше одним из способов снижения эмиссии SO₂ является 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 CаСО₃ кальционируется до окиси кальция - СаО, который, при оптимальных температурах для десульфурации диоксида серы 850900 ^оС, вступает в реакцию с образовавшимся при горении SO₂ с образованием сульфита кальция - CaSO₃. Далее CaSO₃ доокисляется кислородом, содержащийся в дымовых газах, фильтрующих сквозь кипящий слой, до CaSO₄ (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 SО₂ состоит из следующих стадий:

очистка отходящих газов от уноса пыли и золы;

промывка газа известковой - Са(ОН)₂ или известняковой - СаСО₃ водной 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)₂ + SО₂ = CаSО₃ + Н₂О

CaO + SO₂ = CaSO₃

CaSO₃ +1/2 О₂ = CaSO₄

Известняковая промывка: СаСО₃ + SО₂ = CаSО₃ + 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 СаSO₃ в 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 SO₂ от 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 SO₂ до 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 SО₂ в виде гипсового продукта. Для данного процесса необходим постоянный источник сорбента.

Цикличные технологии улавливания SО₂ это 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 SО₂ составляют 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 + SO₂ + 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 SO₂ по 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)2SO₃ + SO₂ + 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)₂ 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 SО₂ технологии 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:

СаСО₃ = 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 + SО₂ = СаSО₃

СаSО₃ + 0,5О₂ = 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 SО₂ с образованием сульфита кальция:

СаО + Н₂О = Са(ОН)₂

Са(ОН)₂ + SО₂ = СаSО₃ + 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 SО₂ в 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 SО₂ технологии 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 SO₂ - 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 SO₂ и CaO, Ca(OH)₂ 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 SO₂ при 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 SO₂ - 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 SO2 во время сжигания	-
4	Уменьшение SО2 подачей сорбентов в топку с топливом	1040
5	Уменьшение SО2 в 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 SO2 по 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 NO_X при сжигании твердого топлива

Общие вопросы образования оксидов азота при сжигании твердого топлива

Оксиды азота а NO_X 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 - NO_X 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 NO₂ (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 NO_х 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 NO_х растет, достигая максимальной величины при определенном (экстремальном) избытке воздуха, с дальнейшим увеличением избытка воздуха концентрация NO_х 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» NO_x 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 NO_x 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 NO_x (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 N₂ за счет реакций с азотистыми веществами летучих, а также за счет гетерогенной реакции NО_x 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 N₂ из азота кокса происходит на поверхности коксовой частицы по следующим двум последовательным реакциям:

N + O₂  NO + ..., (4.4)

NO + C  N₂ + 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 NO_x можно разделить на две основные группы:

I. Первичные (технологические) техники - подавление образования NO_x 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 + 4NH₃ + O₂  4N₂ + 6H₂O (4.6)

6NO₂ + 8NH₃  7N₂ + 12H₂O (4.7)

Реакция с мочевиной (карбамидом)

4NO + 2(NH₂)2CO + 2H₂O + O₂  4N₂ + 6H₂O + 2CO₂ (4.8)

6NO₂ + 4(NH₂)2CO + 4H₂O  7N₂ + 12H₂O + 4CO₂ (4.9)

В процессе СКВ, для восстановления NO_x используется аммиак путем подачи его в дымовые газы, когда они проходят через катализатор. Этим способом достигаются чрезвычайно высокие уровни восстановления NO_x, как правило, около 90 %.

Процесс СНКВ зависит от подачи аммиака в потоки дымовых газов для реакции с NO_x при высоких температурах. При сжигании угля степень восстановления NO_x достигается, как правило, до 50 %.

Режимно-наладочные методы

4.1.3.1. Контролируемое снижение избытка воздуха.

Снижение выбросов NO_x, 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 NO_x наблюдается при и_в.т.=1,2÷1,3. При этом же избытке воздуха наблюдается и максимальная эффективность выгорания топлива.

При снижении избытка воздуха а_в.т. до 1,03÷1,07 концентрации NO_x 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 NO_x, 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 NO_х 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 NO_x.

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 NO_x, 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 NO_x, 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 NO_x.

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 NO_x 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 NO_x с 800 до 600 мг/нМ³, на котле СКД 500 т/ч Рефтинской ГРЭС при сжигании также экибастузского угля с 1760 до 1080 мг/нМ³ [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 NO_x, 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 NO_x 466 мг/нМ³ при механическом недожоге 5,6 %, снизив эмиссию NO_x 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 NO_x, 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 NO_x. Также, в этой зоне осуществляется восстановление образующихся в первой зоне NO_x и различных азотистых радикалов RN_i 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 NO_x 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 й_вст=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 NO_x была уменьшена с 630 до 300 мг/нМ³, при сжигании низко реакционного южноафриканского угля эмиссия NO_x, была ниже 370 мг/нМ³. Отмечено, что самое большое сокращение эмиссии NO_х 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 NO_x 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 NO_x снизилась с 840 до 540 мг/нМ³, [42].

Таким образом, трехступенчатое сжигание обеспечивает снижение эмиссии NO_x, 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 NO_x.

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 NO_х. 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/м³ в 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 NO_x 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:

NH₃ +NO  N₂ + H₂O + 1/2H₂ (4.10)

NO+CO1/2N₂ +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 NО_х 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 NO_х 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 NO_x уменьшилась с 1300 мг/нМ³ до 700800 мг/нМ³ (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 NO_x 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 NO_x 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 NO_x 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 агента (сжатого воздуха от постороннего источника или с помощью паропылевоздушного эжектора).

Система ПВК (pис. 4.27) включает: источник сжатого воздуха для аэрации пыли, промбункера, аэрационного пыле питателя, устройств подачи воздуха на транспорт пыли в горелку, пыле проводов, узла ввода пыли высокой концентрации в основной пыле провод первичного воздуха, горелки. В целом применение ПВК позволит уменьшить эмиссию оксидов азота до 10-20 %: в зависимости от типа используемого угля.

В результате комплексных испытаний, проведенных на Беловской ГРЭС, установлено, что при внедрении системы ПВК, [46]:

увеличение КПД брутто котла составляло 1,02 % при нагрузке 200 МВт;

жидкое шлакоудаление было устойчивым;

образование NO_x уменьшилось на 2021,4 %.

Рисунок 4.27. Схема подачи пыли высокой концентрации

Технология подачи пыли высокой концентрации - ПВК, используется на котлах с промбункером.

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

Как отмечалось выше одним из способов снижения эмиссии NO_x является сжигание твердого топлива в низкотемпературном пузырьковом (ПКС) и циркулирующем (ЦКС) кипящем слое. 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 6-25 мм в зависимости от типа угля. Скорость фильтрации газа в слое ПКС составляет 23 м/с, для котлов ЦКС - до 5-6 м/с.

Процесс сжигания угля в кипящем слое осуществляется при температурах 750-950 хС, что обеспечивает полностью отсутствие образование воздушных оксидов азота, а также уменьшение образование топливных оксидов азота. На уменьшение эмиссии оксидов азота также сильное влияние оказывает особенность горения угольных частиц. Процесс образования NO осуществляется по реакции 4.1 и частично по реакции 4.4. Восстановление NO_x осуществляется по реакциям 4.2, 4.3 и 4.5. Но при этом, в отличии от пылеугольного сжигания наиболее сильное влияние на процесс восстановления NO оказывает реакция 4.5, т. е. восстановление на поверхности угольной (коксовой) частицы. Высокое содержание угольных частиц в пузырьковом слое, обеспечивает эффективное восстановление образовавшихся в нижней части слоя NO до N₂ по мере продвижения газов через слой. При сжигании угля в ЦКС дополнительным фактором оказывающее сильное влияние на снижение эмиссии NO_x является наличие весьма значительной по размерам восстановительной зоны с высоким содержанием СО в газах, от воздухораспределительной решетки (ВРР) до места подачи вторичного воздуха. Также, при сжигании в ЦКС во всем объеме топки, за счет рециркуляции вынесенных из топки частиц твердой фазы, образуется высококонцентрированный двухфазный поток с высоким содержанием угольных частиц. Наличие этих двух факторов: высокого содержания угольных частиц в объеме топки и СО приводит к существенному снижению эмиссии NO_x за счет восстановительных реакций к 4.3 и 4.5.

Сжигание твердого топлива в ЦКС позволяет поддерживать эмиссию NOx не более 200 мг/нМ³.

4.1.3.12. Cелективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

Сокращение эмиссии оксидов азота

Суть технологии заключается во вводе аммиака, мочевины или иного подобного соединения на основе амина, который реагирует с NO_x в присутствии с кислородом и разлагает его, образуя азот и воду. Ввод реагента осуществляется в зону с температурой 8501100 йС. Высокая селективность аммиака и его производных (мочевины, циануровой кислоты, меламина, формамида, цианамида и др.) при восстановлении оксидов азота в присутствии кислорода была установлена Лайоном (Exxon Research and Engineering Company) в 1975 г. На базе этих исследования в СШA рядом фирм были разработаны и внедрены технология некаталитического восстановления оксидов азота. Основными преимуществами СНКВ-технологии являются низкие капитальные вложения и металлоемкость. Удельные капитальные затраты 1015 $ СШA на кВт.

Основная реакция восстановления оксида азота осуществляется по формуле 4.6.

При достижении нижней границы температурного окна скорость реакции существенно снижается, а при достижении верхней границы начинает доминировать нежелательная реакция окисления аммиака:

4NH₃ + 5O₂ 4NO + 6H₂O (4.12)

На pисунке 4.28 представлена принципиальная схема реализации технологии СНКВ [47]. Как видно из рисунка количество подаваемого аммиака регулируется автоматически по показаниям приборов измеряющих концентрации оксидов азота и аммиака в дымовых газах на выходе из котла. Оптимальное мольное отношение NH₃/NO_х, при эксплуатации систем СНКВ, составляет 1,52,5.

Рисунок 4.28. Схема организации процессов СНКВ

Проблемой технологии является узкая температурная зона 8501100 аС в диапазоне, в котором осуществляется данный способ. При изменении нагрузки котла необходимая температурная зона меняет свое местоположение в топке и газоходах котла. Подача реагента при температуре газов превышающей 1100 йС приводит к дополнительной генерации NO_x, при вводе реагента в температурную зону менее 850 еС, возникает проскок непрореагировавшего аммиака (являющийся сильным загрязнителем) в окружающую среду. Для предотвращения последствий передвижения требуемой температурной зоны на котлах, использующих технологию СНКВ устанавливают большое число точек ввода реагента, в которые он будет подаваться в зависимости от перемещения температурного окна (pис. 4.29), что приводит к увеличению капзатрат на внедрение технологии.

Рисунок 4.29. Различные способы ввода аммиачной воды в поток

Реализация данной технологии, при тщательно контролируемых условиях ввода реагента, позволяет снизить эмиссию оксидов азота до 40-50 % (практически достигнутые в настоящее время показатели).

Усовершенственная технология СНКВ была разработана и запатентована Российском государственном университете им. Губкина совместно с ВТИ.

Суть усовершенствования заключается в применении в качестве восстановителя оксидов азота карбамида, что обеспечивало экологическую безопасность применения на станции, по сравнению с применением жидкого аммиака.

Разработанная технология обеспечивает более высокую степень очистки газов при меньшем удельном расходе восстановителя по сравнению с известными некаталитическими технологиями. Процесс очистки не сопровождается образованием побочного продукта - монооксида углерода (СО) и характеризуется значительно меньшим выбросом непрореагировавшего аммиака.

Технология внедрена на Каширской ГРЭС и Тольяттинской ТЭЦ (до перевода их на сжигание газа). Результаты по очистке окcидов азота, полученные после установки СНКВ, концентрация окислов азота составила 150200 мг/м³.

Затраты по внедрению технологии СНКВ составили 2123 долл./кВт.

На pисунке 4.30 приведена принципиальная технологическая схема (СНКВ) установки на Тoльятинской ТЭЦ. Реализация технологии осуществляется следующим образом [48].

Из стационарной емкости для хранения аммиачной воды 5, одним из двух насосов-дозаторов 6 (один насос - резервный) аммиачная вода подается в смеситель 4, в котором происходит испарение аммиачной воды. Смесь аммиака с паром после смесителя поступает в устройство впрыска в газоход 1, в зону температур 9001070 рС.

Пар подается через коллектор 3 в количестве необходимом для охлаждения сопел и раздающих труб 2 до температур, обеспечивающих заданный ресурс их эксплуатации, а также достаточном для раздачи аммиака по сечению газохода.

Процесс СНКВ зависит от подачи аммиака в потоки дымовых газов для реакции с NO_x при высоких температурах. При сжигании угля степень восстановления NO_x достигается, как правило, до 50 %.

1- устройство для впрыска аммиака в газоход, 2-раздающие трубы,3-коллектор, 4-смеситель, 5-емкость, 6-насос-дозатор

Рисунок 4.30. Принципиальная технологическая схема (СНКВ) установки на Тoльятинской ТЭЦ

Процесс очистки газов регулируется с помощью автоматической системы управления, которая позволяет задавать и поддерживать необходимую степень очистки газов от NО_x; контролировать все параметры процесса и, при необходимости, изменять их значения; обрабатывать статистические данные процесса очистки и выводить их на дисплей компьютера в графическом или другом виде.

В последние годы было показано, что подача в реакционную зону наряду с реагентом-восстановителем некоторых других веществ приводит к расширению температурного «окна» процесса и в конечном итоге к увеличению времени протекания реакции и повышению эффективности.

При практической реализации системы СНКВ возникает ряд трудностей связанных с:

наличием температурной неравномерности дымовых газов по всему сечению газохода;

невозможностью предотвращения изменения температуры в реакционной зоне при изменении нагрузки котла;

недостаточной протяженностью реакционной зоны для обеспечения необходимого времени протекания реакции;

невозможностью распределения аммиака по сечению газохода так, чтобы везде соотношение NН₃/NO_x было близко к оптимальному;

возможностью роста концентрации оксидов азота в дымовых газах, из-за протекания реакции окисления аммиака до NO_x, при превышении температуры газов свыше 1100 еС;

проскоком токсичного аммиака, при снижении температуры газов ниже 950 еС.

4.1.3.13. Cелективное каталитическое восстановление (СКВ)

Сокращение эмиссии оксидов азота

Наиболее эффективной вторичной технологией удаления оксидов азота из продуктов горения всех видов топлива, является восстановление оксидов азота до инертного газообразного азота путем использования технологии селективного каталитического восстановления (СКВ). Использование катализаторов приводит к усилению эффекта некаталитического восстановления оксидов азота, уменьшить расходы реагентов и существенно снизить температуру процесса. 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.

Восстановление NO_x в процессе СКВ осуществляется путем подачи аммиака в дымовые газы, при их проходе через катализатор, что обеспечивает уровни восстановления NO_x, свыше 90 %.

Процесс денитрификации описываются уравнениями 4.3-4.9.

Впервые СКВ-процесс был реализован в Японии в конце 70-х годов прошлого века и в настоящее время широко используется, причем исследования этого процесса продолжаются и направлены в основном на увеличение ресурса традиционных катализаторов и разработку принципиально новых каталитических систем.

В ходе селективного каталитического восстановления оксиды азота - NO и NO₂ удаляются из дымовых газов в виде продуктов реакции с впрыскиваемым в газовый тракт (обычно в виде водного раствора) восстановителем, например аммиаком (или мочевиной). Газы проходят через реактор СКВ с катализатором, в котором NO_x, взаимодействуя с выбранным реагентом, восстанавливаются до элементарного азота, побочным продуктом реакции является водяной пар.

Температурная зона каталитического процесса восстановления NO_x - выше 300 еС. Время контакта минимально, что связано с большими скоростями потока дымовых газов. К катализаторам предъявляются весьма жесткие требования - высокая активность и избирательность каталитического действия, термостабильность, устойчивость к действию ядов, высокая механическая прочность. Катализаторы не должны быть потенциально опасными, а их производство не должно привносить дополнительное загрязнение в окружающую среду.

Использование комбинированной схемы, сочетающей высокотемпературное некаталитическое восстановление оксидов азота (НСКВ) и применение низкотемпературной каталитической очистки (СКВ) позволяет обеспечить практически полную очистку газов от NО_x, существенно снизить проскок не прореагировавшего аммиака, многократно усилить эффект некаталитического восстановления оксидов азота, снизить расходы реагентов и повысить стабильность системы очистки. Эффективность очистки в случае использования данного метода - свыше 90 %, что обеспечит выполнение самых жестких европейских экологических нормативов по NO_x.

В состав системы СКВ входят:

1) каталитический реактор;

2) система подачи реагента.

Использование гибридной технологии, сочетающей низкотемпературное каталитическое и позволяет обеспечить практически полную очистку газов от NО_x и существенно снизить проскок не прореагировавшего аммиака. При использовании в качестве восстановителя карбамида значительно расширяется температурный диапазон работы катализатора. Это стабилизирует эффективность очистки газов при изменении нагрузки тепловых агрегатов.

На рисунке 4.31 схематически представлена система СКВ. Поток газа в реакторе СКВ направляется и контролируется установленными в газоходе перегородками и выпрямителями потока, которые сводят к минимуму потерю давления при обеспечении равномерного распределения дымовых газов по слоям катализатора. Дизайн и расположение данных элементов основывается на результатах гидродинамических расчетов (computerized fluid dynamics, CFD). Катализаторы поставляются в виде модулей. Они располагаются в реакторе СКВ на отдельных уровнях (слоях). Основными параметрами для выбора типа и емкости катализатора являются объем и состав дымовых газов, начальная и целевая концентрации NO_x, целевой расход и допустимый выброс аммиака, а также требуемый срок службы и диапазон рабочих температур каталитической системы. Вход реактора связан с выходом теплообменника; соединительный канал также содержит систему охлаждения для регулирования температуры газа, поступающего в реактор СКВ.

Рисунок 4.31. Система СКВ

Конфигурация реактора СКВ обычно включает в себя определенное число слоев катализатора, при котором система обеспечивает требуемые пределы выбросов, однако в нее может также быть включен дополнительный резервный уровень, который может потребоваться в будущем, в случае введения более строгих норм выбросов, но обычно устанавливается с целью оптимизировать расход каталитических элементов, т. е. управлять ресурсом катализатора так, чтобы спланировать практически полную деградацию катализатора к моменту его плановой замены, привязанному к производственной кампании предприятия. Над каждым рабочим уровнем установлены пневматические системы удаления пыли с поверхности катализатора. За счет резервирования этих очистных устройств гарантируется поддержание чистоты катализатора и, следовательно, соблюдение лимитов выбросов.

Конструкция системы CКВ подразумевает установку газоанализаторов до и после реактора каталитического восстановления, а также устанавливается байпас реактора, который обеспечивает возможность подачи дымовых газов минуя реактор. Скорость подачи аммиака контролируется концентрацией NO_x на выходе газа. Слой катализатора очищается прерывистым способом (как минимум один раз в течение 24 часов) с использованием сжатого воздуха и пара. Конечными продуктами химических реакций являются азот и водяной пар, которые являются естественными компонентами окружающего воздуха и могут выводиться в атмосферу.

Восстановительный агент (реагент), инжектируется в поток дымовых газов до катализатора. Вблизи поверхности катализатора происходят с разной степенью интенсивности восстановительные реакции, в результате которых оксиды азота переходят в молекулярный азот. Процесс восстановления осуществляется по реакциям 4.3.6-4.3.9.

Инжекция аммиака осуществляется преимущественно вдувом смеси воздуха с предварительно испаренным и подмешанным безводным аммиаком, реже - впрыском водного раствора аммиака непосредственно в поток.

Инжекция карбамида осуществляется преимущественно непосредственным впрыском раствора карбамида в поток дымовых газов. Либо предварительной газификацией и разложением карбамида с получением аммиачно-газовой смеси и последующим вдувом.

Aммиак на электростанции хранится, как правило, в виде водного раствора или в сжиженном состоянии при давлении 1,7 МПа (17 бар) и температуре 20 еС. Для небольших установок часто используют более дорогую, но и более безопасную при транспортировке и хранении мочевину в виде белых кристаллических гранул, которые растворяют в воде перед инжекцией в газоход.

Водный раствор аммиака перед вводом в газоход нагревается в электрическом нагревателе. Для нагрева раствора аммиака можно использовать также пар или горячую воду. Для повышения эффективности восстановления NO_х и снижения проскока аммиака необходимо обеспечить равномерное распределение инжектируемого реагента. Только при соблюдении требуемого отношения NH₃/NO_х по всему сечению газохода перед катализатором удается снизить проскок аммиака до его концентрации в дымовых газах, не превышающей 2 ppm (0,0002 % по объему).

Другой причиной, заставляющей добиваться минимального проскока аммиака, является опасность взаимодействия NH₃ c SO₃ в дымовых газах при охлаждении последних до температуры 220 ыС. Образующийся при этом бисульфат аммония повышает опасность загрязнения и коррозии поверхностей нагрева. Следует отметить, что помимо режимных параметров, эффективность улавливания оксидов азота зависит и от самого катализатора, в том числе и от формы каталитической решетки, через которую проходят дымовые газы в смеси с аммиаком. Чаще других на практике встречаются каталитические реакторы пластинчатого или сотового типа. На pис. 4.32 представлен сотовый катализатор. Сотовые структуры, имеют форму параллелепипедов с продольными каналами различного сечения. В основном эти катализаторы производят экструзией однородной катализаторной массы; каналы имеют квадратное сечение с минимальными размерами 2х2 мм. Плоские катализаторы изготавливаются из сетки из нержавеющей стали, на которую наносится каталитический материал.

В качестве катализаторов селективного восстановления оксидов азота испытаны оксиды ванадия, хрома, цинка, железа, меди, марганца, никеля, кобальта, молибдена и др. Каталитическая активность их при 200-350 иС снижается в ряду:

Pt > MnO₂ > V₂O₅ > CuO > Fe₂O₃ > Cr₂O₃ > Co₂O₃ > > MoO₃ > NiO >

WO₃ > Ag₂O > ZnO > Bi₂O₃ > > AI₂O₃ > SiO₂ > PbO.

Блочные катализаторы сотовой структуры (ячеистое строение с параллельными каналами определенной геометрии и с тонкими разделяющими стенками между ними) обладают рядом уникальных свойств: значительная однородность геометрической структуры, максимальное соотношение поверхности к объему, низкое гидравлическое сопротивление, а также высокая механическая прочность и термостабильность. Наиболее оправданно применение блочных катализаторов в процессах с высокими эндотермическими эффектами при малых временах контакта и высоких объемных скоростях реакционных систем. Блочные катализаторы широко используются в практике газовой очистки в западных странах. Известные фирмы «Corning», «EngeIhard» (СШA), «Siemens», «Degussa», «BASF» (Германия), «NGK» (Япония), «HaIdor Topsoe» (Дания) и другие производят блочные сотовые носители и катализаторы.

При селективном восстановлении оксидов азота аммиаком применяют оксидный катализатор V₂O₅/TiO₂ в виде гранул или сотовых блоков при 250-400 иС. Промотирующее действие оказывает WO₃, а связками служат силикатные добавки. Катализатор фирмы «SheII» может работать при низких температурах (120-350 хС) и объемных скоростях 40000 м³/м³(кат.)_*ч. При малом содержании серы в топливе срок службы катализатора достигает 100 тыс. часов (16 лет). Однако реакция окисления SO₂ в SO₃, приводит к сульфатированию и разрушению катализатора. Кроме того, при избытке аммиака образуется сульфат аммония, осаждающийся на холодных участках технологического оборудования и вызывающий коррозию, а также создающий дополнительное сопротивление газовому потоку.

Для керамических монолитных и композитных катализаторов СКВ широко используются оксиды ванадия, титана и вольфрама (V₂O₅, TiO₂ и WO₃). Обычно из оксида титана изготавливают подложку, а из оксида ванадия - рабочую поверхность.

В целом рабочая температура применяемых в промышленности катализаторов лежит в пределах 180-500 хC, в зависимости от типа катализатора, типа топлива, состава топочного газа и других компонентов очистной системы.

Конфигурация реактора СКВ обычно включает в себя определенное число слоев катализатора, при котором система обеспечивает требуемые пределы выбросов, однако в нее может также быть включен дополнительный резервный уровень, который может потребоваться в будущем, в случае введения более строгих норм выбросов, но обычно устанавливается с целью оптимизировать расход каталитических элементов, т. е. управлять ресурсом катализатора так, чтобы спланировать практически полную деградацию катализатора к моменту его плановой замены, привязанному к производственной кампании предприятия. Над каждым рабочим уровнем установлены пневматические системы удаления пыли с поверхности катализатора. За счет резервирования этих очистных устройств гарантируется поддержание чистоты катализатора и, следовательно, соблюдение лимитов выбросов. На pисунке 4.33 в качестве примера схематически приведен реактор с четырьмя слоями катализатора.

Катализатор устанавливается внутри реактора, который может быть расположен в разных местах очистной системы. Чаще всего используются две конфигурации: на входе очистной системы (система высокого загрязнения) и на ее выходе (которая работает с уже очищенным газом). Лучшее решение выбирается, принимая во внимание параметры процесса, место установки и стоимость решения.

Водный раствор аммиака или мочевину вводят в трубопровод на входе системы СКВ и немедленно испаряют. Для впрыска раствора аммиака используются двухпоточные форсунки (аммиак и сжатый воздух). Система статических смесителей, установленная в трубопроводе после точек впрыска аммиака, обеспечивает достаточное перемешивание аммиака. Смесь газа и аммиака поступает в установку сверху и выходит горизонтально в нижней части. Система газораспределения обеспечивает надлежащее распределение газа по всему поперечному сечению установки.

Рисунок 4.32. Сотовый катализатор	Рисунок 4.33. Пример реактор c четырьмя слоями катализатора

Таблица 4.4. Сравнение техник снижения эмиссии оксидов азота

№ п/п

Техники снижения эмиссии оксидов азота

Степень снижения, %

1	2	3
1	Контролируемое снижение избытка воздуха.	1035
2	Нестехиометрическое сжигание	2535
3	Упрощенное двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.	1015
4	Низко эмиссионные горелки со стадийной подачей воздуха (LNB)	3050
5	Двухступенчатое сжигание (стадийная подача воздуха) c реконструкцией котлов	2050
6	Комбинированное использование двухступенчатого сжигания и малотоксичных горелок	до 75
7	Трехступенчатое сжигание	40-75
8	Комбинированное использование трехступенчатого сжигания и малотоксичных горелок	7580
9	Концентрическое сжигание.	2050
10	Горелки с предварительным подогревом пыли.	5065
11	Рециркуляция дымовых газов	1020
12	Подача пыли высокой концентрации (ПВК)	1020
13	Сжигание твердого топлива в пузырьковом и циркулирующем кипящем слое	до 200 мг/Нм3
14	Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ	4050
15	Селективное каталитическое восстановление (СКВ)	до 90

4.1.4. Комбинированные техники предотвращения и/или сокращения выбросов NO_x и SO_x

4.1.4.1. Мокрые озонно-аммонийные методы.

Подавление образования оксидов азота и серы.

Метод разработан в СССР, а также используется за рубежом в Германии и Японии. Технологии, реализующие эти методы, предназначены для одновременной очистки дымовых газов ТЭС от оксидов азота NO_x и оксидов серы SO₂. Процесс осуществляется, путем окисления оксида азота NO в газовой фазе озоном O₃ до диоксида азота по реакции:

NO + O₃ NO₂ + O₂ (4.13)

Далее дымовые газы поступают двухступенчатый скоростной реактор (абсорбер Вентури), куда через двухканальные эжекционные форсунки подаются орошающая жидкость и озон. В качестве орошающей жидкости используется водным раствором аммиака или других аммоний содержащих сорбентов (отходов производства мочевины и диаммония фосфата). В растворе озонированного аммиака низшие оксиды азота и серы окисляются до высших окислов N₂O₅ и SO₃. При контакте с водой образуется смесь азотной и серной кислот, которая нейтрализуется вводом аммиачной воды в циркуляционную емкость. Таким образом осуществляется поглощение оксидов азота и серы.

Увеличение стехиометрического отношения O₃/NO приводит к почти прямо пропорциональному росту степени очистки дымовых газов от NO_x и SO₂ (рис. 4.34).

Рисунок 4.34. Зависимость степени улавливания SO₂ и NO_x от доли стехиометрического соотношения соответственно NH₃ и O₃

Принципиальная технологическая схема установки одновременной очистки дымовых газов от оксидов серы и азота озоно-аммонийным методом приведена на рис. 4.35.

1 - скруббер; 2 - каплеуловитель; 3 - подогреватель; 4 - дымосос; 5 - циркуляционная емкость; 6 - емкость аммонийного раствора; 7 - реактор; 8 - узел подготовки удобрений; 9 - озонатор

Рисунок 4.35. Принципиальная технологическая схема установки одновременной очистки дымовых газов от оксидов серы и азота

Дымовые газы от котла после золоочистки смешиваются с озонированным воздухом (генерация озона осуществляется в озонаторе 9) и направляются в абсорбер 1, представляющим собой два последовательно установленных коагулятора Вентури. С помощью двухпоточных форсунок, расположенных в конфузорах труб Вентури, в абсорбер вводится поглотительный раствор.

При орошении газов поглотительным раствором происходят сложные физико-химические процессы в газовой и жидкой фазах, в результате чего дымовые газы очищаются в абсорбере от оксидов серы и азота. Очищенные газы освобождаются от капельной влаги в центробежном каплеуловителе 2 и дымососом 4 после нагрева в подогревателе 3 удаляются через дымовую трубу в окружающую среду. Каплеуловитель 2 орошается поглотительным раствором или технической водой.

Отработанный поглотительный раствор самотеком поступает в циркуляционную емкость 5, в которой осуществляется его нейтрализация аммиачной водой, подаваемой из емкости 6.

Нейтрализованный поглотительный раствор циркуляционным насосом подается к форсункам абсорбера и каплеуловителя, замыкая цикл очистки дымовых газов. Для компенсации потерь раствора в емкость 5 подается техническая вода.

При достижении определенной концентрации сульфита и бисульфита в поглотительном растворе часть его отводится из циркуляционного контура в реактор-окислитель 7, где сульфиты и бисульфиты окисляются до сульфатов атмосферным воздухом, образуя жидкие удобрения, состоящего из смеси аммиачной селитры NH₄NO₃ и сульфата аммония (NH₄)₂SO₄. Далее удобрения сушатся и складируются в узле 8. Готовые удобрения поставляются потребителям.

Aналогичная схема была введена и испытана на опытно-промышленной установке производительностью 10 тыс. м³/ч газа на Молдавской ГРЭС, [37].

К основным достоинствам технологий мокрых озонно-аммонийных методов следует отнести:

одновременную очистку газов в одном оборудовании от SO₂ и NO_x, что существенно уменьшает площади под газоочистку и капитальные затраты по сравнению с другими мокрыми технологиями;

достижение высокой степени очистки газов (от оксидов серы - до 90 %, от оксидов азота - до 75 %);

получение товарного продукта в виде эффективного комплексного аммонийного удобрения, содержащего некоторое количество макро- и микроэлементов;

отсутствие сточных вод.

Недостатками технологий озонно-аммонийных методов являются:

большие затраты электрической энергии на подготовку воздуха и выработку озона: соответственно около 45 и 50 % от общего расхода энергии на собственные нужды. Энергоемкость метода оценивается в 6,0÷6,5 % от эквивалентной мощности энергоблока (с учетом энергозатрат на сушку и выпарку удобрений);

возможность появления вторичных выбросов в виде утечек аммиака;

необходимость охлаждения газов перед абсорбером до 75÷80 оС и последующего их подогрева после очистки перед сбросом в дымовую трубу.

4.1.4.2. Мокрые аммонийно-карбамидные методы.

Подавление образования оксидов азота и серы.

Технологии, реализующие эти методы, основаны на взаимодействии диоксида серы с аминосодержащим реагентом. Для нейтрализации SO₂ используются продукты термического разложения карбамида, в результате контакта которых с SO_х в насадочном скруббере обеспечивается практически полное связывание SO₂ с образованием раствора сульфит-бисульфитных солей аммония.

Технологическая схема установки очистки дымовых газов ТЭС от диоксида серы аммонийно-карбамидным методом приведена на рис. 4.36.

Левая часть технологической схемы на рис. 4.36 (поз. 1, 3, 6, 11) представляет собой схему подготовки высокотемпературных дымовых газов с заданным содержанием SO₂ и к собственно технологии сероочистки дымовых газов не имеет отношения, в связи с чем, здесь не рассматривается.

Процесс сероочистки протекает следующим образом. В газоход 2, где температура дымовых газов составляет 600÷800 тС, вводится 10 % водный раствор карбамида с помощью форсунки 5. Удельный расход раствора определяется исходя из расхода дымовых газов и содержания SO₂ в них. В среднем расход карбамида составляет около 0,008 кг на 1 м³ продуктов сгорания (при нормальных условиях) при среднем содержании SO₂ около 0,02 г/м³. Раствор подается навстречу потоку газов. Диаметр капель раствора составляет 230÷300 мкм. После охлаждения в газоходе 2 продукты сгорания с температурой 180÷200 йС поступают в насадочный скруббер 7. В начальный период работы установки скруббер орошается водой из емкости 8. При этом температура газов снижается до 70÷90 оС, при которой в скруббере протекают процессы нейтрализации оксидов серы и растворения аммонийных солей:

2NH₃ + SO₂ +H₂O (NH₄)₂SO₃ (4.14)

NH₃ + SO₂ +H₂O NH₄HSO₃ (4.15)

1 - циклонный реактор; 2 - газоход; 3, 4 - пробоотборные точки; 5 - форсунка; 6 - емкость с раствором сульфата аммония; 7 - насадочный скруббер; 8 - емкость с орошающим раствором; 9 - дымосос; 10 - дымовая труба; 11 - насосы

Рисунок 4.36. Технологическая схема установки для очистки дымовых газов ТЭС от диоксида серы аммонийно-карбамидным методом

После скруббера раствор с температурой 60÷80 йС подается в емкость 8, после чего насосом 11 возвращается в цикл. Насыщение раствора происходит за счет его многократной циркуляции в качестве орошающей жидкости. По мере увеличения содержания солей эффективность поглощения повышается. Очищенные дымовые газы с температурой 70÷90 йС сбрасываются дымососом 9 в дымовую трубу 10.

Степень очистки дымовых газов от SO₂ составляет 90÷95 %, от NO_x т 20÷30 %. Содержание аммиака в очищенных газах остается в количестве 8÷16 мг/м³.

К достоинствам технологий аммонийно-карбамидных методов очистки дымовых газов ТЭС можно отнести:

высокую степень очистки дымовых газов от SO₂ и частичную очистку от NO_x;

отсутствие необходимости предварительного охлаждения газов перед скруббером и последующего подогрева перед дымовой трубой;

относительную простоту технологической схемы.

К недостаткам этих технологий относятся:

недостаточная отработанность технологий для их широкого применения;

загрязнение окружающей среды вторичными загрязнителями (аммиак, дренажи).

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

Подавление образования оксидов азота и серы

Физико-химические процессы с участием SO₂, протекающие в газах при облучении электронами, изучены еще недостаточно. Считается, что к удалению SO₂ приводят три группы реакций:

1) газофазные, индуцированные ионизирующим излучением;

2) гетерогенные, индуцированные ионизирующим излучением;

3) термические, обусловленные взаимодействием SO₂ с аммиаком NH₃.

Первая группа реакций (газофазных) может быть представлена цепочкой реакций, ведущих к образованию паров серной кислоты:

; (4.16)

. (4.17)

Реакции протекают с большой скоростью.

Определяющую роль при электронно-лучевой очистке газов от SO₂ играет гетерогенный процесс формирования аэрозольных частиц, на поверхности или внутри которых протекают химические реакции связывания SO₂ и NH₃ в соли аммония. Инициируется этот процесс облучением газов, в результате которого происходит образование радикалов HSO₃ и HSO₅, которые в дальнейшем кластеризуются, зарождая цепочку гетерогенных реакций с SO₂ и NH₃.

Процесс очистки газов осуществляется в реакторе при температуре 80÷100 еС. Электронно-лучевая очистка дымовых газов от SO₂ и NO_x может осуществляться как по сухой, так и по мокрой технологиям. Принципиальная технологическая схема установки, разработанная в Энергетическом институте (Россия), работающей по технологии, реализующей сухой вариант очистки дымовых газов, представлена на рис. 4.37.

Дымовые газы после очистки от золы в электрофильтре 1 охлаждаются и конденсируются в теплообменнике 2, а затем смешиваются с аммиаком с смесителе 3. Далее в реакторе 6 газы облучаются потоком быстрых электронов, генерируемых ускорителем 5. Образующиеся в газах твердые соли аммония отделяются в фильтре 7, после чего дымовые газы удаляются в атмосферу, а соли аммония - в гранулятор 9 и далее потребителю. Производительность установки по газам - 10 тыс.м³.

Температура газов в реакторе е 70÷100 еС; расход аммиака а 10÷22 кг/ч; степень очистки газов от SO₂ т 80÷90 %.

Степень улавливания диоксида серы не зависит от интенсивности облучения. Значительное количество SO₂ улавливается даже при отсутствии облучения, благодаря реакции SO₂ с аммиаком. Однако при повышении температуры газов от 65 тС до 88 оС без облучения степень улавливания SO₂ практически линейно снижается с 60 до 10 %.

ДГ - дымовые газы; 1 - электрофильтр; 2 - теплообменник; 3 - смеситель; 4 - радиационная защита; 5 - ускоритель электронов; 6 - реактор;7 - фильтр; 8 - узел хранения, подготовки и подачи аммиака; 9 - гранулятор смеси сульфата и нитрата аммония

Рисунок 4.37. Принципиальная технологическая схема установки электронно-лучевой очистки дымовых газов ТЭС от оксидов серы и азота

Таблица 4.5. Сравнение техник одновременного снижения эмиссии оксидов серы и азота

№ п/п	Техники снижения эмиссии оксидов азота и серы	Степень снижения, %
1	2	3
1	Мокрые озонно-аммонийные методы	Оксиды серы - до 90 Оксиды азота - до 75
2	Мокрые аммонийно-карбамидные методы.	Оксиды серы - 90-95 Оксиды азота - 20-30
3	Электронно-лучевой (радиационно-химический) метод одновременной очистки дымовых газов от оксидов серы и азота	Оксиды серы - 80-90 Оксиды азота - 70-80

4.1.5. Техники сокращения выбросов CO и несгоревших углеводородов

Выбросы несгоревших газов, могут быть разделены на две основные группы: оксид углерода (CO) и углеводороды (C_xH_y). Оксид углерода (CO) во всех случаях является промежуточным продуктом процесса сжигания. Выбросы несгоревших газов являются следствием неполного сгорания и могут быть обусловлены слишком низкими температурами горения, слишком коротким периодом пребывания в зоне горения или неэффективным смешением топлива и воздуха для горения, что приводит к образованию локальных зон нехватки кислорода. Выбросы несгоревших газов могут быть снижены улучшением технологии сжигания.

Оксид углерода является наиболее важным продуктом недожога. Это устойчивое соединение присутствует даже при высоких температурах, если нет кислорода. Углеводороды, напротив, могут легко распадаться и образовывать сажу при высоких температурах в среде с нехваткой кислорода. Выбросы несгоревших углеводородов могут происходить из-за низкой температуры в зоне горения и недостаточного смешения топлива и воздуха. Однако такое сочетание условий редко встречается в современных установках для сжигания.

Если сгорание хорошо контролируется, то выбросы CO можно удерживать на уровне 50 мг/Нм³. Выбросы углеводородов в современных котлах энергетических установок незначительны и обычно ниже 5 мг/Нм ³.

На выбросы продуктов неполного сгорания влияет несколько параметров. Обычно, выброс несгоревших газов составляют самый большой объем, когда существуют трудности с контролем отношения топливо/воздух в топке или когда объем топлива неоднородный (как это происходит с отходами или биомассой). Уголь с небольшой химической активностью и содержанием летучих (антрациты, тощие угли) приводит к увеличению выбросов несгоревших газов. Большой объем выбросов также может быть следствием низких температур горения, которое обусловлено использованием низших сортов топлива, частичной нагрузкой или неисправностью горелки.

Некоторые меры по сокращению выбросов NO_x, например, сжигание с недостатком или избытком воздуха, могут приводить к увеличению выбросов несгоревших газов. В этих случаях важность обеспечения эффективной смеси воздуха и топлива в системе сжигания следует особо выделить. Снижение выбросов NO_x с помощью технологии СНКВ также может привести к большим выбросам СО. Выбросы CO могут сокращаться при подаче известняка в псевдоожиженный слой котла.

НДТ для сведения к минимуму выбросов окиси углерода является полное сжигание, которое связано с конструкцией топки, использованием высокоэффективного технологического контроля процесса горения, технического обслуживания и ремонта.

Вследствие отрицательного воздействия восстановления NO_x на СО оптимизированная система снижения выбросов NO_x будет также удерживать уровни СО на нижнем уровне: 3050 мг/Нм³ для сжигания пылевидного топлива и ниже 100 мг/Нм³ для сжигания в кипящем слое.

В случае с топливосжигающими установками на буром угле, где в качестве НДТ рассматриваются первичные меры снижения выбросов NO_x, уровни окиси углерода могут быть выше (100200 мг/Нм³).

Схема сжигания с пристенным дутьем отличается от традиционного концентрического сжигания тем, что воздух, обеспечивающий ступенчатость сжигания по горизонтали, подается не только через основные горелки, но и через дополнительные сопла. В этом случае происходит затягивание подмешивания воздуха к первичному факелу за счет ступенчатой подачи вторичного воздуха через концентрические каналы горелки и ступенчатости по горизонтали (за счет направления струй вторичного воздуха к топочным экранам). Эти струи вторичного воздуха защищают топочные экраны от шлакования.

В этом случае часть вторичного воздуха подается в топку с отклонением от направления основного воздушного потока и аэросмеси. В результате горение топлива на стадии выхода летучих происходит в среде, несколько обедненной кислородом, что приводит к значительному снижению образования топливных NO_x. Роста недожога при этом почти не происходит: необходимый для горения воздух просто подмешивается к факелу чуть позже, на стадии воспламенения и горения коксового остатка. Такая схема, при котором часть вторичного воздуха направляется вдоль стен топки, обеспечивает снижение содержания СО и повышение концентрации кислорода вблизи экранов топочной камеры.

НДТ для минимизации выбросов CO - это использование технологий полного сжигания топлива, для которых нужна удачная конструкция камеры сгорания или топочной камеры, использование эффективного мониторинга и технологий управления процессами горения, а также профилактическое обслуживание системы сжигания топлива. Не только создание и поддержание условий сжигания, но и хорошо оптимизированная система снижения выбросов NO_x, позволит поддерживать уровень выбросов CO ниже 100 мг/Нм³.

Кроме этого, использование катализатора окисления для снижения выбросов CO может считаться применением НДТ в случае, если источник выброса находится в густонаселенном городском районе.

4.1.6. Техники предотвращения и/или уменьшения выбросов металлов

Металлы, содержащиеся в большинстве ископаемых видов топлива, в процессе сгорания высвобождаются и могут выбрасываться в атмосферу в виде частиц или паров. Среди веществ, которые могут попадать в окружающую среду при сжигании углей на ТЭС, наибольшую экологическую опасность представляют соединения: ртути Hg, мышьяка As, селена Se, свинца Pb, кадмия Cd, цинка Zn, сурьмы Sb, висмута Bi, бериллия B, кобальта Co, хрома Cr, меди Cu, никеля Ni, ванадия V, марганца Mn, молибдена Mo. Попадая в организм человека в относительно небольших количествах, они способны накапливаться в ряде органов и тканей человека, вызывая их разрушение, возникновение злокачественных опухолей и мутагенные эффекты, понижение сопротивляемости к инфекциям.

Некоторые из этих металлов очень токсичны, особенно в достаточно высоких концентрациях.

Металлы попадают в окружающую среду несколькими потоками, в основном это золошлаковые отходы и дымовые газы, которые выбрасываются через дымовую трубу. Благодаря большому количеству топлива, потребляемому при производстве энергии, в окружающую среду могут выбрасываться большие количества потенциально опасных металлов. Большинство металлов связаны с твердыми частицами. Летучие элементы в основном конденсируются на поверхности небольших частиц в дымовых газах благодаря их большой площади поверхности. Ртуть Hg является высокотоксичным металлом, появляется в некоторых фракциях отходов при совместном сжигании на электростанциях угля и мазута, а также в углях низкого качества, выделяется в основном в газообразном виде и слабо улавливается системами газоочистки.

Массовый баланс тяжелых металлов для различных видов углей различен и зависит во многом от типа газоочистного оборудования. Баланс может быть представлен для различных типов крупных электростанций, работающих на угле, в виде структурной схемы (рисунок 4.38).

Рисунок 4.38. Массовый баланс тяжелых металлов на электростанциях, работающих на угле

Тяжелые металлы

Поведение тяжелых металлов в процессе сжигания определяется сложными химическими и физическими процессами. В основном тяжелые металлы в процессе горения испаряются, а затем при охлаждении конденсируются на твердых частицах летучей золы. Большинство металлов имеет достаточно низкие давления пара при температурах, которые существуют в обычных устройствах очистки дымовых газов и возможна их конденсация на твердых частицах. Поэтому НДТ для уменьшения выбросов тяжелых металлов с дымовыми газами энергоустановок, сжигающих каменный или бурый уголь должны использовать высокоэффективные электрофильтры ЭФ (с уровнем эффективности более 99,5 %) или рукавные фильтры РФ (с уровнем эффективности более 99,95 %).

Ртуть имеет высокое давление паров при обычных температурах дымовых газов в устройствах очистки и ее удаление пылеулавливающими устройствами является очень непостоянным. Низкие уровни выбросов ртути достигаются с помощью сухих и мокрых известь/известняковых скрубберов, которые рассматриваются как НДТ для снижения SO₂ для крупных топливосжигающих установок.

Угли хорошего качества содержат сравнительно мало ртути и наиболее низкие уровни выбросов обычно достигаются при применении РФ и ЭФ, где высокоэффективные электрофильтры обеспечивают хорошее качество удаления ртути (битуминозный уголь) при температурах менее 130 еС. Кроме того, некоторые конструкции систем очистки дымовых газов могут удалять окисленную или, в какой-то степени, осевшую на твердые частицы, ртуть. В том, что касается рукавных фильтров (РФ) или электрофильтров (ЭФ), работающих в сочетании с технологиями десульфуризации дымовых газов ДС, такими как мокрая известковая ДС, сухие скрубберы или ввод сухого сорбента, в среднем может быть получена степень удаления ртути 75 % (50 % в ЭФ и 50 % в установке ДС) или 90 % при дополнительном селективном каталитическом восстановлении. При сжигании полубитуминозного каменного или бурого угля эффективность улавливания значительно ниже и находится в диапазоне от 30 до 70 %. Более низкие уровни улавливания ртути в установках, работающих на полубитуминозном угле и бурых углях, связывают с низким содержанием углерода в золе и относительно более высоким количеством газообразной ртути в дымовых газах.

Периодический мониторинг ртути следует отнести к НДТ. Рекомендованная частота мониторинга: ежегодно или каждый третий год, в зависимости от используемого типа угля. Необходим контроль общих выбросов ртути, а не только ртути на твердых частицах.

Выбросы тяжелых металлов

Выбросы тяжелых металлов возникают в результате их наличия в качестве естественного компонента в ископаемых видах топлива. Большинство учитываемых тяжелых металлов выбрасываются в виде соединений (например, оксидов, хлоридов) совместно с твердыми частицами. В связи с этим, НДТ для снижения выбросов тяжелых металлов обычно является применение высокоэффективных пылеулавливающих устройств, таких как ЭФ или ТФ. В паровой фазе частично присутствуют только ртуть и селен.

Первичные меры снижения содержания Hg в твердом топливе

Очистка топлива (в основном угля) представляет собой возможность для удаления ртути из топлива перед его сжиганием. Существующие типы процессов очистки основаны на том принципе, что уголь имеет меньшую плотность, чем пиритная сера, камень, глина или прочие производящие золу примеси, которые содержатся в нем. Механическое оборудование, использующее импульсную подачу воды или воздуха, может физически выделять и удалять примеси. Центробежная сила, комбинированная с водой и воздухом, дает дальнейшую сепарацию угля от примесей. Другой метод - это промывание в плотной среде, где используют тяжелые жидкие растворы, обычно содержащие магнетит (мелко размолотые частицы оксида железа) для отделения угля от примесей. Мелкий уголь иногда очищается с использованием флотации. Эта технология отличается от прочих, поскольку она фокусируется в меньшей степени на гравитации и в большей на химической сепарации.

Технологии обработки дымовых газов для снижения выбросов ртути

Большинство металлов имеет достаточно низкие давления паров при обычной температуре работы оборудования по контролю загрязнений, и их конденсация на материале частиц возможна. Напротив, ртуть имеет в этих условиях высокое давление паров, ее сбор обычным газоочистным оборудованием существенно отличается. Наиболее важными факторами, влияющими на выбросы ртути от котлов, являются объем и температура отходящих газов, содержание хлоридов, концентрация ртути и химическая форма выделяемых соединений. Химические соединения ртути, выбрасываемые котлами, существенно различаются в зависимости от установки. Эффективность удаления зависит от представленных соединений ртути.

Факторами усовершенствованного контроля ртути являются низкие температуры (менее 150 еC), присутствие эффективных сорбентов ртути и применение метода для сбора сорбента. В основном высокие уровни углерода в летучей золе улучшают абсорбцию ртути на материале частиц, которые впоследствии удаляются оборудованием контроля частиц. Кроме того, присутствие хлороводорода (HC_l) в потоке отходящих газов может привести к образованию хлорида ртути, который легко абсорбируется на содержащих углерод частицах. Наоборот, оксид серы (SO₂) в дымовых газах может действовать как восстанавливающий реагент, преобразующий окисленную ртуть в элементарную, которую гораздо труднее собирать.

Технологии контроля, разработанные для контроля других загрязнений, кроме ртути (например, кислых газов и частиц) отличаются по своей возможности удаления ртути, но в основном могут достигать снижения не более 50 % (кроме высокоэффективных для хлорида ртути мокрых скрубберов).

Снижение выбросов металлов в системах очистки выбросов

Электрофильтры и рукавные фильтры обычно используются для удаления частиц из потока отходящих газов на установках по сжиганию твердого или жидкого топлива. Эти системы могут работать с общей эффективностью более 99,9 %. Однако эффективность удаления в основном ниже в диапазоне малых размеров частиц, т. е. в диапазоне размеров, в котором частицы насыщаются металлическими элементами.

Тканевые фильтры имеют сходную с ЭФ эффективность удаления частиц (т. е. более 99,9 %), но они лучше работают с тонким материалом частиц и менее чувствительны к пылевой нагрузке и характеристикам летучей золы. Эффективность сбора может быть увеличена путем использования кондиционирования отходящих газов малыми количествами добавок перед фильтрами.

Некоторые элементы могут оставаться в газообразной фазе пока топочные газы не остынут в достаточной для конденсации степени. Во время их прохода через тканевые фильтры они охлаждаются в достаточной для конденсации Hg степени. В некоторых оценках сообщается, что средняя эффективность удаления Hg порядка 40 % может быть достигнута для электростанций, оснащенных тканевыми фильтрами. Эффективность удаления Hg существенно зависит от свойств топлива (например, содержания C_l).

Снижение выбросов металлов системами десульфуризации ДС

Мокрые скрубберы систем ДС являются эффективным методом снижения выбросов некоторых металлов. Это связано в основном с тем, что температура отходящих газов снижается примерно на 5060 аC при прохождении через абсорбер, что позволяет большинству из летучих металлов сконденсироваться из паровой фазы, и быть удаленными из отходящих газов. Конденсированные металлы затем в основном переходят в сточные воды.

Эффективность удаления из отходящих газов составляет 3050 % для Hg и 6075 % для Se. Однако известь, используемая в некоторых системах, может быть существенным источником As, Cd, Pb и Zn, и, таким образом, концентрации этих элементов могут даже увеличивать их выброс. Выбросы из скруббера зависят от конкретных процессов и условий эксплуатации.

Средняя эффективность удаления Hg, равная 96,6 %, была достигнута, например, путем добавки гипохлорита натрия в дымовые газы от системы сжигания отходов. Гипохлорит натрия стабилизирует Hg в дымовых газах, обеспечивая улавливание водой скруббера. Hg затем может быть удалена из сточных вод с использованием процессов восстановления, испарения, конденсации и отделения Hg.

Общее удаление Hg в различных системах ввода сухих сорбентов изменяется в пределах 3585 %. Эти системы, используемые совместно с системами удаления частиц перед сухими скрубберами, обеспечивают высокую степень связывания металлов благодаря высокому содержанию этих элементов (включая летучие), которые затем удаляются перед установкой ДС. Наивысшие эффективности удаления, особенно для мелких частиц, достигаются системами сухих скрубберов с тканевыми фильтрами далее по потоку газов. Данные системы могут достигать высоких степеней удаления металлов. Эти установки, оснащенные системами улавливания частиц перед сухими скрубберами, имеют эффективность удаления Hg до 70 % уже перед входом в установку ДС.

4.2. Водопотребление и методы сокращения сбросов в воду

4.2.1. Водопотребление и характеристика сточных вод

Энергоисточники являются крупными потребителями воды. Вода используется в технологическом цикле электростанций для производства пара, восполнение потерь в тепловых сетях, для охлаждения основного и вспомогательного оборудования.

Тепловые электростанции оказывают отрицательное воздействие на водные объекты при заборе (изъятии) большого количества воды, нарушая естественный баланс водной среды.

Водопотребление зависит от типа энергоисточника, единичной мощности турбин и параметров пара, вида применяемого топлива и района размещения, специфики работы внешних потребителей тепловой энергии и др. Источниками водоснабжения являются поверхностные водные объекты, подземные воды, а также городской водопровод. Мероприятия по сокращению водопотребления во многом зависят от источника воды.

Повышение единичной мощности турбин и параметров пара, использование газа вместо твердого топлива снижают удельный объем воды на выработку электроэнергии.

Для КЭС на органическом топливе мощностью 1 млн кВт полное водопотребление составляет около 0,9 км³ воды в год. По данным Бюро национальной статистики Aгентства по стратегическому планированию и реформированию Республии Казахстан, доля энергетики в общем объеме потребления пресной воды промышленностью страны составляет около 5 % (5,5 км³).

4.2.2. Характеристика сточных вод

Тепловые электростанции являются источником сточных вод. В поверхностные водоемы отводится 84 % от общего водопотребления энергоисточниками, в основном - это условно чистые воды (99,9 %).

Принято различать: производственные сточные воды, дождевые стоки с поверхности зданий и территорий, хозяйственно-бытовые стоки.

Загрязненные сточные воды ТЭС состоят из различных по количеству и качеству потоков. В их состав входят:

1) нагретые воды систем охлаждения конденсаторов турбин и вспомогательного оборудования;

2) регенерационные воды водоподготовительных установок (ВПУ);

3) замазученные и замасленные воды;

4) промывочные и консервационные воды;

5) воды обмывки наружных поверхностей нагрева котлов;

6) воды систем ГЗУ;

7) сточные воды из систем очистки дымовых газов;

8) воды после гидроуборки топливных цехов и других помещений ТЭС;

9) поверхностные ливневые и талые воды;

10) бытовые сточные воды.

В зависимости от их происхождения потоки сточных вод содержат:

взвешенные вещества;

нефтепродукты;

водорастворимые вещества (органические, неорганические).

На ТЭС, в соответствии с проектными решениями, в целях сокрещения использования исходной воды, должены использоваться системы оборотного и повторно - последовательного водоснабжения, при которой сбросные воды одного типа непосредственно или после некоторой обработки будут исходными для других потребителей той же ТЭС (или внешних).

Целью водоохранных мероприятий является безопасная эксплуатация и предотвращение ухудшения состояния водных объектов. Для этого необходимо принятие мер по предотвращению и/или снижению возможного негативного воздействия, оценка их эффективности, возможности реализации, а также обеспечение оптимальных способов соблюдения экологического благополучия водного объекта, в том числе внедрение наилучших доступных техник.

В комплексе водоохранных мероприятий выделяется два основных направления:

1. Применение современных высокоэффективных видов оборудования и техник (наилучших доступных техники) для предотвращения (снижения) сбросов.

2. Применение систем, сооружений и установок для очистки, повторного использования и утилизации сточных вод.

Выбор метода и технологии очистки производственных сточных вод зависит от конкретных условий ТЭС: мощности установленного оборудования, системы охлаждения, режима работы, технологии водоподготовки, вида топлива, способа золошлакоудаления, местных климатических, гидрогеологических и прочих факторов с соответствующими технико-экономическими расчетами.

4.2.2.1. Сточные воды систем охлаждения ТЭС

Наибольшее количество сточных вод отводится из систем охлаждения оборудования. Применяются оборотные системы охлаждения: с градирнями, с прудом-охладителем.

В Казахстане на энергоисточниках наиболее распространена оборотная система охлаждения; систему прямоточного охлаждения имеют отдельные ТЭС, в числе которых: ЭС AО «ЕЭК», р. Ертис, УК ТЭЦ, Aтырауская ТЭЦ, Жамбылская ГРЭС.

4.2.2.1.1. Сточные воды прямоточных систем охлаждения

Воды, сбрасываемые из прямоточных систем охлаждения, относятся к категории «нормативно чистые» и при сбросе в водный объект не подвергаются очистке.

В настоящее время применяются комбинированные прямоточно-оборотные системы охлаждения с подачей части воды, подогретой в конденсаторах турбин, в подводящие каналы с использованием для этих целей действующих систем шугоподавления или специально сооружаемых трубопроводов (каналов) из отводящих циркводоводов в подводящие каналы.

Возможно уменьшение водопотребления ТЭС как с прямоточной системой охлаждения, так и с оборотной с водоемом-охладителем при использовании подогретой воды для приготовления подпиточной воды теплосети и добавочной воды паровых котлов.

Подогрев исходной воды из водоисточника перед водоподготовительной установкой (ВПУ) является неотъемлемой частью процесса обработки добавочной воды котлов и подпиточной воды теплосети. Как правило, вода подогревается в подогревателе сырой воды паром одного из отборов турбин.

Отбор части подогретой в конденсаторе воды на ВПУ позволяет не только снизить забор воды из водного объекта, но и полезно использовать тепло. Целесообразно использовать подогретую воду либо только в холодный период года, либо поддерживать требуемую температуру воды перед водоподготовкой путем подмеса подогретой в конденсаторе воды к исходной из водоисточника.

Использование на водоподготовительной установке 100 м³/ч, подогретой в конденсаторе на 10 аС воды вместо нагрева того же количества природной воды паром производственного (или теплофикационного) отбора, позволяет увеличить мощность, вырабатываемую на тепловом потреблении, более чем на 450 кВт.

Повторное и комбинированное использование теплообменных вод рассматривать как НДТ.

Применение прямоточного охлаждения оборудования является наилучшей доступной техникой там, где позволяют природные условия (достаточен дебет источника водоснабжения во все сезоны года).

4.2.2.1.2. Сточные воды оборотных систем охлаждения

В оборотных системах охлаждения происходит ухудшение качества воды в процессе испарения и капельного уноса (происходит концентрирование солей), которое существенно ухудшает технико-экономические показатели работы теплоэнергетического оборудования. Возникает риск повышенных отложений карбоната кальция на трубках конденсаторов, и как следствие, существенного снижения КПД ТЭС.

Для предупреждения коррозии и накипеобразования проводится стабилизационная обработка воды с использованием подкисления, фосфатирования, ингибиторов накипеобразования и коррозии.

На ТЭС с оборотными системами охлаждения (ОСО) с градирнями достаточно широко применяется использование продувочной воды ОСО для приготовления подпиточной воды теплосети с закрытым водоразбором, но только при низкой степени концентрирования (не более 1,2). Такое решение снижает непроизводительные потери воды с продувкой и увеличивает степень обмена воды в ОСО. Кроме того, такое решение позволяет утилизировать отводимое тепло в системе подготовки подпиточной воды теплосети. В случае экстремальной ситуации ОСО ТЭС служит естественным резервом, из которого возможна при необходимости подача в теплосеть больших объемов нагретой воды.

В оборотную систему охлаждения, не имеющую продувки в поверхностный водный объект, рекомендуется направлять поверхностные сточные воды, сточные воды после гидроуборки, предварительно очищенные от взвешенных веществ и нефтепродуктов, отмывочные воды фильтров химводоочистки, воды после водной промывки котлов, а также другие сточные воды, близкие по солевому составу к добавочной воде системы оборотного охлаждения, отбираемой из водоисточника.

Любая система охлаждения, как прямоточная, так и оборотная, может быть признана НДТ при условии достижения максимально возможной экономичности и максимально возможного соответствия экологическим требованиям.

Важнейшим мероприятием для уменьшения количества тепловых сбросов является использование низкопотенциального тепла охлаждающей воды.

Температура воды после конденсаторов не превышает 2026 тС зимой и 3542 иС летом. Такая вода может быть использована:

в тепловых насосах для теплофикационных целей;

для разведения рыбы;

для полива в теплицах и оранжереях;

в животноводческих комплексах;

для подогрева открытого грунта при производстве

сельскохозяйственной продукции и дополнительного

охлаждения технической воды;

для переработки отходов растениеводства и рыбоводства при

производстве грибов и т. д.

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

Для поддержания оборудования ВПУ в состоянии, обеспечивающем требуемое качество добавочной воды, необходимы периодические промывки, регенерации и т. д., связанные с образованием сточных вод.

При обработке воды на ВПУ образуются сточные воды двух основных типов:

воды, получающиеся на стадии предочистки воды при ее коагуляции и известковании и содержащие взвешенные вещества;

воды повышенной минерализации, образующиеся в процессе умягчения и обессоливания воды.

С экономической точки зрения, основным направлением по сокращению количества сбрасываемых солей с установок ВПУ является применение современных технологий обработки воды со сниженными расходами реагентов.

4.2.2.3. Технология приготовления добавочной воды паровых котлов и теплосети

Процесс приготовления добавочной воды включает предварительную очистку воды и обессоливание.

Предварительная очистка воды может производиться в осветлителях с известкованием и коагуляцией либо только с коагуляцией для удаления из воды механических примесей во взвешенной и коллоидно-дисперсной фазе, в том числе органических соединений, железа, кремния. После коагуляции вода собирается в баки коагулированной (известкованной воды) и проходит механическую фильтрацию.

Имеются предочистки с использованием отстойников или проведением коагуляции непосредственно на фильтрах (прямоточная коагуляция).

При использовании водопроводной воды коагуляция не проводится, и вода проходит только механическую фильтрацию.

В состав основного оборудования предочисток входят: осветлители, баки сбора коагулированной воды, механические (осветлительные) фильтры с загрузкой из гидроантрацита (при известковании) или кварцевого песка. В качестве реагентов применяют алюминийсодержащие коагулянты (сульфат, оксохлорид алюминия), реагенты для создания оптимальной величины рН для технологии коагуляции. При коагуляции с известкованием применяются железный купорос и известь.

Далее вода проходит одну или две ступени химобессоливания (см. рисунок 4.39).

Рисунок 4.39. Схема химического обессоливания воды

Такая схема считается «классической» для подготовки воды для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭС с барабанными котлами высокого давления. На блоках с прямоточными котлами ВПУ дополняется третьей ступенью обессоливания на раздельных слоях или фильтрами смешанного действия (ФСД).

При очистке турбинного конденсата на блоках сверхкритических параметров, а также загрязненных конденсатов, возвращаемых от сторонних потребителей, и внутристанционных конденсатов, также применяется ионный обмен. Как правило, регенерационные воды отводятся в баки-нейтрализаторы на ВПУ или сооружается одна установка нейтрализации для всех блочных обессоливающих установок (БОУ).

Для обессоливания конденсата на БОУ применяются фильтры смешанного действия - ФСД с выносной регенерацией или раздельное одноступенчатое обессоливание на сильнокислотных катионитах и сильнощелочных анионитах.

Перед ионообменными фильтрами на БОУ и КО очищаемая вода проходит стадию механической фильтрации на осветлительных фильтрах с предвключенными электромагнитными фильтрами на БОУ (или без них). Для очистки конденсатов от нефтепродуктов стадия механической фильтрации дополняется фильтрованием через сорбционные фильтры, загруженные активным углем.

Количество минерализованных стоков от БОУ и КО по сравнению с химическим обессоливанием невелико.

В состав отработанных регенерационных растворов и промывочных вод ионитных фильтров входят кальциевые, магниевые, натриевые соли хлоридов, сульфатов, силикатов и других анионов, содержащихся в исходной природной воде, и избыток используемых на водоочистке реагентов - серной кислоты, едкого натра или поваренной соли. Избытки реагентов (кислоты и щелочи) при параллельноточном ионировании, превышают содержание солей в исходной воде, как минимум в 2,2 раза. Расход воды собственных нужд химобессоливания составляет 1225 % в зависимости от качества исходной воды.

ВПУ многих ТЭС, введенные в эксплуатацию с пуском первого котла, выработали ресурс (30 лет), физически изношены и морально устарели, современная автоматизация на них практически отсутствует.

В настоящее время с учетом увеличении стоимости ионообменных смол и реагентов (кислоты и щелочи) для регенерации фильтров применяются альтернативные технологии обработки воды, получаемой путем сочетания мембранных или термических методов обработки с химобессоливанием.

Применение мембранных технологий и термообессоливающих установок (испарителей) позволяет существенно снизить расходы реагентов на получение добавочной воды.

В последнее время в схемах предочистки воды перед установкой обратного осмоса (УОО) применяются установки ультрафильтрации (УУФ). Механизм процесса основан на принципе сепарации или «просеивания» частиц в зависимости от их размера, т. е. происходит селективное удаление всех частиц с размерами большими, чем размер пор мембраны Солевой состав воды при этом сохраняется неизменным. Мембрана имеет очень однородный определенный размер пор, качество обработанной воды при этом независит от качества исходной воды.

Если в схеме предварительной очистки отсутствует осветлитель, то, при необходимости, дозирование коагулянта производится на вход УУФ. По мере загрязнения УУФ автоматически переводится в режим обратной безреагентной промывки, промывные воды используются в цикле ТЭС. Периодически производится химическая обратная промывка с использованием щелочи (NaOH) и кислоты (HC_l, H₂SO₄)

Промывная вода после химически усиленных промывок собирается в баки-нейтрализаторы.

Фильтрат подается на установку обратного осмоса (УОО), на которой происходит разделение потока на пермеат и концентрат. Пермеат в процессе разделения на 95-98 % освобождается от солей. Концентрат, объем которого составляет 20-25 % от объема исходной воды, содержит только сконцентрированные соли исходной воды. Для сокращения объемов подаваемой на УОО исходной воды концентрат обычно «дожимается» на втором каскаде УОО, после чего сбрасывается Дальнейшее обессоливание пермеата (его называют частично деминерализованной водой) может производиться на второй ступени обратного осмоса. При этом обеспечивается получение пермеата с удельной электропроводностью на уровне нескольких мкСм/см. Концентрат второй ступени УОО, как правило, подается на вход первой ступени. Вторая ступень УОО, обычно предшествует установке электродеионизации, на которой осуществляется глубокое обессоливание. Возможно также ионообменное дообессоливание пермеата. Химическая промывка УОО производится периодически 1 раз в 36 мес.

Комбинированные мембранно-ионообменные технологии, имеющие высокую степень экономической эффективности и надежности, являются оптимальным методом при реконструкции действующих ВПУ, где уже имеются ионообменные фильтры, кислотно-щелочное реагентное хозяйство, и системы сбора и нейтрализации стоков. При сбросе в водный объект сточные воды от химической промывки установок ультрафильтрации и обратного осмоса должны быть нейтрализованы до величины рН (6,5÷8,5). Количество высокоминерализованных сточных вод и расход реагентов в этом случае во много раз меньше, чем при чисто ионообменной схеме.

Водоподготовка подпитки теплосети и котлов с применением УОО приведена на рис. 4.40.

УОО работают многих ТЭЦ Казахстана.

Применение установок ультрафильтрации (УУФ) позволяет достичь величины SDI ы2 (индекс плотности осадка Silt Density Index), по которому нормируется качество воды перед УОО. Требуемая величина SDI а3. Вода после осветлителя и механических фильтров, как правило, не позволяет достичь такого показателя, что приводит к уменьшению срока службы дорогостоящих мембранных элементов УОО.

Рисунок 4.40. Водоподготовка подпитки теплосети и котлов с применением УОО

В последнее время на ряде ТЭС успешно эксплуатируются установки коагуляции и осветления воды на напорных фильтрах с «плавающей» загрузкой.

Отличительной особенностью данной технологии являются усовершенствованные нижние и верхние дренажно-распределительные устройства в напорном фильтре, а также использование в качестве фильтрующей загрузки гранулированного плавающего инертного материала (грансостав 35 мм, плотность гранул 0,80,9 г/см³), обладающего высокой механической прочностью и соответственно длительным сроком службы (не менее 20 лет).

Во время работы предварительно в исходную воду дозируется последовательно коагулянт и флокулянт. Фильтрация воды в фильтре производится восходящим потоком через слой зажатого инертного материала, на котором происходит «налипание» образовавшихся хлопьев коагулянта и загрязняющих веществ. При этом скорость фильтрации составляет 1015 м/ч (в форсированном режиме до 20 м/ч).

Периодическая взрыхляющая промывка инертного материала производится сначала сжатым воздухом, что позволяет обеспечить его 100 % очистку (эффект трения зерен и очистка от налипших к ним загрязнений), а затем водная промывка нисходящим потоком и удаление тяжелых загрязнений, что позволяет сократить объем сточных вод до 36 % от производительности установки ВПУ.

Учитывая, что в качестве инертного плавающего материала используются зерна из высокопрочного полимера, при водо-воздушной промывке не происходит его механического истирания в отличие от песка и гидроантрацита.

Область применения технологии динамического осветления воды:

очистка поверхностных вод (перед ионитными фильтрами и обрато-осмотическими установками);

очистка промышленно-ливневых сточных вод (максимальное содержание нефтепродуктов - 4 мг/дм3).

В последние десятилетия в качестве альтернативы параллельпоточному ионному обмену довольно широко внедряются малосточные технологии противоточного ионирования. Следует отметить определенные сложности, связанные с необходимостью использования в качестве загрузки специфических ионообменных смол, ограниченно производимых отечественными предприятиями.

4.2.2.4. Сточные воды установок предварительной очистки воды

В схему по переработке сточных вод осветлителей (продувочной воды и воды от пробоотборных точек) входят баки, обеспечивающие прием суточного количества этих вод, и насосы рециркуляции для обеспечения поддержания равномерной концентрации шлама и предотвращения образования отложений.

Шламовые воды предочисток, работающих по технологии известкования и коагуляции сернокислым железом, содержат известковый шлам, гидроксид магния, железа, кремнекислоту, органические вещества, и имеют рН более 10,0. Этот шлам легко поддается отстою и фильтрации на вакуумных фильтрах и фильтр-прессах. Фильтрат может быть возвращен в осветлитель, а отжатый шлам подвергнут захоронению или утилизации. Как правило, при захоронении шлама на полигоне ТБО ему присваивается четвертый класс опасности. Имеется много проработок по использованию сухого шлама от известкования: для раскисления почв, для приготовления известковых растворов, в качестве добавок при производстве кирпичей, цемента и т. д.

Шлам осветлителей при коагуляции солями алюминия имеет низкую величину рН, состоит из гидроксида алюминия, кремнекислоты, соединений железа, взвешенных веществ, содержит большое количество воды (более 90 %), и имеет гелеобразную консистенцию. Этот гель практически не поддается отстою и не фильтруется с приемлемыми показателями ни на одном из типов фильтр-прессов или вакуумных фильтров.

При проектировании схем переработки сточных вод предочисток предусматриваются шламонакопители, рассчитанные на прием шлама в течение 10 лет. Осветленную воду возвращают со шламонакопителей на повторное использование в цикле ВПУ.

Вода от промывки механических фильтров при наличии осветлителей направляется либо в линию исходной воды (при коагуляции), либо в нижнюю часть осветлителя (при известковании). Для обеспечения постоянного расхода эта вода предварительно собирается в бак промывочных вод механических фильтров.

В установку по очистке продувочных вод осветлителей входят: трубопроводы (с арматурой) шламовых вод из осветлителей до установки, баки сбора продувочных вод, насосы рециркуляции, шламонакопители, вакуумфильтры или фильтр-прессы, бункеры обезвоженного шлама, трубопроводы (с арматурой) внутри установки.

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

Состав и объем солевых стоков, образуемых действующими водоподготовительными установками, работающими по технологии параллельноточного ионного обмена, определяется:

проектной и фактической производительностью водоподготовительной установки;

принятой технологией;

качеством воды, подаваемой на ВПУ;

требованиями отраслевых нормативных документов и производителей основного оборудования к качеству питательной, добавочной, подпиточной воды;

уровнем автоматизации.

В состав отработанных регенерационных растворов и промывочных вод ионитных фильтров входят кальциевые, магниевые, натриевые соли хлоридов, сульфатов, силикатов и других анионов, содержащихся в исходной природной воде, и избыток используемых на водоочистке реагентов - серной кислоты, едкого натра или поваренной соли.

Сточные воды химического обессоливания перед сбросом в водные объекты должны быть нейтрализованы, для чего на ВПУ предусматриваются баки-нейтрализаторы и система подачи в них нейтрализующего реагента, а также система перемешивания сточных вод (гидравлическая и пневматическая).

Применение установок обратного осмоса, как правило, позволяет снизить уровень загрязненности минерализованных стоков ТЭС.

4.2.2.6. Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами

Загрязнение воды нефтепродуктами на ТЭС происходит: в процессе эксплуатации и ремонта оборудования мазутного хозяйства, за счет утечек трансформаторного и турбинного масел из маслосистем турбин, генераторов и возбудителей аварийного разлива масла и мазута, утечек из систем охлаждения подшипников различных вращающихся механизмов (насосов, дымососов, вентиляторов, мельниц и др.) от мойки автотранспорта.

Характеризуются наличием в них масел и мазута. Их расход на мощных

электростанциях доходит до 100150 м³/ч при среднем содержании нефтепродуктов до 50 мг/дм³. Попадающие в водные объекты стоки, содержащие нефтепродукты, вызывают появление в воде посторонних запахов и привкусов, образование пленки или масляных пятен на ее поверхности и отложений тяжелых нефтепродуктов на дне водного объекта. Пленка нефтепродуктов нарушает процесс газообмена и препятствует проникновению в воду световых лучей, загрязняет берега и прибрежную растительность. Донные отложения медленно разлагаются и становятся источником вторичного загрязнения.

Наличие в воде нефтепродуктов делает воду непригодной для питья. Особенно большой ущерб наносится рыбному хозяйству.

Для предотвращения попадания в водные объекты маслосодержащихстоков применяются двухконтурные маслоохладители и системы охлаждения другого маслонаполненного оборудования.

Применение автономного оборотного охлаждения маслосистем турбин возможно для воздушно-конденсационных систем охлаждения.

Для своевременного обнаружения утечек масла из систем охлаждения устанавливаются приборы автоматической регистрации содержания нефтепродуктов.

На ТЭЦ должны быть сооружены установки для очистки нефтесодержащих сточных вод.

В систему отведения сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, направляют:

протечки сальников насосов; сливы уплотнения сальников;

загрязненные сливы с охлаждения подшипников насосов и других вращающихся механизмов;

сливы от сети аварийных маслостоков;

дождевые и талые воды от открытых складов масла, мазута, дизельного топлива:

от участков территории, загрязняемых в процессе эксплуатации;

конденсат с содержанием мазута более 5 мг/дм³ от установок разогрева мазута:

сточные воды гидроуборки;

отмывочные воды фильтров конденсатоочистки.

Система отведения сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, должна быть полностью изолированной и не иметь связи с другими системами водоотведения и выпуском вод в водный объект.

Очистка сточных вод от нефтепродуктов и взвешенных веществ для достижения в очищенных стоках остаточного содержания нефтепродуктов менее 0,1 мг/дм³ и взвешенных веществ менее 5 мг/дм³ может проводиться по следующей технологии (рис. 4.41):

сбор и отстой с предварительной очисткой от грубодисперсных примесей на песколовках;

первичная очистка от нефтепродуктов на нефтеловушках и/или флотаторах;

механическая фильтрация на фильтрах с зернистой загрузкой;

фильтрация через сорбционные фильтры.

Замену фильтрующих материалов для достижения такой степени очистки необходимо производить 1 раз в год.

1 - распределительная камера; 2 - приемные резервуары; 3 - нефтеловушка; 4 - промежуточный резервуар; 5 - механический фильтр; 6 - сорбционный (угольный) фильтр; 7 - резервуар очищенной воды; 8 - резервуар уловленных нефтепродуктов; 9 - резервуар осадка; 10 - насос подачи очищаемой воды на фильтры; 11 - насос взрыхляющей промывки фильтров

Рисунок 4.41. Схема установки очистки сточных вод, загрязненных нефтепродуктами

При наличии в обрабатываемой воде тяжелых и эмульгированных нефтепродуктов установка дополняется флотатором, где с помощью диспергированного воздуха нефтепродукты поднимаются на поверхность и удаляются специальным захватывающим устройством.

В случае, когда очищенные сточные воды используются внутри станции, состав систем очистки выбирается ТЭС. На установку подготовки подпиточной воды закрытой теплосети очищенные стоки могут быть поданы после механических фильтров (5). После Na-катионирования содержание нефтепродуктов будет удовлетворять нормам ПТЭ для подпиточной воды закрытой теплосети (не более 1 мг/дм³). При содержании нефтепродуктов после нефтеловушки не более 3 мг/дм³ очищенные стоки могут использоваться повторно для гидроуборки производственных помещений или направляться в осветлитель исходной воды.

Возможна очистка нефтесодержащих стоков совместно с очисткой поверхностного стока с территории (рис.4.42).

В ряде случаев используется термический способ утилизации вод, содержащих нефтепродукты, путем сжигания их в топке котла совместно с основным топливом.

Рисунок 4.42. Схема установки очистки нефтесодержащих стоков совместно с очисткой поверхностного стока с территории

4.2.2.7. Сбросные воды от химических очисток и консервации оборудования

Для очистки внутренних поверхностей оборудования (в основном котлов) от отложений применяют промывки различными химическими растворами.

Обязательными являются промывки впервые вводимого в эксплуатацию оборудования - предпусковые промывки и оборудования, выводимого из капитального ремонта.

Эксплуатационные промывки проводят периодически, поэтому промывочные воды и воды консервации относятся к периодическим. Сточные воды от предпусковых (после окончания монтажа) и эксплуатационных химических промывок и консерваций оборудования представляют собой «залповые» сбросы с большим разнообразием содержащихся в них веществ.

Технология промывок и состав реагентов зависят от состава отложений, удаляемых с поверхности нагрева, и типа оборудования.

При химической очистке оборудования выполняются следующие технологические операции:

водная промывка технической водой;

обезжиривание внутренних поверхностей растворами щелочи или поверхностно-активных веществ;

вытеснение раствора технической водой с последующей заменой ее на обессоленную;

химическая очистка соответствующим раствором;

пассивация очищенных поверхностей;

дренирование или вытеснение пассивирующего раствора обессоленной водой.

В результате химической очистки образуются сточные воды, содержащие как используемые реагенты, так и отложения, удаленные с поверхностей нагрева: сульфаты и хлориды кальция, магния и натрия, всевозможные токсичные соединения (соли железа, цинка, фторсодержащие соединения, гидразин).

Кроме того, в сточных водах содержатся органические вещества (нитриты, сульфиды, аммонийные соли), для окисления которых необходим кислород.

В зависимости от назначения очистки и материала промываемого или консервируемого оборудования они содержат кислоты, щелочи, нитраты, соли аммония, соли железа, трилон-Б, гидразин, фтор, катапин, каптакс, уротропин, аммиак или нитрит натрия и др. Наибольшую опасность на санитарный режим водоемов оказывают присутствующие в этих сточных водах токсичные вещества и органические вещества, потребляющие кислород.

Сбросные воды химпромывок и консервации оборудования подлежат нейтрализации и отстою с последующим сбросом в систему ГЗУ, централизованные системы водоотведения или водные объекты при наличии разрешительных документов.

Для повышения экологической безопасности электростанций необходима организация водно-химических режимов, не требующих химических реагентов или их минимизация (нейтральный водный химический режим для прямоточных котлов) и замена химических методов очистки основного оборудования на без реагентные (парокислородная очистка оборудования).

4.2.2.8. Воды обмывки наружных поверхностей нагрева котлов.

Эти воды характерны только для мазутных электростанций. Зольные частицы, образующиеся при сжигании мазута, обладают большой липучестью и оседают преимущественно на конвективных поверхностях нагрева котлов и в регенеративных воздухоподогревателях (РВП), что приводит к росту сопротивления газового тракта котла и повышению температуры уходящих газов.

В состав золы входят оксиды и соединения ванадия, никеля, натрия, кальция, алюминия, железа и др.

Обмывки РВП проводят через 15-20 суток эксплуатации котла. Объем водопотребления на промывку РВП и пиковых водогрейных котлов зависит от ряда факторов, в том числе от вида и качества сжигаемого топлива, типа и режима работы котлов, схемы очистки промывочных вод и устанавливается индивидуально для каждой ТЭС.

На мощных ТЭС количество этих вод достигает 800 м³ на одну обмывку РВП и до 300 м³ на обмывку котлоагрегата Обмывочные воды регенеративных воздухоподогревателей (РВП) представляют собой кислые растворы (рН=1,33), содержащие грубодисперсные примеси: оксиды железа, кремнекислоту, продукты недожога, не растворившуюся часть золы, свободную серную кислоту, сульфаты тяжелых металлов, соединения ванадия, никеля, меди и др. Примерный уровень загрязнений таких обмывочных вод: свободная кислотность по H₂SO₄ - 0,5 %; сухой остаток - 3,54,5 %; железо - 78 г/дм³; ванадий - 0,30,8 г/дм³; никель - 0,10,15 г/дм³; медь - 0,020,05 г г/дм³.

Обмывочные воды РВП и конвективных поверхностей нагрева (КПН) котлоагрегатов после нейтрализации и отстоя повторно используются для промывок РВП и КПН либо отводятся в централизованные системы водоотведения или водные объекты при наличии разрешительных документов.

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

Наибольшее распространение на энергоисточниках РК получили оборотные системы гидрозолошлакоудаления, с возвратом осветленной воды на ТЭС. Осветленная вода с золоотвалов насосами осветленной воды возвращается для повторного использования.

В соответствии с п. 560 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей [59] эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлических систем золошлакоудаления должна быть организована в бессточном режиме, предусматривающем поддержание баланса воды в среднем за год и преимущественное использование осветленной воды в технических целях (обмывка поверхностей нагрева котлов, золоулавливающих установок, гидроуборка зольных помещений, уплотнение подшипников багерных насосов, орошение сухих участков золоотвалов для пылеподавления, приготовление бетонных растворов и т.д.) и направление образующихся стоков в систему гидрозолоудаления (ГЗУ).

Объем постоянных добавок воды или стоков в систему ГЗУ, включая атмосферные осадки, выпадающие на поверхность золоотвала и бассейна осветленной воды, не должен превышать потерь воды из системы ГЗУ.

При эксплуатации систем ГЗУ не удается полностью исключить фильтрацию через ложе и дамбы золоотвала, которая должна быть сведена к технически достижимому и экологически безопасному минимуму. Можно снизить объем фильтрационных дамб золоотвала, перехватом фильтрационных вод и возвращением их оборотный цикл ГЗУ. Качество вод системы ГЗУ зависит от вида сжигаемого топлива и типа установленного оборудования. В процессе эксплуатации системы в воде возрастает концентрация токсичных веществ присутствующих в золошлаковых материалах, таких как ванадия, мышьяка, фтора, ртути и др. Кроме того, при мокром золоулавливании в воде растворяются оксиды серы, азота, углекислый газ. Значение воды в оборотных системах гидрозолоудаления pH может быть от сильно кислотного до сильнощелочного.

Состав и степень загрязненности этих вод должны приниматься по результатам химического контроля.

Сброс осветленной воды из золоотвалов в водные объекты не допускается.

4.2.2.10. Сточные воды из систем очистки дымовых газов

В настоящее время в РК сероочистка и азотоочистка не применяется. Но переход на принципы НДТ потребует оборудования топливосжигающих установок газоочисткой.

Ниже представлено описание возможных вариантов очистки и сокращения сточных вод от систем газоочистки, согласно европейской практике.

Одним из основных источников сточных вод является мокрый скруббер известняка, который используется в топливосжигающих установках для десульфуризации дымовых газов, хотя этот объем воды может быть уменьшен за счет использования топлива с более низким содержанием хлора и путем проектирования поглотителя для работы при более высокой концентрации хлорида. Это приводит к сокращению очистки до станции очистки сточных вод, что, в свою очередь, снижает выбросы в воду. Пример традиционной системы очистки сточных вод представлен на рисунке 4.43, но отмечается, что существует множество различных типов систем, в зависимости от различных национальных правил, типа топлива и факторов, специфичных для конкретного участка.

Величина pH сточных вод мокрой системы сероочистки увеличивается для осаждения металлов. Обычно это достигается с использованием либо известкового молока, либо каустической соды, что вызывает образование гидроксидов металлов. Добавление флокулянтов (хлорид железа (III)) приводит к образованию хлопьев. Добавление коагуляционных вспомогательных средств (полиэлектролитов) способствует агломерации отдельных хлопьев, так что возникает большее образование хлопьев. Затем осадок предварительно осаждается, сливается и удаляется или сжигается. Часть «жидкого» шлама возвращается на стадию флокуляции, где частицы шлама служат в качестве исходных ядер кристаллизации, способствующих более быстрой флокуляции.

Обработанную сточную воду на стадии предварительного осаждения можно подавать в загуститель с перегородкой для дальнейшего осаждения. Отложенные микрочастицы осаждаются на наклонных порогах топки. Шлам, падающий с порогов, собирается в нижней точке сгустителя с наклонными плоскостями и также может быть рециркулирован. Очищенная сточная вода подается в канализацию через перелив сгустителя с наклонными плоскостями при условии соблюдения нормативных предельных значений. Кроме того, если значение рН требуется от 6 до 9,5, вода нейтрализуется. Хотя этого, как правило, не требуется, содержание аммиака в сточных водах может привести к тому, что их сначала подают на установку для удаления аммиака до того, как они будут сбрасываться в канализацию.

На различных установках обработка сточных вод мокрой десульфуризации осуществляется различными методами. В то время как на некоторых из них используют флокулянты и вспомогательные средства для флокуляции, на других используют только вспомогательные вещества для флокуляции и органический сульфид. Однако существуют также операторы, которые используют флокулянты, вспомогательные вещества для флокуляции и органический сульфид.

В примере, показанном на рисунке 4.43, сточные воды установки мокрой десульфуризации предварительно нейтрализуют в мешалке с помощью известковой суспензии. Величина рН увеличивается за счет дополнительного дозирования известкового шлама во втором реакторе. Начальная флокуляция и осаждение гидроксидов тяжелых металлов происходят в резервуаре циркуляционного концентрационного реактора. Полиэлектролитический раствор подают в питающую линию в резервуар концентрационного реактора во избежание отталкивания между частицами гидроксида и ускорения осаждения.

Обработанную воду с рН от 6 до 9 можно переместить из верхней зоны резервуара с циркуляционным концентрированным реактором в главный водозабор. Если значение рН выше 9, оно корректируется кислотной добавкой, например, соляной кислотой. Часть шлама, отводимого из концентрационного резервуара, подают в виде контактного шлама для поддержки флокуляции в первой мешалке. Этот шлам действует как ускоритель для осаждения гидроксидов. Большая часть суспензии из мешалки временно хранится в контейнере для суспензии, обезвоживается в фильтровальном прессе и, наконец, хранится в бункере перед утилизацией.

Рисунок 4.43. Установка очистки сточных вод мокрой системы десульфуризации

Двухступенчатые процессы осаждения (см. рис. 4.44) широко распространены в обработке сточных вод мокрой системы десульфуризации. Сточные воды от мокрой ДДГ сначала достигают стадии окисления, при которой превращение обычно осуществляется гипохлоритом натрия (NaOCl), в частности ртуть, растворенная в Hg (II). За этим следует этап десатурации гипса. Здесь путем добавления гидроксида кальция (Ca(OH)₂), рН сточных вод повышается, а хлорид железа (III) (FeCl₃) может быть добавлен для флокуляции. С добавлением флокулянта образуется осаждающийся шлам, который затем осаждается на первой стадии осаждения. Часть этого шлама из осадка рециркулируют для улучшения способности к осадкообразованию. Эта стадия может, например, предусматривать использование циркуляционного отстойника. Осажденная суспензия (около 99 % общего накопления осадка) состоит в основном из сульфата кальция и поэтому может быть использована далее в качестве ресурса.

Чистый сток первой стадии осаждения затем поступает на стадию удаления металла. Здесь, путем добавления органических сульфидов, металлы осаждаются в виде сульфидов, и рН может быть дополнительно увеличен путем добавления гидроксида кальция.

Стабилизирующая способность сульфидов металлов улучшается путем контакта между шламом и полимерами. На втором этапе двухэтапной процедуры накапливается лишь небольшое количество осадка (около 1 %), которое необходимо утилизировать. Такая же конструкция обоих этапов осаждения дает преимущество в том, что система также может работать как один этап, например, во время техосмотра. Другим преимуществом двухэтапной процедуры является то, что гипсовый шлам и осадок ртути накапливаются отдельно.

Рисунок 4.44. Станция двухэтапной очистки сточных вод

Для сокращения стока (практически сведения его к нулю) применяют комбинацию методов, которые не приводят к сбросу сточных вод. В зависимости от специфических для станций условий, около нулевой жидкий сток может быть достигнут для различных видов сточных вод и с использованием различных комбинаций методов. После установки нейтрализации и стабилизации (регулировка рН, совместное осаждение железа, флокуляция, осветление и т. д.) может быть установлена система размягчения-испарения-кристаллизации (SEC). Продуктами этой системы являются высококачественная вода, подлежащая рециркуляции, и соли, подлежащие утилизации. Испарение позволяет станциям восстанавливать чистую воду для повторного использования, тем самым уменьшая использование воды. Несколько станций по всему миру используют испарение, включая более крупные станции. Однако испарение является энергоемким, что может компенсировать экологические преимущества. Для новых видов применения ДС дизайн может быть оптимизирован для концепции около нулевого жидкого стока с учетом возможных дополнительных затрат и снижения энергоэффективности за счет снижения скорости продувки ДС.

4.2.2.11. Воды после гидроуборки топливных цехов и других помещений ТЭС

Загрязненные воды в основном подвергают отстаиванию, а осветленную воду используют повторно. Осевшие примеси, шлам периодически удаляют, отвозя его на штабель угля.

4.2.2.12. Поверхностные ливневые и талые воды

Поверхностный сток с территории ТЭС может содержать все вещества, используемые в производственном цикле ТЭС, но не содержит веществ с токсичными свойствами. Основными загрязнителями являются взвешенные вещества и нефтепродукты, сорбированные их поверхностью. По данным обследования ТЭС, расположенных в различных климатических зонах, среднее содержание взвешенных веществ в талыхводахдостигает 1865 мг/дм³, в дождевых - 1225 мг/дм³, нефтепродуктов соответственно 15 мг/дм³ и 12 мг/дм³.

Поверхностный сток с территории промплощадки ТЭС формируется из дождевого стока (в летний период); талых вод (весной), а также поливомоечных вод.

Расчет отводящей системы и очистных сооружений производится по наибольшему дождевому стоку.

При проектировании систем отведения поверхностного стока необходимо предусматривать его очистку и обязательное использование очищенного стока в технологическом цикле электростанций вместо природной воды.

В систему промышленной ливневой канализации ТЭС направляются сточные воды от крыш производственных помещений, асфальтобетонных покрытий, грунтовых дорог. Смыв грунта с газонов должен быть предотвращен устройством бордюров. В систему ливневой канализации направляются дренажные воды производственных помещений, подземных сооружений.

Сток с территорий складов твердого топлива, от систем топливоподачи, топливоприготовления, систем аспирации предпочтительно направлять на собственные очистные сооружения, но возможна его подача в общую систему промливневой канализации.

Для очистки поверхностного стока применяются технологии, обеспечивающие удаление нефтепродуктов до остаточной концентрации не более 1 мг/л.

Основой очистки этого стока является сбор и отстаивание сточных вод с предварительной очисткой от взвешенных веществ на песколовках. Отстаивание производится в шламонакопителях, прудах-отстойниках на территории ТЭС, в сифонных колодцах систем промышленной ливневой канализации.

Неочищенный поверхностный сток с промплощадки ТЭС, дренажные воды производственных помещений и подземных сооружений могут использоваться на ТЭС, сжигающих твердое топливо, в системе гидрозолошлакоудаления.

Очищенные стоки, в соответствии с проектными решениями могут использоваться внутри ТЭС - на подпитку оборотной системы охлаждения, на гидроуборку помещений, на ВПУ.

Установки для очистки поверхностного стока часто используют явление коалесценции - слияния капель нефтепродуктов при соприкосновении внутри подвижной среды (жидких стоков). Для реализации этого явления на ТЭС используются тонкослойные фильтры, а также разнообразные фильтрующие материалы (антрацит, активированный уголь, нетканые материалы - например, сипрон - для рукавных фильтров).

4.2.2.13. Бытовые сточные воды

Бытовые сточные воды включают сточные воды из туалетов и столовых. Текущие потоки обычно оцениваются примерно в 75 л/чел/день. Выбросы характеризуются высоким содержанием органических веществ.

4.2.3. Перечень нормируемых и контролируемых показателей состава сточных вод

Вещества, загрязняющие воду, для которых устанавливаются нормативы эмиссий в водные объекты, регулируются Приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 25 июня 2021 года № 212 «Об утверждении Перечня загрязняющих веществ, эмиссии которых подлежат экологическому нормированию».

Для ТЭС в перечень контролируемых показателей состава сточных вод включены следующие загрязняющие вещества:

взвешенные вещества;

БПКп;

нитраты;

нитриты;

хлориды;

фториды;

сульфаты;

фосфаты;

аммоний солевой;

калий + натрий;

кальций;

магний;

железо общее;

медь;

цинк;

никель;

нефтепродукты;

СПAВ.

Для сокращения водопотребления и сброса сточных вод наиболее перспективны следующие направления:

максимальное применение систем оборотного водопользования;

уменьшение потерь воды и повторно-последовательное использование ее в нескольких технологических циклах;

применение современных методов обработки воды, в результате которых сточные воды не образуются вообще либо могут быть использованы в других циклах непосредственно или после соответствующей обработки;

выделение и использование ценных веществ, содержащихся в производственных сточных водах.

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

Для того чтобы выбрать лучшие методы удаления и очистки сточных вод для конкретной ТЭС, проводится тщательная оценка ожидаемых потоков сточных вод. Сточные воды различаются характером, концентрациями загрязняющих веществ и структурой ожидаемых потоков от различных источников. Потоки сточных вод, которые, как правило, разделяются, включают охлаждающую воду и сточные воды от очистки дымовых газов, поверхностные и бытовые сточные воды. Затем принимается решение о конфигурации самой подходящей установки для очистки сточных вод для каждого конкретного потока.

Удаление загрязняющих веществ из сточных вод перед сбросом в водные объекты осуществляется путем применения соответствующей комбинации широкого спектра физических, химических и биохимических процессов, в их числе:

фильтрация;

коррекция/нейтрализация рН;

коагуляция/флокуляция/осаждение;

стабилизация/фильтрация/флотация;

очистка растворенных углеводородов;

системы разделения нефти и воды;

биологическая очистка.

Выбор соответствующего метода очистки и/или удаления зависит от основных характеристик качества и объема сточных вод и стандартов качества, требующихся для принимающих очищенные сбросы сточных вод.

Таким образом, сбросы, содержащие большое количество взвешенных веществ, присутствующих в сжигающих твердые виды топлива ТЭС, обычно подвергают первичной стадии осаждения для удаления тяжелых взвешенных твердых веществ. Затем следует флокуляция с дозированием коагулянта и органического полимера и регулировкой рН до окончательного осаждения и удаления шлама. Может потребоваться завершающая регулировка pH обработанных сбросов до выпуска в водный объект.

Кислотные или щелочные сточные воды (например, сбросы регенерации ионообменников, химикаты для очистки котлов, продувки котла) необходимо нейтрализовать перед сбросом.

Нефтесодержащие стоки из систем очистки мазута, вызванные утечкой или обезвоживанием хранилищ мазута, из разгрузочных станций, трансформаторных площадок и т. д., могут содержать большое количество нефтепродуктов. Поэтому для сбора нефтепродуктов необходим первичный этап их отделения, который обычно проводится в резервуарах для гравитационного разделения, оборудованных заслонками для удержания нефтепродуктов.

Остаточные сточные воды, которые могут по-прежнему содержать небольшое количество нефти в форме водонефтяной эмульсии, обрабатываются в сепараторах, оборудованных нефтеуловителями или с использованием воздушной флотации.

Бытовые сточные воды очищаться, в соответствии с договорными отношениями, в муниципальной канализационной системе или сбрасываются в септик, или подвергаться обработке в блоке биологической очистки на месте, который, как правило, имеет тип продолженной аэрации с активированным илом (в соответствии с проектными решениями).

В некоторых случаях специальные сточные воды (например, содержащие воду углеводороды, используемые для анализа в лаборатории) вместо обработки на станции очистки сточных вод ТЭС вместе с другими сбросами собираются отдельно и удаляются за пределы участка уполномоченным подрядчиком. Удаление воды для пожаротушения, которая образуется только в чрезвычайных ситуациях, зависит от места пожара. Такие воды собираются с помощью дренажных систем, соответствующих месту пожара, хранятся в отстойниках воды для пожаротушения и, если необходимо, очищаются перед сбросом. Стоки от ТЭЦ могут очищаться либо отдельно в потоке, либо с использованием комбинированных методов очистки. Примеры приведены ниже.

Проблема удаления воды и сточных вод важна в рамках ТЭЦ. Оптимизируя рециркуляцию различных промежуточных сбросов на электростанции, можно добиться значительного снижения общего расхода воды, а также минимизировать окончательное количество сбросов, требующих дальнейшей очистки. Например, в некоторых случаях можно собирать все сточные воды из различных точек сброса установки мокрой ДС и повторно вводить их в технологический процесс (скруббер).

Кроме того, различные сточные воды могут использоваться для увлажнения зольной пыли вместо технической или свежей воды. Чистые сточные воды, выходящие из установки очистки сточных вод, обычно собираются в отстойниках для подачи воды в точки потребления, где качество воды соответствует требованиям, например, подготовка известняковой суспензии для мокрой ДС или для стабилизации смеси гипса мокрой ДС и зольной пыли перед удалением в золоотвал. Тем не менее, невозможно создать систему мокрой ДС без сточных вод только путем прямой рециркуляции и схемы в системе мокрой ДС. Если значение хлоридов увеличивается, необходима очистка отстаиванием. Уменьшение количества сточных вод и скорости извлечения возможно за счет рециркуляции других потоков, таких как дождевая вода, охлаждающая вода и т. д. Aльтернативный вариант с испарением этих сточных вод, может потребовать значительной дополнительной энергии, и удаление отходов может нивелировать экологические выгоды.

Фильтрация

Фильтрация - это отделение твердых веществ от сточных вод, проходящих через пористую среду. Она включает в себя различные типы технологий, например, фильтрация через песок, микрофильтрация и ультрафильтрация. Она обычно используется в дополнение к коагуляции и осаждению или размягчению отложений для удаления твердых веществ из поверхностных или сточных вод. Фильтрация не удаляет растворенные твердые вещества. Для фильтров обычно требуется операция очистки (обратной промывки) с обратным потоком пресной воды.

Широко распространенные системы фильтров включают:

фильтр с зернистой средой или песочный фильтр, который широко используется в качестве устройства для очистки сточных вод (среда песочного фильтра не должна быть буквально песком), в основном используется для воды с низким содержанием твердых веществ;

барабанный гравитационный сгуститель, используемый для очистки сточных вод и удаления хлопьев активированного ила; его эффективность зависит от ткани сита;

ротационный вакуумный фильтр, хорошо подходящий для предварительной фильтрации, который используется для обезвоживания нефтяного осадка и деэмульсификации остатка;

мембранный фильтр;

ленточный фильтр-пресс, который в основном используется для обезвоживания осадка, а также для операций разделения жидкостей и твердых веществ;

фильтр-пресс, который обычно используется для обезвоживания осадка, а также для операций разделения жидкостей и твердых веществ, пригоден для высокого содержания твердых веществ.

Достигнутые экологические преимущества - сокращение взвешенных твердых частиц и металлов в сбросах сточных вод.

Коагуляция, флокуляция, отстаивание и осаждение

Коагуляция и флокуляция используются для отделения взвешенных твердых частиц из сточных вод и часто выполняются последовательно. Коагуляцию проводят путем добавления коагулянтов с зарядами, противоположными зарядам взвешенных твердых частиц. Флокуляцию проводят путем добавления полимеров, чтобы столкновения частиц микрохлопьев заставляли их связываться с образованием большие хлопьев.

Отстаивание - это разделение взвешенных твердых частиц гравитационным осаждением.

Осаждение представляет собой превращение растворенных загрязняющих веществ в нерастворимые соединения путем добавления химических осадителей. Образующиеся твердые осадки затем разделяют осаждением, флотацией или фильтрованием. При необходимости это может сопровождаться микрофильтрацией или ультрафильтрацией. Типичными химическими веществами, используемыми для осаждения металлов, являются известь, доломит, гидроксид натрия, карбонат натрия, сульфид натрия и органосульфиды. Соли кальция (кроме извести) используются для осаждения сульфата или фторида.

Когда частицы не могут быть разделены простыми гравитационными средствами, например, когда они слишком малы, их плотность слишком близка к плотности воды или когда они образуют коллоиды, добавляются специальные химические вещества, чтобы вызвать осаждение твердых частиц, например:

сульфат алюминия (квасцы);

сульфат трехвалентного железа;

хлорид железа;

известь;

хлорид полиалюминия;

сульфат полиалюминия;

катионные органические полиэлектролиты;

неионные полиэлектролиты;

анионные полиэлектролиты;

(органо) сульфиды.

Эти химические вещества вызывают дестабилизацию коллоидных и мелких взвешенных частиц (например, глины, кремнезема, железа, тяжелых металлов, красителей, органических твердых веществ, нефтепродуктов в сточных водах) и эмульсий, захватывая твердые частицы (коагуляция) и/или агломерации этих частиц с образованием хлопьев, размер которых достаточен для оседания (флокуляция). В случае флокуляции также используются анионные и неионные полимеры. Важное значение имеет контроль диапазона рН, чтобы не допустить неэффективной очистки.

Достигнутые экологические преимущества

Удаление фторидов, сульфатов, металлов, органического углерода и твердых частиц.

Сокращение сброса сточных вод из неосаждающихся материалов и металлов.

Флотация

Флотация представляет собой процесс, при котором твердые или жидкие частицы или микрочастицы отделяются от фазы сточных вод путем присоединения к воздушным пузырькам. Плавучие частицы накапливаются на поверхности воды и собираются с помощью пеноснимателей.

Существует три метода флотации, отличающиеся между собой способом добавления воздуха:

вакуумная флотация, где воздух растворяется при атмосферном давлении, с последующим падением давления для образования пузырьков;

принудительная флотация воздухом (IAF), где мелкие пузырьки втягиваются в сточную воду через индукционное устройство, например трубка Вентури или сужающее устройство;

флотация растворенным воздухом (DAF), где воздух под давлением (0,40,8 МПа или 1,01,2 МПа для соединений алюминия) растворяется в сточной воде или части общей сточной воды и затем выпускается с образованием небольших пузырьков.

Для поддержки процесса флотации обычно используются флокулянтные добавки, такие как соли алюминия и железа, активный диоксид кремния и различные органические полимеры. Их функция, помимо коагуляции и флокуляции, заключается в создании поверхности или структуры, способной поглощать или захватывать пузырьки воздуха.

Достигнутые экологические преимущества - уменьшение неосаждающихся материалов и свободной нефти в сбросах сточных вод.

Сепарация воды от нефти

Сепарацию воды от нефтепродуктов и последующее их удаление можно разделить на:

гравитационное разделение с использованием разделительного оборудования;

разрушение эмульсии с использованием химикатов для разбивания эмульсии, например:

соли поливалентных металлов, такие как квасцы, трихлорид алюминия, хлорид железа, сульфат железа;

минеральные кислоты, такие как серная кислота, соляная кислота, азотная кислота;

адсорбенты, такие как измельченная глина, известь;

органические полимеры, такие как полиамины, полиакрилаты;

и последующую сепарацию деэмульгированных нефтепродуктов путем коагуляции/флокуляции и флотации воздухом.

Обычно используемыми сепараторами воды от нефти являются:

Сепаратор - самый простой тип, состоящий из открытого прямоугольного бассейна и скребка, который перемещает шлам в приямок сбора, а нефтепродукты в устройство для сбора нефтепродуктов с поверхности воды; способен улавливать крупные частицы нефтепродуктов.

Ловушка из параллельных пластин, оснащенная пластинами, параллельными потоку, которые значительно увеличивают площадь активной поверхности и устройством для сбора нефтепродуктов с поверхности воды; не подходит для улавливания крупных частиц.

Ловушка из гофрированных пластин, оснащенная наборами гофрированных пластин, размещенных поперек потока, и устройством для сбора нефтепродуктов с поверхности воды; не подходит для улавливания крупных частиц, но отличается хорошей эффективностью сепарации.

Достигнутые экологические преимущества

Снижение содержания нефтепродуктов и твердых веществ в сточных водах.

Кристаллизация

Удаление ионных загрязнителей из сточных вод путем их кристаллизации на присадки, такие как песок или минералы, которое происходит в кипящем слое.

Некоторые установки для сжигания используют кристаллизацию после испарения.

Устройство кристаллизации состоит в основном из:

цилиндрического реактора с донным притоком и верхним стоком;

присадок, то есть гранул фильтрующего песка или минералов в состоянии кипящего слоя;

системы циркуляции с рециркуляционным насосом.

Принцип системы циркуляции заключается в смешивании приточных сточных вод с циркуляционным потоком с более низкой концентрацией анионов или металлов. Благодаря циркуляционной системе реактор может работать более гибко, например:

флуктуации входящего потока и состава легко устраняются;

все виды сточных вод с концентрациями в диапазоне 10100 000 частей на миллион могут быть очищены путем простой адаптации коэффициента циркуляции (более концентрированная сточная вода требует большего коэффициента циркуляции);

создание кипящего слоя гранул также поддерживается, если в реактор не поступает сточная вода.

Достигнутые экологические преимущества

Уменьшение содержания металлов и металлоидов, сульфата (SO^2-) и фторида (F^-) в сбросах сточных вод.

Испарение

Испарение сточных вод является процессом дистилляции, в котором вода является летучим веществом, оставляя концентрат в качестве подлежащих утилизации тяжелых нефтяных осадков. Целью этой операции является сокращение объема сточных вод или концентрирование остаточных растворов. Летучий пар собирается в конденсаторе, и конденсированная вода после последующей очистки (если необходимо) используется повторно.

Существует много типов испарителей. Их пригодность зависит от индивидуальных требований. Примеры испарителей:

испарители с естественной циркуляцией, пригодные для материала, нечувствительного к теплу;

вертикальные испарители с внутренней нагревательной камерой, пригодные для некоррозионных или некристаллизующихся растворов;

испарители корзиночного типа, такого же применения, как испарители с внутренней нагревательной камерой;

испарители с падающей пленкой, используемые в промышленности удобрений для концентрирования мочевины, фосфорной кислоты, нитрата аммония и т. д.;

тонкопленочные испарители с мешалкой, используемые для концентрирования, фракционирования, дезодорации и отгонки при производстве фармацевтических препаратов, полимеров, органических и неорганических химических веществ.

Испарители обычно работают последовательно, где теплота конденсации одной ступени нагревает конденсат (т. е. сточную воду) предыдущей ступени. Эксплуатация под вакуумом сводит к минимуму потребность в энергии. Обычные условия работы: 1220 кПа и 5060 иC.

Достигнутые экологические преимущества

Сокращение загрязняющих веществ в сбросах сточных вод.

Отгонка воздухом

Отгонка сточных вод - это операция, при которой сточные воды приводятся в контакт с интенсивным потоком газовой струи для переноса летучих загрязняющих веществ из водной фазы в газовую фазу. Загрязняющие вещества из продувочного газа удаляются, так что его можно вернуть в процесс и повторно использовать. Органические и неорганические летучие вещества (например, аммиак) переносятся из сточных вод в отходящий газ, что значительно увеличивает площадь поверхности подвергающейся воздействию загрязненной воды. Тем не менее, испарение воды снижает температуру сточных вод, тем самым, снижая волатильность загрязняющих веществ.

Наиболее распространенным оборудованием для отгонки являются:

устройство для десорбции насадочной башни, оснащенное:

распылительными насадками в верхней части для распределения сточных вод над насадкой и противоточного отдувочного газа через насадку;

приямком на дне для сбора обеззараженной воды, дополнительно оборудованным воздухонагревателем (для отгонки воздухом);

автоматизированной системой управления и системой управления выбросами в атмосферу (установка GAC, каталитический окислитель или термоокислитель);

отгоночный резервуар, в котором летучие соединения отгоняются барботирующим газом (воздухом, паром) в резервуар для сточных вод.

Оборудование состоит из:

буферного резервуара для сточных вод;

резервуара для предварительной обработки воды для регулирования pH;

отгоночной колонны (колонн), работающей с противотоком;

регенеративного подогревателя, извлекающего тепло из последующего конденсатора отгоночного пара;

конденсатора с воздушным или водяным охлаждением;

дальнейших установок для очистки газа.

Отгоночные устройства могут работать непрерывно или серийно, причем последние обеспечивают стабильную работу и более высокий КПД использования энергии, чем непрерывно работающие устройства.

Достигнутые экологические преимущества

Снижение содержания аммиака в сточных водах.

Ионый обмен

Ионный обмен - это удаление нежелательных или опасных ионных составляющих сточных вод и их замена более приемлемыми ионами из ионообменной смолы, где они временно сохраняются и затем высвобождаются в жидкость для регенерации или промывания.

Оборудование ионообменника обычно состоит из:

вертикального цилиндрического сосуда высокого давления с коррозионностойкой футеровкой, который содержит смолу, обычно в виде насадочной колонны с несколькими возможными конфигурациями;

регулирующего вентиля и трубопроводной системы, направляющей потоки сточных вод и регенерационного раствора в надлежащие места;

системы для регенерации смолы, состоящей из оборудования для растворения соли и управления разведением.

Входная распределительная система расположена либо в верхней, либо в нижней части сосуда и обеспечивает равномерное распределение поступающих сточных вод, чтобы избежать размытия проточных каналов в слое ионообменной смолы. Эта система также выполняет функцию коллектора для промывочной воды.

В качестве ионообменников обычно используются макропористые гранулированные смолы с катионными или анионными функциональными группами. Некоторым смолам для регенерации требуется кислота и едкая щелочь. Если присутствуют органические вещества, смолы могут подвергаться загрязнению. Регенерирующие растворы необходимо нейтрализовать.

Достигнутые экологические преимущества

Уменьшение содержания ионов металлов в сточных водах.

Биологическая очистка

Биологическая очистка представляет собой расщепление растворенных органических веществ микроорганизмами (то есть бактериями), действующими в качестве окислителей.

В основном существуют три типа метаболических процессов: аэробные процессы (с использованием растворенного кислорода), бескислородные процессы (с использованием биологического восстановления доноров кислорода) и анаэробные процессы (без доступа кислорода).

Неочищенные сточные воды могут содержать азот в виде органического азота, аммиака (NH₃-N), нитрита (NO₂-N) и нитрата (NO₃-N). Биологическое удаление азота включает первоначальное превращение азота, содержащегося в сточной воде, в нитрат, а затем превращение NO₃-N в инертный азот (N₂), который высвобождается из сточной воды в атмосферу. Более подробно, биологическая очистка сточных вод для удаления азота происходит в три этапа:

аммонификация (разложение органического N до NH₃-N);

нитрификация (окисление NH₃-N до NO₃-N);

денитрификации (превращение NO₃-N в N₂).

Достигнутые экологические преимущества

Снижение содержания органических веществ, азота и металлов в сточных водах.

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

Возможные технологии очистки сточных вод от систем мокрой десульфуризации дымовых газов представлены в таблице 4.6.

Как показал анализ эксплуатации действующих топливосжигающих установок в РК, в водные объекты сбрасываются, в основном, «условно-чистые» воды после охлаждения оборудования, сбрасываемые без очистки (99,9 %) - это воды прямоточных систем охлаждения конденсаторов турбин крупных ТЭС.

В водные объекты в разные годы 20182020 гг. со сточными водами сброшено от 1700 до 4000 тыс.т/год загрязняющих веществ, в составе которых преобладают взвешенные вещества (51 %), сухой остаток (36 %), БПК полн. (13 %), (см. раздел 1.4).

Таблица 4.6. Техники предотвращения и снижения загрязнения воды от установок, оборудованных системами очистки дымовых газов со сбросами в водные объекты

№ п/п

Техники

Описание

Достигнутые экологические преимущества

Кроссме-диа эффекты

Технические вопросы, имеющие отношение к применимости

Экономика

1	2	3	4	5	6	7
1	Фильтрация	Отделение твердых веществ из отходящих сточных вод пропусканием через пористую среду	Уменьшение содержания нефти и твердых веществ в сбросах сточных вод	Образование шлама	Общеприменима	Зависит от установки
2	Сепарация нефти	Сепарация воды от нефти под действием силы тяжести	Уменьшение содержания нефти в сбросах сточных вод	Образование шлама	Общеприменима	Зависит от установки
3	Флокуляция, отстаивание, осаждение, нейтрализация	Добавление специальных химических веществ для осаждения твердых веществ, которые нельзя отделить простыми гравитационными методами	Удаление фторида, металлов, ТОС, взвешенных твердых веществ	Образование шлама	Общеприменима	Зависит от установки
4	Размягчение, кристаллизация, испарение	Кристаллизация тесно связана с осаждением. В отличие от него, осадок образуется на материалах присадки, таких как песок или минералы	Уменьшение содержания загрязняющих веществ в сбросах сточных вод. Исключение сбросов воды	Концентрированные сточные воды или образование шлама. Потребление энергии.	Применима к системе ZLD (нулевые сбросы)	Зависит от установки
5	Отгонка	Сточные воды приводятся в контакт с интенсивным потоком газовой струи для переноса летучих загрязняющих веществ из водной фазы в газовую фазу	Уменьшение содержания аммиака в сточных водах	Перенос аммиака в воздух путем отгонки	Применима, если содержание аммиака в сточных водах высокое из-за СКВ/СНКВ	Зависит от установки
6	Ионный обмен	Удаление нежелательных или опасных ионных компонентов сточных вод и их замена более приемлемыми ионами из ионообменной смолы	Удаление ионов и ионизируемых соединений веществ из сточных вод	Образование шлама и солевого раствора	Общеприменима	Зависит от установки
7	Повторное использование воды	Смешивание сточных вод из ДС для транспортировки золы, побочных продуктов и т. д.	Исключение сбросов воды	Стабилизированный материал может использоваться в качестве засыпки в угольных карьерах	Применима к установкам, расположенным вблизи карьеров	Зависит от установки
8	Рециркуляция воды	Возврат сточных вод в производственный процесс	Уменьшение сбросов воды	Высокое содержание соли в сбрасываемой воде	Общеприменима. Обязательна для пресной воды, используемой в качестве подпиточной воды для ДС	Зависит от установки
9	Биологическая очистка	Расщепление растворенных органических веществ микроорганизмами (то есть бактериями), действующими в качестве окислителей	Сокращение содержания органических веществ, азота и металлов в сточных водах	Это может способствовать высвобождению запахов и летучих веществ	Нитрификация может быть неприменимой в случае высоких концентраций хлорида (т. е. около 10 г/л)	Зависит от установки

4.3. Техники снижения загрязнения земли/почвы и управления отходами

Основным видом отходов, образующимся в процессе производства на предприятиях энергетики, являются золошлаковые отходы, шламы от очистки сточных вод.

Объемы образования золошлаковых отходов на энергоисточниках представлено в таблице 4.7.

Таблица 4.7. Образование золошлаковых отходов энергоисточниками

№ п/п	Наименование	Объем образования млн т/год		Удельный объем образования на единицу продукции, т/ТДж
		Максимальный	Минимальный
1	2	3	4	5
1	Энергоисточники в целом, в том числе:	19,898	15,066
2	- КЭС	11, 608	7, 878	68÷108
3	- ТЭЦ	8,290	7,188	35÷99

Основное количество золошлаковых отходов образуется в Северной зоне - 9095 %; остальное количество - в Южной зоне теплоэлектростанциями системы AО «AлЭС», г. Aлматы.

Химический состав золошлаковых отходов обусловлен качеством сжигаемых на энергоисточниках углей и представлен преимущественно оксидами кремния, алюминия, железа и кальция, на долю которых приходится до 95 % массы отходов.

Aгрохимическое исследование показало, что в золошлаках содержится высокое количество основных элементов питания растений (азота, фосфора, калия).

Aнализы золошлаков основных видов углей, используемых в Республике: экибастузского и карагандинского, показали, что они практически нерадиоактивны, значения эффективной удельной радиоактивности ниже предельного значения (370 Бк/кг) для стройматериалов, использующихся без ограничения в стройиндустрии.

Образуемые на энергоисточниках золошлаковые отходы направляются на складирование на золоотвалы, переработка золошлаковых отходов практически отсутствует. Золоотвалы, как правило, расположены недалеко от энергоисточников, то есть, практически, в пределах городских территорий. Площади, отведенные для складирования золошлаков занимают в целом по Республике около 4500 га, в том числе в Северной зоне - 3900 га, в Южной зоне - 600 га.

Хранение золошлаков на золоотвалах осуществляется преимущественно в жидком виде под слоем воды.

Золоотвалы оборудованы специальными сооружениями, предотвращающими влияние их на окружающую среду: специальные противофильтрационные экраны, сброс пульпы в верхний горизонт, система увлажнения пляжей, контроль.

Вместе с тем несмотря на то, что ЗШО представляют собой ценное минеральное сырье, они все-таки оказывают влияние на окружающую среду в зоне размещения золоотвалов, так как отчуждают значительные земельные территории, образуют пылящие пляжи и способствуют миграции вредных ингредиентов в грунтовые воды.

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.

Фактически использование угольной золы в качестве замены промышленных материалов или промышленных продуктов экономит добычу сырья при сохранении и охране природных ресурсов, а также сокращает потребление энергии и выбросы углекислого газа (одна тонна золы уноса, заменяющего цемент, экономит около 600 кг CO₂).

Благодаря хорошим фильтрационным свойствам около 60 % золы в Европе используется в дорожном строительстве и других работах по отделке поверхностей и озеленению. Около 70 % зольного уноса используется в производстве цементных, бетонных и железобетонных изделий, в которых оно ценится за его строительные свойства. Он также используется в производстве строительных растворов, кирпичей, кирпичных блоков, дорожного покрытия и огнеупорного раствора для горных работ

Увеличение потребности стройиндустрии в золошлаковом материале топливосжигающих установок, разработка рычагов экономического стимулирования, позволит сократить площади, необходимые для их складирования, что является очень важным фактором, особенно для городских источников.

Шламы и другие остатки от крупной топливосжигательной установки могут быть подразделены на шлам от очистки сточных вод и остатки от десульфуризации дымовых газов.

Еще один вид остатка - это вещества, задержанные на заградительных решетках водозаборных сооружений. Органическое вещество, собираемое на водозаборном сооружении охлаждающей воды, может использоваться в качестве источника энергии или компостироваться и использоваться впоследствии для улучшения качества почвы (при его значительном количестве)

Остатки десульфуризации дымовых газов, такие как гипс и сульфаты аммония, содержат кальций и серу, которые используются для удобрения и улучшения почвы в сельском хозяйстве, среди других видов использования (например, строительный сектор). В качестве удобрения в настоящее время используется только 0,1 % остатков полусухой абсорбции (см. данные ассоциации ECOBA), в основном из-за металлов (например, Cd, Hg). Продукты полусухой абсорбции также используются, в частности, в качестве подземного наполнителя, например, для стабилизации подземных шахт. Другие продукты десульфуризации, такие как сера или серная кислота, производятся только в небольших количествах и могут использоваться исключительно в химической промышленности.

Таким образом, методы контроля влияния отходов на почву охватывают методы очистки дымовых газов и сточных вод, а также методы утилизации остатков и побочных продуктов, что приводит к сокращению количества отходов, которые в противном случае пришлось бы утилизировать на полигонах. С увеличением коэффициента использования уменьшается количество отходов, которые необходимо утилизировать, что означает, что меньше используются площади полигонов. Таким образом, использование побочных продуктов может служить для защиты почв и экономии ресурсов. Неиспользуемые отходы минеральных остатков можно по-прежнему утилизировать на полигоне

4.4. Методы снижения уровня шумового воздействия

4.4.1. Шумовое воздействие

Предельно-допустимые уровни (ПДУ) звукового давления, уровни звука, эквивалентные уровни звука установлены:

для основных наиболее типичных видов трудовой деятельности и рабочих мест:

на рабочих местах в производственных и вспомогательных зданиях, на площадках промышленных предприятий, в помещениях жилых и общественных зданий и на территориях жилой застройки.

Поскольку большинство установок непрерывно работают круглосуточно, целевые уровни шума в ночное время будут определять методы для всего объекта. В случае тонального и импульсного шума - на 5 дБ меньше установленных значений.

Требование по шумовому воздействию на окружающую среду определяется путем измерений на границе санитарно-защитной зоны объектов или в ближайшей жилой территории. При определении шумового воздействия новой установки сжигания необходимо учитывать существующий фоновый шум.

Основными источниками шума тепловых электростанций являются: воздухозаборы, дымовые трубы, насосы, турбины, двигатели, паровые системы, здания (включая окна и вентиляционные системы), градирни, трансформаторы и пр. (см. раздел 1.4).

Ориентировочные шумовые характеристики источников ТЭС мощностью 100-800 МВт при работе, в том числе и на угле, на открытом воздухе приведены в Приложении 1 в таблице 1.2.

Наиболее сильным источником шума является сброс пара в атмосферу. Постоянным источником шума, сильно воздействующим на окружающий район, являются воздушные и газовые тракты, шум через которые излучается от тягодутьевых машин или связан с процессами горения. Источниками шума являются также: система подачи угля, корпуса тягодутьевых машин, силовые трансформаторы и градирни, шум, проникающий из различных помещений.

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

Наиболее эффективная комбинация методов должна быть идентифицирована индивидуально для каждой ТЭС или ее участка, и не обязательно включает методы снижения шума у источника с самым высоким уровнем шума, но с наивысшим значением воздействия. Поэтому комбинация методов, используемых в источниках шума, близких к затронутым областям, может быть наиболее эффективным способом снижения уровня шума окружающей среды.

Шумовое воздействие от крупной топливосжигательной установки обычно технически управляемо. Поскольку увеличение расстояния от источника снижает шум, как планирование размещения объекта на территории, так и компоновка отдельных зданий и сооружений, является, пожалуй, лучшей профилактической мерой для предотвращения проблем с шумом. Внутри здания применяется тот же принцип, т. е. при проектировании должны отделяться рабочие зоны от шумного оборудования.

Некоторые общие методы управления шумом:

тщательная ориентация и расположение шумящего оборудования, с учетом изменения частоты звука;

ограждение шумовых компонентов установки (например, газовых турбин, паровых турбин и генераторов) в звукопоглощающих конструкциях;

использование антивибрационных опор и соединений для оборудования;

вентиляция зданий малошумящими вентиляторами;

выбор облицовки несущей конструкции шумящего оборудования;

установка высокоуровневых глушителей дымовых газов;

расположение насосов в ограждениях;

строительство насосной станции охлаждающей воды

применение малошумящих вентиляторов в градирнях;

использование насыпей или других шумовых барьеров для экранирования источника шума.

Требования, установленные уполномоченными органами, могут побуждать производителей к снижению шума, создаваемого оборудованием, и, таким образом, к созданию конкурентного преимущества.

Целевые уровни шума в разрешениях обычно устанавливаются в точках измерения за пределами объекта и отдельно для каждого конкретного случая. Эти уровни обычно различаются в зависимости от затронутого района (жилой или административный), и времени суток: дневное или ночное время. Оператор установки обычно должен предоставлять информацию о распространении шума и о принятых мерах по снижению шума.

4.4.2. Техники снижения шумового воздействия

4.4.2.1. Стратегическое планирование размещения оборудования и зданий

Эта технология состоит из стратегического планирования расположения оборудования и зданий с целью увеличения расстояния между источником и селитебной территорией, и использования зданий или других структур в качестве шумовых экранов.

Конструкция установок и размещение объектов направлены на минимизацию возникающего шумового воздействия в ближайших уязвимых территориях. Простым, но в целом эффективным способом является увеличение расстояния между источником и территорией. Кроме того, здания могут выступать в качестве шумового экрана для других источников.

Основными возможностями для снижения шума являются изменение источника шума, изменение пути передачи шума или внесение изменений, влияющих на приемник. Первым шагом, который необходимо предпринять при любой оценке шума, является определение основных источников и путей шума. Прогнозирование уровней шумового воздействия на определенном расстоянии от источника (источников) может быть выполнено с использованием имеющихся программных средств (например, «Эколог-шум», фирма «Интеграл», г.Санкт-Петербург), с разработкой соответствующих мероприятий по снижению шума.

Aкустический расчет включает:

выявление источников шума и определение их шумовых характеристик;

выбор точек, для которых проводится расчет;

определение влияния элементов окружающей среды (экранов, лесонасаждений) на распространение звука,

нахождение ожидаемых уровней звукового давления в расчетных точках;

определение допустимых уровней звукового давления на селитебной

территории.

Расчетные точки на открытом воздухе выбирают в зонах постоянного пребывания людей, а также на расстоянии 2 м от плоскости окон ближайших зданий, ориентированных в сторону источника шума, на первом, среднем и последнем этажах или через этаж.

Таким образом, самым экономичным средством предотвращения проблем с шумом является увеличение расстояния между источником и уязвимой территорией, то есть оптимизация местоположения шумящего оборудования и всей установки является.

Прямым методом устранения шумовых эффектов является изменение механизма образования шума. Другой альтернативой является размещение источника шума в кожухе. Широко используются акустические барьеры для изменения пути звука. Использование шумопоглощающего материала внутри зданий, особенно на стенах и потолке, является эффективным методом уменьшения отражения внутри здания. Если внутренние поверхности помещения полностью отражающие, шум теоретически приближается к бесконечности. Вот почему уровни внутреннего шума в некоторых случаях контролируются добавлением звукопоглощающего материала внутри здания.

4.4.2.2. Первичные техники: снижение шума у источника

Первичные методы направлены на снижение уровня шума у источника. К ним относятся методы управления, эксплуатации и технического обслуживания, а также оборудование и здания с низким уровнем шума.

Основные методы снижения шумового воздействия у источника включают следующие:

1. Программа снижения шума, которая может быть частью СЭМ, включая следующие шаги:

1) перечисление всех крупных источников звука и определение уровней их звуковой мощности в октавных сегментах, в том числе анализ импульсов;

определение уязвимых районов, таких как жилые районы;

2) компьютерный расчет распространения шума (моделирование объекта и его окружения), включая проверки реального уровня шума в соседних районах путем прямых измерений;

3) ранжирование источников шума в соответствии с их вкладом для отдельно затронутых районов (отдельно для дневного и ночного времени);

4) оценка методов снижения шума в отношении их значимости для уровня шума в уязвимых районах и соответствующих расходов;

5) определение наиболее экономичной комбинации методов, обеспечивающих соблюдение правовых требований, таких как шумовое зонирование;

6) проверка эффективности программы и мониторинг шумового воздействия через регулярные промежутки времени.

2. Эксплуатационные и управленческие методы в зданиях, содержащих шумящее оборудование:

1) улучшенные проверки и техническое обслуживание оборудования для предотвращения чрезмерного износа и отказов, приводящих к более высокому шумообразованию (например, в воздуходувках и подшипниках);

2) закрытие дверей и окон крытых площадей;

3) эксплуатация оборудования опытным персоналом;

4) избегание шумовых работ в ночное время;

5) обеспечение контроля шума во время работ по техническому обслуживанию.

3. Использование оборудования с низким уровнем шума.

4. Установка шумоглушителей (например, звукопоглощающих устройств, глушителей) на оборудовании и воздуховодах. Для уменьшения шума в нагнетательных воздухопроводах и предохранительных клапанах используются специальные звукопоглощающие устройства на основе «принципа дросселирования» шумоглушители.

Звукопоглощающие устройства подходят для снижения шума в широком диапазоне частот. Типичными примерами являются воздуховод с внутренней изоляцией, глушитель, состоящий из параллельных облицованных пластин, или камера повышенного давления с внутренней изоляцией. Реактивные звукопоглощающие устройства, как правило, основаны на геометрии такого устройства. Использование звукопоглощающих устройств или глушителей, увеличение толщины стенки трубы и устройство внутренней изоляции трубопроводов из звукопоглощающего или звукоизолирующего материала являются обычными решениями проблем шума на действующих электростанциях.

5. Виброизоляция машинного оборудования, хорошая конструкция и раздельное расположение источников шума, таких как компрессоры и воздуховоды. Важными источниками вибрации и шума на электростанциях являются вращающиеся машины, такие как турбины, генераторы, насосы, компрессоры и электродвигатели. Шум часто вызван вибрацией машины, что создает корпусной шум. Эффективным методом ограничения распространения корпусного шума является использование фундаментов машин, поддерживаемых виброизоляторами, такими как специально настроенные пружины или резиновые элементы. В целях изоляции используются деформационные швы и виброгасители. В отношении шума, создаваемого потоком, трубопроводы и воздуховоды должны быть спроектированы для плавного равномерного потока текучей среды. Внезапные изменения в геометрии усиливают шум, который сильно зависит от скорости потока. В некоторых случаях шум даже экспоненциально пропорционален скорости среды, и наиболее эффективным способом уменьшения шума является, таким образом, уменьшение локальной скорости среды. Один практический метод для этого состоит в том, чтобы обеспечить достаточный диаметр трубопровода и большой радиус изгиба. Шум в трубопроводах имеет два характерных типа: шум с широким диапазоном частот и шум, сконцентрированный на дискретных частотах.

Насосы, вентиляторы и воздуходувки создают шум на частотах вращения их лопаток. Последние зависят от количества лопаток вокруг рабочего колеса. Специальная конструкция машины может в некоторых случаях уменьшить шум.

6. Помещение шумящего оборудования (например, компрессоров) в отдельные конструкции, такие как здания или звукоизолированные шкафы с внутренней изоляцией из звукопоглощающего материала.

7. Звукоизоляция зданий, где будут осуществляться любые шумные операции, в том числе:

1) звукопоглощающие материалы в стенах и потолках;

2) звукоизолирующие двери;

3) окна с двойным остеклением.

В технические условиях на поставку оборудования необходимо включать их шумовые характеристики, и места контроля (н=р, на расстоянии 1м, на высоте 1,5 м)

Технологии снижения шума приводят к дополнительным инвестиционным и эксплуатационным расходам, которые, как правило, выше для действующих установок, чем для новых установок.

4.4.2.3. Вторичные методы снижения шума

Вторичные методы направлены на уменьшение распространения шума путем установки соответствующих препятствий, таких как защитные стены, насыпи и здания.

Если первичные методы снижения шума недостаточны для достижения требуемых целевых уровней шума, вторичные методы могут считаться приемлемыми.

Использование вторичных технологий зависит от наличия пространства

Во многих случаях шум может распространяться по всему корпусу и могут возникнуть трудности при его устранении путем изменений в оборудовании или его соединениях. Решение проблемы в данном случае будет либо оснащение оборудования изоляцией с использованием звукопоглощающего или звукоизолирующего материала, либо использование отдельных кожухов.

Чтобы экранировать источник шума, устанавливаются препятствия, такие как защитные стены, насыпи и здания.

4.4.2.4. НДТ для снижения шума на ТЭС

Меры по снижению шума от ТЭС могут ухудшать экономические, энергетические и экологические показатели ТЭС. Поэтому применение таких мер является НДТ лишь в тех случаях, когда не обеспечивается соответствие санитарно-гигиеническим нормам по шуму.

В таких случаях должны применяться специальные меры шумоподавления. При выборе таких мер НДТ является учет их влияния на уровень энергопотребления и экономические характеристики ТЭС. Меры шумоподавления, по возможности не должны повышать уровень энергопотребления ТЭС за счет создания дополнительных аэродинамических сопротивлений. Возможно использование первичных мер, направленных на снижение шума от его источников, а также вторичных мер, препятствующих распространению шума: выбор места расположения и ориентации относительно мест, в которых нормируется уровень шума, использование естественных препятствий для распространения шума, выбор времени для проведения наиболее шумных операций.

4.5. Система экологического менеджмента

Система экологического менеджмента (СЭМ) - это система, позволяющая достичь баланса между окружающей средой, обществом и экономикой, который считается необходимым условием для удовлетворения действующих потребностей без создания рисков для будущих поколений удовлетворять свои потребности.

СЭМ - формальная система, демонстрирующая соответствие целям. экологической составляющей устойчивого развития общества.

В этом отношении система экологического менеджмента является методом, позволяющим операторам установок решать экологические проблемы на систематической и очевидной основе. СЭМ является наиболее действенной и эффективной, когда она составляет неотъемлемую часть общего управления и эксплуатации установки.

СЭМ фокусирует внимание оператора на экологических характеристиках установки; в частности, путем применения четких рабочих процедур, как для нормальных условий, так и для условий, не относящихся к нормальным условиям эксплуатации, и путем определения соответствующих линий ответственности.

Все эффективные СЭМ включают концепцию непрерывного совершенствования, а это означает, что управление окружающей средой - это непрерывный процесс, а не проект, который в конечном итоге подходит к концу. В основу подхода, на котором базируется система экологического менеджмента, положена концепция «Планируй - Делай - Проверяй - Действуй» (Plan, Do, Check and Act) (PDCA). Модель PDCA представляет циклический процесс, применяемый организацией для достижения постоянного улучшения. Модель может применяться к системе экологического менеджмента и к ее отдельным элементам. Модель может быть описана следующим образом:

Планируй (Plan): разработка экологических целей и процессов, необходимых для получения результатов, соответствующих экологической политике организации.

Делай (Do): внедрение процессов, как запланировано.

Проверяй (Check): проведение мониторинга и измерения процессов в отношении реализации экологической политики, включая содержащиеся в ней обязательства, экологических целей и критериев работы, а также отчетность о результатах.

Действуй (Act): выполнение действий по постоянному улучшению.

Цикл представляет собой итеративную динамическую модель, где завершение одного цикла происходит в начале следующего (см. Рис. 4.45).

Рисунок 4.45. Непрерывное улучшение модели СЭМ

Настоящий стандарт может применяться в целом или частично для систематического улучшения экологического менеджмента. Настоящий документ регулирует только оборудование/установки.

СЭМ может содержать следующие компоненты:

1. Обязательство руководства, включая высшее руководство.

2. Определение экологической политики, которая включает в себя постоянное совершенствование установки руководством.

3. Планирование и установление необходимых процедур, целей и задач в сочетании с финансовым планированием и инвестициями.

4. Выполнение процедур с особым вниманием на:

структуру и ответственность;

набор сотрудников, обучение, информированность и компетентность;

информационное взаимодействие;

участие сотрудников;

документацию;

эффективный контроль процесса;

программы планируемого регулярного технического обслуживания;

готовность к чрезвычайным ситуациям и реагирование;

обеспечение соблюдения природоохранного законодательства.

5. Проверка работоспособности и принятие корректирующих мер с особым вниманием на:

мониторинг и измерение;

корректирующие и профилактические меры;

ведение документации;

независимый (когда это практически возможно) внутренний и внешний аудит для определения соответствия СЭМ запланированным мероприятиям, внедрения и поддержания надлежащим образом.

6. Обзор СЭМ и ее постоянной пригодности, адекватности и эффективности со стороны высшего руководства.

7. Подготовка заявления о воздействии на окружающую среду.

8. Валидация органом по сертификации или внешним верификатором СЭМ.

9. Следование за развитием более чистых технологий.

10. Рассмотрение воздействия на окружающую среду от возможного снятия с эксплуатации установки на этапе проектирования нового предприятия и на протяжении всего срока его службы, включая:

избежание подземных сооружений;

включение функций, которые облегчают демонтаж;

выбор поверхностей, которые легко дезактивируются,

использование конфигурации оборудования, которая минимизирует захваченные химикаты и облегчает дренаж или очистку;

разработка гибкого, автономного оборудования, которое обеспечивает поэтапное закрытие;

использование биоразлагаемых и перерабатываемых материалов, где это возможно.

11. Применение на регулярной основе отраслевого бенчмаркинга (сопоставительный анализ на основе эталонных показателей как процесс определения, понимания и адаптации имеющихся примеров эффективного функционирования предприятия с целью улучшения собственной работы).

В частности, для этого сектора также важно учитывать следующие потенциальные особенности СЭМ:

12. Программы обеспечения качества/контроля качества для обеспечения полного определения и контроля характеристик всех видов топлива.

13. План управления в целях сокращения выбросов в атмосферу и/или воду в других условиях, помимо обычных условий эксплуатации, включая периоды запуска и останова.

14. План управления отходами для обеспечения того, чтобы в приоритетном порядке отходы были минимизированы, подготовлены для повторного использования, переработаны или иным образом восстановлены.

15. Система оптимизации качества процесса с целью выявления и реализации улучшений для повышения энергоэффективности и использования топлива.

16. Система управления окружающей средой и безопасностью для выявления и планирования предотвращения и борьбы с неконтролируемыми и/или незапланированными выбросами в окружающую среду, в частности:

выбросы в почву и грунтовые воды вследствие транспортировки и хранения топлива, добавок, побочных продуктов и отходов;

из-за риска самонагрева и/или самовоспламенения топлива при хранении и транспортировки;

17. План управления пылью для предотвращения или, если это невозможно, уменьшения неорганизованных выбросов от погрузки, разгрузки, хранения и/или транспортировки топлива, остатков и добавок.

18. План управления шумом, в котором ожидается или испытывается шумовое загрязнение для чувствительных рецепторов, включая:

протокол для проведения мониторинга шума на границе предприятия;

программа снижения шума;

протокол реагирования на шумовые инциденты, содержащий соответствующие действия и сроки;

обзор шумовых инцидентов за прошлые периоды, корректирующих действий и распространения знаний об инцидентах с шумом для затрагиваемых сторон.

Компоненты, описанные выше, обычно могут применяться ко всем установкам в рамках данного документа. Объем (например, уровень детализации) и характер СЭМ (например, стандартизованная или не стандартизованная) будут связаны с характером, масштабом и сложностью установки и диапазоном воздействия на окружающую среду, которое может иметь место.

СЭМ содействует и поддерживает постоянное улучшение экологических характеристик установки. Если установка уже имеет хорошие общие экологические характеристики, СЭМ помогает оператору поддерживать высокий уровень производительности.

Систематический анализ первоначального воздействия на окружающую среду и области для улучшений в контексте СЭМ создает основу для оценки наилучших решений для всех экологических средств информации.

Побудительными причинами для внедрения СЭМ являются:

улучшение экологических показателей;

улучшение понимания экологических аспектов компании, которые могут быть использованы для удовлетворения экологических требований клиентов, регулирующих органов, банков, страховых компаний или других заинтересованных сторон (например, людей, живущих или работающих в непосредственной близости от установки);

улучшенная основа для принятия решений;

улучшение мотивации персонала (например, менеджеры могут быть уверены в том, что воздействие на окружающую среду контролируется, а сотрудники могут чувствовать, что они работают в экологически ответственной компании);

дополнительные возможности для снижения операционных издержек и улучшения качества продукции;

улучшение имиджа компании;

сокращение ответственности, расходов на страхование и несоблюдение.

Применимость

Сфера действия (например, уровень детализации) и характер СЭМ (например, стандартизированная или нестандартизированная) в основном относится к типу, масштабу и сложности установки, а также пределам вероятного воздействия на окружающую среду.

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

4.6.1. Контроль качества топлива

На электростанциях осуществляют контроль топлива двух видов входной и эксплуатационный.

Цель входного контроля - определение качества топлива, поступающего на электростанцию, позволяющее правильно решать вопросы его складирования и использования. Другой важной задачей входного контроля является выявление партий топлива, качество которого не соответствует требованиям стандартов или сертификатов, представляемых предприятиями-поставщиками. Подобная работа, заставляет поставщиков топлива более строго соблюдать требования государственных стандартов и договоров и, тем самым, способствует стабилизации и улучшению качества отгружаемого топлива.а

Эксплуатационный контроль качества топлива на электростанциях, как и учет его расхода, имеет особенно важное значение, так как в себестоимости вырабатываемой электрической и тепловой энергии доля затрат на топливо достигает 65-70 %. Эксплуатационный контроль организуют для определения количества и качества топлива, направляемого непосредственно на сжигание, и последующего определения его удельного расхода на производство электрической и тепловой энергии. Повышение коэффициента использования топлива на топливосжигающих установках осуществляется комплексом мероприятий, включающих повышение параметров пара и единичной мощности энергоблоков, совершенствование тепловых схем и теплового оборудования, а также схем и методов подготовки и сжигания топлива с организацией оперативного и надежного контроля его качества.

Для разработки проекта установки необходимо как можно полно изучить качество угля. Важно использовать на установке то топливо, на которое была спроектирована установка, что обеспечивает высокую эффективность в долгосрочной перспективе, а также бесперебойную работу и оптимальные экологические характеристики.

В качестве примера можно привести котлы ст. №1-7Алматинсской ТЭЦ-2 AО «AлЭС», производительностью 420 т/ч, спроектированные на сжигание карагандинского промпродукта. В результате замены угля на экибастузский, производительность котлов снизилась до 380 т/ч, ухудшились экологические показатели: увеличились выбросы в атмосферу и объемы образования золошлаковых отходов.

Тщательный отбор угля является эффективным способом сокращения выбросов в атмосферу и сокращения образования отходов. Использовать топливо с высокой теплотворной способностью и минимальными затратами на транспортировку и обработку является экономически выгодным.

4.6.2. Организация контроля качества топлива. Контролируемые параметры.

Твердое топливо

Для подтверждения качества угля проводится:

технический анализ - предоставление информации о поведении угля при его сжигании (например, влага, летучие вещества, твердый углерод);

химический анализ - предоставление информации для выбора угля в целях производства пара (например, общий углерод, водород, азот, кислород, теплотворная способность, температура плавления золы, размолоспособность и содержание серы).

Технический анализ дает возможность оценить качество исходных материалов, проверить ход технологического процесса, добиться наиболее экономичного расходования сырья, топлива, электроэнергии, уменьшить отходы производства, своевременно устранить неполадки, обеспечить высокое качество выпускаемой продукции. Таким образом, технический анализ необходим для правильной организации и контроля производственных процессов.

Химический анализ, в числе прочего, позволяет выбирать и регулировать работу газоочистных установок.

Отбор объединенных проб топлива проводится механизированным способом с помощью пробоотборников. Для отбора проб угля применяются серийно выпускаемые пробоотборники, а для приготовления лабораторных проб - проборазделочные машины. Допускаются и другие типы пробоотборников и проборазделочных машин, отвечающие требованиям.

Пробоотборники и проборазделочные машины, как правило, размещаются на конвейере топливоподачи, в месте пересыпки топлива на конвейеры бункерной галереи котельной.

Все линии топливоподачи, независимо от их количества и числа вводов, оснащаются механическими пробоотборниками.

Стандартными показателями контроля качества являются следующие параметры: низшая теплотворная способность (ккал/кг), влажность (%), зольность (%), содержание общей серы (%), выход летучих (%).

Рекомендуется включить в состав контролируемых параметров содержание углерода в топливе (%) в свете необходимости инвентаризации выбросов парниковых газов.

Первоначальный (входной) контроль качества является обязательным, с учетом параметров, приведенных в сертификате на поставку топлива. Контролируется каждая партия поступающего угля

Качество твердого топлива рекомендуется определять показателями его теплоты сгорания, выхода летучих веществ (V), влажности. (W), серы (S), азота (N), водорода (H), кислорода (O), углерода (С) и другим, указанным в сертификате.

Эксплуатационный контроль качества (периодичность контроля и контролируемые показатели) регулируется соответствующими инструкциями, разработанными на каждой стации, контролируемые параметры устанавливаются исходя из оценки эффективности использования топлива и значимости загрязнителей. Осуществляется химическими лабораториями на каждой электростанции.

Исследования проводятся по утвержденным методикам [97-120].

Газообразное топливо

Газ в качестве топлива используется в газовых турбинах и котлах. Газовые турбины работают преимущественно на попутном газе нефтяных месторождений; котлы, использующие газ, задействованы в основном в системах теплоснабжения городов.

Стандартными показателями контроля качества газа являются следующие параметры: низшая теплотворная способность (ккал/м³), содержание азота N₂ (%), содержание углекислого газа СО₂ (%), плотность газа (кг/м³).

Контроль показателей качества газа рекомендуется проводить непрерывно (применение непрерывно действующих регистрирующих и показывающих контрольно-измерительных приборов) или периодически (лабораторные анализы)

Жидкое топливо

Мазут.

В зависимости от состава мазута установлены следующие марки:

1) легкое топливо - мазут флотский Ф5 и Ф12;

2) среднее топливо - топочный мазут марки 40 В и марки 40;

3) тяжелое топливо- топочный мазут марки 100 В и марки 100.

В топливосжигающих установках используется топочный мазут, который классифицируется в зависимости от содержания серы: низкосернистый, малосернистый, сернистый, высокосернистый.

Таблица 4.8. Показатели топочного мазута

№ п/п	Наименование показателя	М40	М100	Примечание
1	2	3	4	5
1	Зольность, %	0,04/0,12	0,05/0,14	В числителе - для мазутов 40В и 100В, в знаменателе - для мазутов 40 и 100
2	Массовая доля воды, %, не более	0,3/1,5	0,3/1,5
3	Массовая доля серы, %
4	не более, для мазута
5	-низко сернистого	0,5	0,5
6	-мало сернистого	1,0	1,0
7	-сернистого	2,0	2,0
8	-высокосернистого	3,5	3,5
9	Теплота сгорания низшая в пересчете на сухое топливо МДж/кг (ккал/кг)
10	- для малосернистого и сернистого мазутов	40,74 (9700)	40,53 (9650)
11	- для высокосернистого мазута	39,9 (9500)	39,9 (9500)
12	Плотность при 20 иС, не более	0,965	0,865
13	Температура вспышки, иС в открытом тигле, не более	90	110

Поскольку мазут является достаточно дорогим топливом, использование его на топливосжигающих установках минимально.

Стандартными показателями контроля качества мазута являются следующие параметры: низшая теплотворная способность (ккал/кг), плотность (г/см³), влажность (%), содержание общей серы (%), вязкость, температура вспышки.

4.6.3. Выбор или смена топлива

Возможность выбора топлива или смены топлива с твердого на жидкое или газ, или c жидкого в газ рассматривается в этом документе «на определенных условиях», поскольку техническая, экономическая и политическая осуществимость выбора или смены топлива, или выбора в значительной степени определяется местными обстоятельствами. Возможность смены топлива также подлежит стратегической оценке топливной политики на национальном уровне и зависит от доступности на рынке.

В принципе, использование топлива с более низким содержанием золы, серы, азота, углерода, ртути и т. д. является одним из возможных вариантов.

Выбор или смена на топливо с низким содержанием серы, сохранение других основных параметров топлива (например, более низкое содержание теплоты сгорания, золы и влажности) в топливном диапазоне конструкции котла является мерой, которая может значительно снизить выбросы SO₂.

Естественная десульфуризация может снизить выбросы SO₂ на целых 90 %, например, путем сжигания некоторых низкокачественных лигнитов и торфа с низким содержанием серы и высоким содержанием щелочной золы, что приводит к очень низким выбросам SO₂, сопоставимым с уровнями, достигаемыми применением общих вторичных методов.

Целью установок для сжигания, расположенных на металлургических заводах, является максимально возможное использование доступных технологических газов, принимая во внимание, что в этом секторе состав и количество сжигаемых топлив/технологических газов могут сильно варьироваться. Технологические газы подаются в установки сжигания в зависимости от их доступности, так как они распределяются в порядке приоритетности для потребляющих заводов в металлургии.

В качестве примера можно привести котлы ст. №1-7Алматинской ТЭЦ-2 AО «AлЭС», производительностью 420 т/ч, спроектированные на сжигание карагандинского промпродукта. В результате замены угля на экибастузский, производительность котлов снизилась до 380 т/ч, ухудшились экологические показатели: увеличились выбросы в атмосферу и объемы образования золошлаковых отходов.

Тщательный отбор угля является эффективным способом сокращения выбросов в атмосферу и сокращения образования остатков. Использовать топливо с высокой теплотворной способностью и минимальными затратами на транспортировку и обработку является экономически выгодным.

4.7. Мониторинг выбросов в атмосферный воздух

4.7.1. Общие принципы мониторинга и контроля эмиссий

Мониторинг выбросов в атмосферный воздух является составной частью производственного экологического контроля, назначение и цели которого установлены статьей 186 Экологического кодекса Республики Казахстан, 2021г.

Проведение производственного экологического контроля обязательно для объектов 1 и II категорий

Aнализ мониторинга в обычных условиях эксплуатации может осуществляться посредством прямых измерений (например, прямого тестирования источника) или с использованием расчетных методов. Прямые измерения могут быть непрерывными или периодическими. В необычных условиях эксплуатации используются расчетные методы.

Минимальная частота мониторинга в обычных условиях эксплуатации зависит от вида загрязняющего вещества, сжигаемого топлива, мощности установки, практики мониторинга и применяемых методов снижения выбросов.

В настоящем разделе представлена общая информация о производственном мониторинге эмиссий в окружающую среду.

4.7.2. Компоненты мониторинга

Наиболее распространенные контролируемые вещества в составе выбросов в атмосферу, измеряемые на крупных топливосжигательных установках или рассчитанные с использованием коэффициентов выбросов и других методов:

неорганизованные выбросы пыли от топливного хозяйства;

пыль в выбросах из дымовых труб (включая PM₁₀ и PM_2.5);

оксиды серы (SO_X);

оксиды азота (NO_X);

окись углерода (СО);

двуокись углерода (CO₂).

4.7.3. Исходные условия и параметры

Для выбросов в атмосферу определяются следующие параметры дымовых газов для преобразования концентраций выбросов, полученных в стандартных условиях, то есть 273 К, 101.3 кПа, эталонного уровня кислорода и сухого газа:

объемный расход дымовых газов (для расчета концентрации и массового расхода);

температура дымовых газов;

содержание водяного пара в дымовом газе;

статическое давление в газоходе;

атмосферное давление;

период мониторинга/период усреднения;

содержание кислорода.

В дополнение к вышеперечисленным параметрам для эффективной работы установки сжигания и системы очистки дымовых газов могут быть необходимы дополнительные измерения определенных параметров (таких как напряжение и электричество (электрофильтры), перепад давления (рукавные фильтры), pH орошающей воды (скрубберы) и концентрации загрязняющих веществ на различных установках в газоходах (например, до и после пылегазоочистки).

4.7.4. Места отбора проб

Места отбора проб регулируются соответствующими стандартами.

Места отбора проб должны быть расположены в определенном месте (секции) газохода, где ожидаются характерные условия установившегося потока и концентрации загрязняющих веществ.

Секция измерения/отбора проб - это участок определенной длины, который включает в себя измерительную плоскость(плоскости).

Плоскость измерения/отбора проб - это плоскость, нормальная к осевой линии газохода в положении отбора проб.

Точка измерения/отбора проб (также называемое место измерения/отбора проб) - это место в газоходе отходящих газов в области плоскости (плоскостей) измерения, в котором непосредственно происходят измерения или извлекается поток пробы.

Место измерений должно быть легкодоступным и соответствующим образом обустроено: оборудовано площадками обслуживания, измерительными портами и источниками питания. Если площадки обслуживания расположены за пределами здания, они должны иметь погодное укрытие, с достаточным рабочим пространством.

Для топливосжигающих установок, место измерения, как правило, - это газоход котла после дымососа на входе уходящих газов после очистки в дымовую трубу.

Непрерывные измерения обычно ограничиваются измерением/отбором проб в одной точке. Для этой цели необходимо предусмотреть процедуру определения наилучшей доступной точки измерения/отбора проб на основе измерений сетки в контролируемой плоскости.

4.7.5. Мониторинг выбросов

Мониторинг выбросов осуществляется для определения количества загрязняющих веществ в дымовых газах, с тем чтобы:

проверить соблюдение предельных значений выбросов разрешения;

чтобы уведомить уполномоченный орган;

чтобы контролировать процессы сжигания или системы пылегазоочистки;

и/или для прогнозирования воздействия установки или процесса на окружающую среду.

Как было сказано выше, мониторинг выбросов осуществляется на основе непрерывных и периодических измерений

Непрерывные измерения выполняются с помощью автоматизированной системы мониторинга (AСМ), которая устанавливается постоянно на объекте для непрерывного мониторинга выбросов.

Периодическое измерение - определение измеряемой величины через определенные интервалы времени.

В таблице 4.9 представлен обзор важных характеристик непрерывных и периодических измерений, включая преимущества и недостатки.

Таблица 4.9. Сравнение характеристик непрерывных и периодических измерений

№ п/п

Характеристика

Непрерывное измерение

Периодическое измерение

1	2	3	4
1	Период отбора проб	Измерение охватывает все или большую часть времени, в течение которого происходят выбросы веществ	Результаты долгосрочной картины выбросов.
2	Скорость	Почти всегда результаты в реальном времени	Результаты в реальном времени, если используются инструментальные анализаторы; отсроченные результаты, если используется ручной метод с лабораторным конечным методом
3	Усреднение результатов	Результаты непрерывно собираются и могут быть усреднены за определенный период, например, 30 минут, 1 час или 24 часа	Результаты за период отбора проб, обычно от 30 минут до нескольких часов
4	Калибровка и регулирование	Для AСМ требуется калибровка по стандартному эталонному методу и регулировка с использованием сертифицированных эталонных материалов в интервале технического обслуживания	Стандартные эталонные методы могут использоваться для периодических измерений; это могут быть ручные или автоматизированные методы
5	Aккредитация	Обеспечение качества калибровки и обслуживания AСМв соответствии с установленными требованиями Республики Казахстан	Обеспечение качества для периодических измерений в соответствии с установленными требованиями Республики Казахстан
6	Сертификация оборудования	Возможна сертификация оборудования	Доступна сертификация переносного борудования
7	Инвестиционные затраты *	Выше, чем стоимость оборудования для периодического мониторинга. 105 000 евро	Ниже, чем стоимость AСМ 6500 евро
8	Эксплуатационные расходы *	Обычно выше, чем затраты на периодические измерения, 32 800 евро/год	Обычно ниже, чем затраты на AСМ 4000 евро/год

* JRC Reference Report on Monitoring of Emissions to Air and Water from IED Installations, Industrial Emissions Directive 2010/75/EU, Integrated Pollution Prevention and Control, 2018г.

Уточняются.

В дополнение к таблице 4.9, при принятии решения об использовании непрерывных или периодических измерений, могут быть приняты во внимание следующие аспекты:

экологическая значимость выбросов;

экологический риск, связанный с превышением ПДВ;

изменчивость уровней выбросов, в частности, если они близки к ПДВ;

юридические требования (например, в национальном законодательстве, заключения НДТ);

местные условия (например, стандарты качества воздуха);

доступность и надежность оборудования (например, непрерывные измерения могут быть невозможны при определенных условиях, таких как высокое содержание водяного пара или пыли в отходящих газах);

требуемая неопределенность измерения;

необходимость постоянного мониторинга и/или контроля рабочих условий, включая систему борьбы с загрязнением;

реакция населения.

В Европейском Союзе непрерывные измерения обязательны для крупных установок сжигания с общей номинальной тепловой мощностью 100 МВт или более (например, для SO2, NOх и пыли), причем разработаны условия, определяющие, при каких обстоятельствах непрерывные измерения могут быть заменены периодическими измерениями.

В некоторых государствах-членах ЕС (например, Бельгия, Дания, Франция, Германия и Португалия), установлены пороговые значения массового расхода для принятия решения о необходимости непрерывных измерений.

В других государствах-членах ЕС (например, в Нидерландах и Соединенном Королевстве) используется подход, основанный на оценке риска, который рассматривает увеличение выбросов в результате отказа оборудования газоочистки в качестве основы для требования непрерывных измерений

Вышеупомянутые аспекты и примеры могут помочь решить, какой мониторинг более уместен: непрерывный или периодический. При этом установки, выводимые в реконструкцию, должны быть освобождены от требования по непрерывному мониторингу.

Исходя из представленных примеров, можно рекомендовать единичную мощность топливосжигающей установки на угле в Казахстане, для которой непрерывный мониторинг является обязательным - более 100 МВтт. При этом установки, выводимые в реконструкцию, должны быть освобождены от требования по непрерывному мониторингу.

4.7.6. Периодический мониторинг

Периодические измерения - это определение измеряемой величины с заданными временными интервалами в случае выбросов в атмосферу. Для этих измерений образец дымового газа извлекается из газохода, и загрязняющее вещество анализируется мгновенно с помощью переносных измерительных систем или впоследствии в лаборатории.

Количество последовательных индивидуальных измерений в одной серии измерений должно быть указано в соответствии с целью измерения и в отношении стабильности нагрузки. При измерении стабильного выброса наилучшей практикой является получение как минимум трех выборок последовательно в одной серии измерений.

4.7.7. Непрерывный мониторинг. Места отбора проб

В целом непрерывные прямые измерения являются наиболее точным и предпочтительным методом мониторинга выбросов. Возможно непрерывное отслеживание выбросов ряда компонентов в газах, и в некоторых случаях точные концентрации (мг/нМ³, ч/млн) могут предоставляться в отчете непрерывно или в виде средних значений в течение согласованных периодов времени (раз в полчаса, ежедневно и т. д.). Непрерывный мониторинг эффективен тогда, когда он хорошо организован и для его проведения имеется обученный персонал. То есть условием возможности проведения непрерывного мониторинга является:

1) сертифицированное измерительное оборудование;

2) наличие обученного персонала для управления оборудованием (для процедур калибровки и т. д.).

При выборе оборудования следует учитывать изменение рабочих параметров, например, избыточное/пониженное давление в дымовом газе, колебания давления, температуру дымовых газов и т. д. В этих случаях прерывистые измерения, например, измерения, где это целесообразно, являются предпочтительными.

4.7.8. Расчетный мониторинг с использованием косвенных параметров

Косвенные параметры являются измеряемыми или расчетными параметрами, которые могут использоваться вместо прямых измерений конкретных значений загрязняющих веществ. Использование косвенных параметров, как индивидуально, так и в сочетании, может обеспечить достаточно надежную картину образования загрязняющих веществ в процессе сжигания и количества их выбросе в атмосферу.

Системы прогнозного мониторинга выбросов представляют собой системы, используемые для определения концентрации выбросов загрязняющего вещества на основе его взаимосвязи с рядом характерных непрерывно контролируемых параметров технологического процесса (например, расход дымового газа, соотношение воздух-топливо) и данных о количестве сжигаемого топлива и его качестве (например, содержание серы) источника образования выбросов (котельный агрегат, газовая турбина или двигатель)

Системы прогнозного мониторинга выбросов используются с некоторыми газовыми турбинами для определения выбросов NO_X/CO/CO₂. Эти системы компьютеризированы и основаны на учете ряда переменных процесса, таких как расход топлива, температура горения, давление окружающей среды/температура и т. д. Затем параметры обрабатываются с помощью алгоритма, специфичного для каждой установки, для получения соответствующих концентраций загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу и массовых выбросах. Системы обычно откалиброваны путем прерывистого мониторинга один раз в год и, как было отмечено, являются очень точными. Существуют также «частные» пакеты программного обеспечения с некоторыми пакетами, имеющимися в продаже.

Aнализ топлива может использоваться для прогнозирования выбросов таких соединений, как SO₂ или CO₂, и таких элементов, как металлы и другие загрязняющие вещества, на основе материального баланса, если измеряется расход топлива. Данные о содержании некоторых элементов, таких как сера и металлы в топливе, можно затем использовать для расчета.

4.8. Мониторинг водопользования и сбросов в водные объекты

4.8.1. Контроль объемов водопользования

Контроль за водопользованием на ТЭС должен обеспечивать:

систематические данные об объемах забираемой воды (поверхностной, артезианской, водопроводной) и оценку их соответствия установленному лимиту забора (изъятия) водных ресурсов;

систематические данные об объемах используемой и возвратной воды; -оценку состава и свойств исходных вод в местах собственных;

водозаборов, фоновых и контрольных створах водных объектов, принимающих сточные воды;

оценку состава и свойств сточных вод и соответствия их установленным нормативам НДС и договоров водоотведения;

исходные данные для формирования отчетности ТЭС по установленным формам.

Контроль водопользования на ТЭС организуется в соответствии с требованиями Водного кодекса Республики Казахстан.

Измерение расходов воды производится в пунктах учета на каждом водозаборе и выпуске сточных вод, а также в системах оборотного водоснабжения и точках передачи воды другим организациям.

Выбор водоизмерительных приборов и устройств определяется их назначением, величиной измеряемых расходов воды, производительностью водозаборных и водосбросных сооружений. Водоизмерительные приборы должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений.

В основном объемы воды, забираемой из природных источников или от сторонних организаций, отводимых сточных вод измеряются непрерывно с помощью счетчиков воды. Исключение составляют объемы воды, используемые прямоточными системами охлаждения, циркуляционной воды в оборотных системах охлаждения и гидрозолоудаления. Эти объемы составляют десятки и сотни тысяч кубических метров в час, как правило, транспортируются по открытым каналам, что делает их измерение проблематичным как в части обеспечения необходимой точности измерений, так и с точки зрения стоимости средств измерения. Поэтому по согласованию с уполномоченным территориальным органом в случае отсутствия технической возможности установки средств измерений объем забранной воды (сбрасываемых сточных вод) определяется исходя из времени работы и производительности технических средств (насосного оборудования), норм водопотребления (водоотведения) или с помощью других методов.

4.8.2. Контроль качества сточных вод

Контроль сточных вод, отводимых в водный объект или сторонним организациям (в том числе в централизованные системы водоотведения), должен обеспечивать достоверную информацию об их количестве и качестве.

При повторном использовании сточных вод на ТЭС объем их контроля определяется внутренними инструкциями энергопредприятий.

По характеру, источнику загрязнения и качественному составу производственные сточные воды ТЭС, которые могут отводиться без или после очистки в окружающую среду или централизованные системы водоотведения, делятся на следующие виды:

сточные воды прямоточных и оборотных систем охлаждения основного и вспомогательного технологического оборудования (конденсаторов, газоохладителей, маслоохладителей турбин, тягодутьевых машин, насосов и др.);

сточные воды водоподготовительных установок;

сточные воды, содержащие нефтепродукты (от хозяйств жидких топлив, маслохозяйств, дренажные воды производственных помещений, в которых хранятся или применяются нефтепродукты);

сточные воды систем гидрозолоудаления;

поверхностный сток с территории промплощадки (кровли зданий и сооружений, асфальтобетонные покрытия и грунтовые дороги),

дренажные воды подземных сооружений, систем понижения уровня грунтовых вод,

сточные воды систем топливоподачи и пылеподавления на ТЭС, работающих на твердом топливе;

сточные воды от консервации и химических очисток оборудования;

обмывочные воды регенеративных воздухоподогревателей (РВП) и конвективных поверхностей нагрева котлов (КПН), работающих на жидком топливе.

Для сточных вод, отводимых в естественные или искусственные водные объекты, рельеф местности, недра рассчитываются нормативы допустимых сбросов (ПДС) загрязняющих веществ. Нормативы ПДС устанавливаются для каждого выпуска сточных вод. Нормативы допустимых сбросов для оператора устанавливаются в совокупности значений допустимых сбросов для отдельных действующих, проектируемых и реконструируемых источников загрязнения.

Величины норматива допустимого сброса определяются на уровнях, при которых обеспечивается соблюдение соответствующих экологических нормативов качества воды в контрольном створе с учетом базовых антропогенных фоновых концентраций загрязняющих веществ в воде.

Если в одном водовыпуске смешиваются сточные воды различных технологических схем, то нормируется показатели общего (объединенного) потока с учетом всех составляющих.

Отбор проб сточных вод осуществляется согласно установленным правилам. Как правило, определения показателей выполняются силами химических лабораторий ТЭС. Необходимый объем контроля по микробиологическим показателям, входящим в норматив допустимого сброса микроорганизмов в водный объект, выполняется как правило, лабораториями Минздрава РК.

Контроль проводится в соответствии с методиками измерений, включенные в Реестр, которые аттестованы в соответствии с требованиями и допущены для целей государственного экологического контроля.

Сточные воды систем охлаждения

Сбросные воды систем охлаждения по своему составу относятся к категории «нормативно чистых без очистки» вод и какой-либо очистке не подвергаются. Объемы, состав и свойства стоков систем охлаждения ТЭС определяются типом системы техводоснабжения: прямоточная, оборотная с прудом-охладителем, оборотная водная с испарительными градирнями, типом и мощностью установленного оборудования.

В сбросных водах систем охлаждения прямоточных и оборотных с прудом-охладителем загрязнения сточных вод не происходит, поскольку для таких систем не применяются какие-либо химические реагенты. В то же время возвратные воды имеют повышенную температуру по сравнению с исходной. Кроме того, при охлаждении этими системами маслонаполненного оборудования, сточные воды могут загрязняться нефтепродуктами. В связи с этим, в исходных и сточных водах прямоточных систем охлаждения и оборотных систем охлаждения с прудом-охладителем необходимо постоянно контролировать температуру и содержание нефтепродуктов.

В оборотных водяных системах охлаждения происходит постоянное испарение части циркулирующей воды, в результате чего происходит концентрирование содержащихся в ней солей, взвешенных и растворенных веществ. При этом возникает опасность выпадения солевых и механических отложений на теплообменных поверхностях, возрастает коррозионная активность воды. Кроме того, в таких системах создаются благоприятные условия для развития микро- и макроорганизмов. Для предотвращения этих негативных явлений осуществляют постоянную замену части циркуляционной воды (подпитка и продувка) и часто осуществляют коррекционную обработку циркуляционной воды химическими реагентами различного назначения: кислотами или известью с целью регулирования рН, биоцидами, ингибиторами коррозии, солевых и механических отложений.

Перечень контролируемых показателей подпиточных и продувочных вод оборотных водных систем охлаждения определяется применяемыми реагентами. Кроме того, контролируются взвешенные вещества, рН, нефтепродукты.

Сточные воды водоподготовительных установок

Сточные воды различных водоподготовительных установок, служащих для подготовки воды для подпитки котлов, теплосетей, установок для очистки внутристанционных и производственных конденсатов, блочных обессоливающих установок, представляют собой разбавленные растворы нейтральных солей. Все применяемые на ТЭС методы водоподготовки основаны на выделении взвесей и солей из исходной воды, что приводит к ее разделению на 2 потока: чистой обессоленной воды и сточной воды, в которой сконцентрированы вещества, содержащиеся в исходной воде с некоторой добавкой различных реагентов. Качественный состав их зависит от качества обрабатываемой воды (или конденсата) и применяемых реагентов. Стоки ВПУ можно разделить на два основных вида:

сточные воды предочисток (осветлителей, механических фильтров) содержат шламы и механические примеси. Объем стоков зависит от состава исходной воды, схемы предочистки и применяемых реагентов, установленного оборудования:

сточные воды ионитовой части ВПУ, испарительных, мембранных установок, которые содержат соединения примесей обрабатываемой воды и отработанных регенерационных растворов. Объем стоков зависит от производительности ВПУ, применяемой технологии (ионный обмен, мембранные или термические методы), степени повторного использования стоков.

Сточные воды систем гидрозолоудаления

Химический состав сбросных вод систем ГЗУ определяется видом сжигаемого на ТЭС твердого топлива, способом золоулавливания и золоудаления, временем эксплуатации и степенью замкнутости оборотной системы ГЗУ. Общая минерализация этих вод представлена преимущественно ионами кальция, сульфат-, гидрокарбонат-ионами, а для ТЭС, сжигающих щелочные топлива, также и гидроксид-ионами.

4.8.3. Контроль воздействий на подземные воды

Отдельные сооружения и технологические участки ТЭС потенциально могут влиять на состояние подземных вод, например, через фильтрацию загрязненного поверхностного стока с территорий складирования угля, золошлаковых материалов и других отходов, через утечки из трубопроводов и емкостей воды, мазута, химических реагентов, масел, через создание препятствий для естественных потоков грунтовых вод, водообмена через поверхность земли, что может приводить к изменениям режима (уровней, температур) и качества грунтовых вод, приводить к подтоплению земель и сооружений, способствовать развитию карстовых явлений, влиять на несущую способность грунтов, деформациям и разрушениям зданий и сооружений.

Цели производственного контроля воздействий на подземные воды являются комплексными и преследуют не только своевременное обнаружение негативного воздействия производственных сооружений и технологических процессов на грунтовые воды, но и обратного влияния природных процессов на состояние зданий, сооружений и коммуникаций, а также разработки мер по предупреждению такого взаимного влияния.

Задачами наблюдений за режимом подземных вод на тепловых электростанциях являются:

выяснение условий формирования естественного режима подземных вод (до постройки сооружений), уточнение гидрогеологических условий в районе водопонизительных работ в период строительства;

прослеживание динамики уровней, температуры и химического состава подземных вод во времени;

выявление взаимовлияния и взаимосвязи водоносных горизонтов друг с другом и с поверхностными водами;

оценка характера и динамики взаимовлияния зданий, сооружений тепловых электростанций и поземных вод, в том числе: масштабов и причин обводнения грунтов и подтопления территории; агрессивности подземных вод к бетонным и металлическим конструкциям; загрязнения подземных вод под влиянием эксплуатации электростанций;

разработка рекомендаций по использованию результатов наблюдений за режимом подземных вод для организации технического обслуживания и ремонта зданий, сооружений подземных водонесущих коммуникаций и технологического оборудования.

Для решения этих задач на ТЭС осуществляется периодический контроль режима подземных вод (режимные наблюдения).

Режимные наблюдения организуются еще до начала возведения тепловой электростанции и продолжаются в процессе ее строительства и эксплуатации.

Для проведения режимных наблюдений на промплощадке ТЭС создается сеть наблюдательных скважин. Скважины стационарной сети проектируются с учетом геологического строения, гидрогеологических условий и размеров территории тепловых электростанций, а также с учетом назначения и компоновки зданий и сооружений. При размещении скважин и определения их количества учитывается следующее:

для выяснения условий формирования подземных вод часть скважин должна располагаться в областях их питания и дренирования (разгрузки), в том числе в местах возможных утечек производственных вод (градирни, накопители жидких отходов, насосные станции, мазутохранилища, главный корпус, здания водоподготовки и др.). Скважины устанавливаются вокруг этих объектов;

если источники питания подземных вод находятся вне территории ТЭС, то часть скважин размещается между объектами электростанции и этими источниками для оценки влияния последних на гидрогеологические и гидрохимические условия территории;

наблюдательные скважины устанавливаются на два или три водоносных горизонта. Наибольшее количество скважин оборудуется на первый от поверхности водоносный горизонт, грунтовые воды которого оказывают непосредственное влияние на подземные части зданий и сооружений (подтопление, агрессивное воздействие) и сами подвергаются воздействию объектов ТЭС (загрязнение, повышение уровней и температуры).

Скважины на второй и третий водоносные горизонты устанавливаются для оценки их взаимовлияния в период строительства и эксплуатации с объектами ТЭС и грунтовыми водами первого от поверхности водоносного горизонта (подтопление, дренирующее воздействие, загрязнение).

Установка скважин на нижние горизонты становится также обязательной, если подземные воды этих горизонтов служат источниками хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Количество наблюдательных скважин на промплощадках определяется с учетом вышеприведенных требований, а также местных техноприродных условий.

Контроль за режимом подземных вод включает наблюдения за уровнем, температурой и химическим составом воды.

Измерения температуры выполняются одновременно с измерением уровня грунтовых вод не реже 4 раз в год (по сезонам). В отдельных случаях производятся учащенные измерения температуры, например, при внезапном повышении уровней подземных вод, вызванном утечками производственных вод. В этих случаях контроль за температурой подземных вод помогает установить источник утечек.

Контроль за химическим составом подземных вод по наблюдательным скважинам производится в целях выяснения влияния подземных вод на подземные части зданий и сооружений (агрессивность к бетонным и металлическим конструкциям) и изменение физико-механических свойств грунтов оснований, а также влияния ТЭС на состояние подземных водоносных горизонтов. На крупных накопителях отходов и других возможных источниках загрязнения подземных вод (золошлакоотвалах, шламоотвалах, складах химических реагентов, мазутохранилищах и др.) проводят химико-аналитический контроль с периодичностью 2 раза в год. Для контроля используются следующие показатели:

в местах размещения маслонаполненного оборудования, маслохозяйств, мазутных хозяйств - концентрация нефтепродуктов;

вблизи угольных складов - рН, концентрация сульфатов;

вблизи золошлакоотвалов, шламоотвалов - рН, концентрация сульфатов; вблизи складов хранения химических реагентов - концентрации реагентов, хранящихся на складах.

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

4.9.1. Техники управления отходами

Государственная экологическая политика в области управления отходами основывается на следующих специальных принципах:

1) иерархии;

2) близости к источнику;

3) ответственности образователя отходов;

4) расширенных обязательств производителей (импортеров).

Образователи и владельцы отходов должны применять следующую иерархию мер по предотвращению образования отходов и управлению образовавшимися отходами в порядке убывания их предпочтительности в интересах охраны окружающей среды и обеспечения устойчивого развития Республики Казахстан:

1) предотвращение образования отходов;

2) подготовка отходов к повторному использованию;

3) переработка отходов;

4) утилизация отходов;

5) удаление отходов.

Для этой цели могут быть использованы несколько технологий, то есть подготовка отработавших катализаторов для повторного использования (например, до четырех раз для катализатора СКВ в зависимости от механического состояния катализатора и требуемых характеристик, связанных с выбросами NO_X и NH₃), получение энергии путем использования отходов в топливной смеси (например, обогащенных углеродом золы и шламов), получения гипса мокрой сероочистки в качестве побочного продукта для повторного использования в строительном секторе.

Основным видом отходов, образуемым топливосжигающими установками на угле - является шлак, удаляемый из нижней части котла твердым или жидким способом.

Оптимизация качества шлака (или топочной золы), образующейся в качестве побочного продукта сжигания, может быть осуществлена посредством сухого обеззоливания и дожигания.

Суть метода состоит в том, что несгоревшие части топлива выходят из котла на конвейерную ленту (сухое обеззоливание), из нижней части котла, и перенаправляются в котел, где они повторно сжигаются (дожигание). Из-за преобладания в котле частичного разряжения, образующиеся дымовые газы удаляются в дымовую трубу.

Сухое обеззоливание позволяет избежать необходимости в отдельной установке очистки сточных вод (уменьшение ХПК) и увеличивает ценность золы за счет снижения содержания углерода. Дожигание также снижает содержание воды в золе.

Воздух, используемый для охлаждения золы, снова поступает в котел, возвращая значительное количество энергии и повышает КПД котла.

Достигнутые экологические преимущества заключаются в сокращении образования отходов, повышение КПД котла, минимальные дополнительные выбросы в результате процесса дожигания, сокращение потребление топлива, улучшение качества золы.

КПД котла по сравнению с традиционным гидравлическим способом удаления шлака повышается на 0,10,2 % для обычного каменного угля и на 0,5 % - для низкосортного угля.

Дожигание применяется для котлов, сжигающих твердое топливо, с твердым шлакоудалением.

На примере одной из установок в Европе: капитальные затраты - около 4,5 млн Евро и операционные расходы около 170 000 евро в год (уровни цен 2010 года).

4.9.2. Методы контроля загрязнения земли/почвы

Загрязнение почвы и грунтовых вод более широко связано с размещением золошлаковых отходов на золоотвалах и хранилищах нефтепродуктов. Меры по предотвращению или контролю загрязнения почвы/грунтовых вод включаются в систему производственного экологического контроля на основе периодического контроля.

В условиях отсутствия нормативных требований в части контроля почв объем такого контроля на разных ТЭС существенно различается. Некоторые ТЭС не осуществляют контроля состояния почв. Если контроль осуществляется, то он выполняется на границе санитарно-защитных зон (СЗЗ) и в зонах влияния золоотвалов.

Ниже приведены обобщенные сведения об объемах контроля почв, фактически осуществляемого на ТЭС:

1) на границе СЗЗ промышленной площадки:

газовые станции: 2-3 точки отбора проб, периодичность контроля - 1 - 2 раза в год, показатели: содержание хлоридов, нефтепродуктов, цинка, меди, нитратов, фосфатов, железа;

угольные станции: 2-4 точки отбора проб, периодичность контроля - 24 раза в год, показатели: содержание сульфатов, хлоридов, нефтепродуктов, меди, свинца, цинка, никеля, кобальта, кадмия, железа, марганца, хрома, ванадия, нитратов, фосфатов, рН;

2) в зоне влияния шламоотвалов:

в зоне влияния шламоотвалов, объектов накопления отходов на газовых станциях: 2-3 точки отбора проб, периодичность контроля - 19 раза в год, показатели: содержание хлоридов, нефтепродуктов, цинка, меди, нитратов, фосфатов, железа;

в зоне влияния золошлакоотвалов угольных станций: 2-4 точки отбора проб, периодичность контроля -4 раза в год, показатели: содержание сульфатов, хлоридов, нефтепродуктов, меди, свинца, цинка, никеля, кобальта, железа, марганца, хрома, ванадия, нитратов, фосфатов, рН.

Контроль осуществляется как сторонними лабораториями, так и собственными лабораториями ТЭС.

Некоторыми ТЭС, кроме инструментального контроля, применяется метод периодического визуального контроля (обходы территории промплощадок и СЗЗ) в целях контроля соблюдения требований природоохранного и земельного законодательства, в том числе в части восстановления нарушенных земель, предупреждения негативных процессов изменений почв, которые могут контролироваться визуально: эрозии, подтопления, заболачивания, захламления, загрязнения нефтью и нефтепродуктами.

Оценивая целесообразность и результативность производственного экологического контроля почв, можно отметить следующее:

контроль качественных показателей почв на границах СЗЗ газовых ТЭС нецелесообразен и избыточен в полном объеме. Выбросы в атмосферу от организованных источников газовых ТЭС не могут приводить к загрязнению почв, значимые неорганизованные источники выбросов на газовых ТЭС отсутствуют;

на газовых ТЭС отсутствуют шламоотвалы, которые могут существенно влиять на качество почв.

Наиболее массовые отходы газовых ТЭС: шламы водоподготовительных установок, шламы обмывок РВП, очистки мазутных баков, отработанных масел накапливаются либо во влажном состоянии под слоем воды в гидроизолированных накопителях, либо в закрытых емкостях и не могут загрязнять почвы. Контроль почв в зонах влияния шламоотвалы газовых ТЭС нецелесообразен;

выбросы золы твердых топлив, оксидов серы в атмосферу от угольных ТЭС осуществляются через очень высокие горячие источники (180-320 м) и поэтому области осаждения выбросов составляют, как минимум, десятки километров. Максимальные выпадения золы происходят на расстояниях 10 - 20 высот дымовых труб, то есть значительно выходят за границы СЗЗ (около 1000 м). В связи с этим измерения качества почв на границах СЗЗ угольных ТЭС нерезультативны, не могут свидетельствовать об уровне влияния их выбросов на состав почв;

на угольных ТЭС имеются два вида потенциальных источников загрязнения почв это сооружения топливоподачи, включая угольные склады, и золошлакоотвалы. Это низкие холодные неорганизованные источники выбросов твердых частиц угля и его золы. Инструментальный контроль их выбросов практически невозможен, поэтому для этих сооружений целесообразно проведение производственного контроля их влияния на качественный состав почв. В части объема контроля представляется достаточным измерение 1 раз в год содержания в почве не более 2-3-х веществ, характерных для используемых углей и их зол. Установление единого перечня показателей не представляется возможным из-за разнообразия состава углей и их зол, а также почв. Данные показатели должны выбираться исходя из максимальной разности содержания контролируемого вещества в угле или золе и почве, вещество должно быть внесено в перечень ЗВ, контролируемых государством.

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

Рисунок 4.46. Схема установки дополнительного воздухоподогревателя на уходящих газов

ВЭР - это энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и промежуточных продуктов, образующихся в технологических установках, который можно частично или полностью использовать для энергоснабжения других потребителей на самом предприятии пли за его пределами. ВЭР разделяют на:

горючие, отходы или побочная продукция, которые могут использоваться в качестве топлива;

тепловые, физическое тепло которых может использоваться как теплоноситель (дымовые газы технологических печей, отработанный пар, горячий воздух и др.);

механические, энергия сжатых газов, инерция вращающегося маховика, напор воды из-за разности высот, потенциальная энергия поднятого груза и пр.

В качестве ВЭР могут использоваться вода замкнутого оборотного цикла.

В установках сжигания топлива возможна утилизация тепла уходящих газов за счет установки дополнительного экономайзера, дополнительного воздухоподогревателя и подогревателя сырой воды.

В зависимости от температуры уходящих газов типа КA дополнительный ВЗП может понизить температуру уходящих газов на 30-35 градусов, что сократит расход топлива и соответственно и выбросы загрязняющих веществ. Для БКЗ-160-100Ф при температуре уходящих газов 175 ^оС, дополнительный ВЗП снизит температуру до 140 ^оС, мощность дополнительного ВЗП порядка 1,8 Гкал/ч, что даст экономию топлива 3446 т и снизит выбросы золы на 36,9 т, окислов серы на 50,3 т, оксидов азота на 26,5 т, парниковых газов на 4695 т, а также сократится складирование ЗШО на 1410 т.

При такой же мощности 1,8 Гкал/ч дополнительного газоводяного теплообменника, где в качестве нагреваемой среды будет сырая вода с исходной температурой 5 йС, для подогрева воды до уровня, необходимого для ХВО 30 ОС, дополнительный ПСВ должен пропускать не более 60 т/ч воды. На рисунке 4.47 приведена схема выносного теплообменника, где может подогреваться подпиточная вода, обессоленная вода на подпитку котлов и пр.

Рисунок 4.47. Схема включения дополнительного ПСВ от уходящих газов

5. Техники, которые рассматриваются при выборе наилучших доступных техник

5.1. Установка сжигания твердого топлива

Основа электроэнергетики Казахстана - угольная энергетика, установленная мощность которой составляет более 58 % от всей установленной мощности электростанций Казахстана.

Уголь - твердая горючая осадочная порода, образовавшаяся преимущественно из отмерших растений путем их биохимических, физико-химических и физических изменений, является невосполнимым, ограниченным природным ресурсом.

Показателями метаморфизма угля является выход летучих веществ, элементный состав, теплота сгорания, спекаемость, а в низких его стадиях - влажность. По этим показателям все угли разделены на бурые, каменные и антрациты.

Важнейшими теплотехническими характеристиками твердого топлива, определяющие его качество является его элементарный состав. В состав горючей (органической) части топлива входят: углерод (С), водород (Н), сера (S), азот (N) и кислород (O).

Основным горючим компонентом является углерод, теплота сгорания которого составляет 34,4 МДж на 1 кг углерода. В горючей массе топлива содержание углерода составляет от 50 % в древесине до 95 % в антраците. Содержание водорода в горючей массе изменяется в пределах 2-8 %, тепловой эффект при сгорании - 119 МДж/кг Н. Содержание серы в горючей массе изменяется в широких пределах от 0,5 % - для малосернистых углей и до 6 % - для высокосернистых углей, тепловой эффект - 9,3 МДж/кг S, что значительно меньше такового у углерода и водорода. Сера в угле содержится в виде органической, сульфатной и пиритной серы.

Кислород и азот являются внутренним балластом топлива. Содержание кислорода в топливе изменяется в широких пределах, от 2 % в антраците и до 35-40 % в торфе. Содержание азота в топливе обычно незначительно - 0,5-3,0 %.

Зола и влага являются внешним балластом твердого топлива, уменьшающим горючую часть угля, а соответственно, и количество тепла выделяемого при сжигании топлива. На нагрев и испарение влаги, содержащейся в топливе, и перегрев образующихся водяных паров, затрачивается определенное количество теплоты, что приводит к снижению температуры горения.

В энергетике Казахстана в настоящее время используются экибастузский, борлинский, каражыринский каменные угли и майкубенский бурый уголь. При этом, следует отметить, что основной уголь казахстанской энергетики - экибастузский и борлинский являются низкосортными каменными углями: высокозольными, низкореакционными, с высокоабразивной золой. Данные качества угля приводят к некоторым проблемам при их сжигании. Так, высокая зольность и низкая реакционность угля приводит к снижению эффективности сжигания угля в котле. Также, низкая реакционность угля приводит к снижению эффективности применения внутритопочных методов по снижению эмиссии оксидов азота. Высокая абразивность золы экибастузского угля приводит к необходимости снижения скорости газов в конвективной шахте котла и соответственно к росту габаритов и металлоемкости таких котлов и т. д.

В таблице 5.1 представлена структура котлоагрегатов паротурбинных тепловых электростанций Казахстана, использующих в качестве топлива - уголь. При этом, котлоагрегаты разбиты на подгруппы по типу ТЭС (КЭС или ТЭЦ) и по параметрам производимого ими пара (давление). Также приводятся данные по количеству котлоагрегатов (ПТУ-паротурбинные установки) для различных параметров пара.

Таблица 5.1. Структура генерирующих мощностей паротурбинных угольных ТЭС Республики Казахстан с пылеугольным сжиганием на 01.01.2019г.

№ п/п	Тип станции и параметры котлоагрегатов	Количество котлоагрегатов	Установленная мощность, МВтэл
1	2	3	4
1	КЭС, всего	42	9 983
2	ПТУ 24 МПа	18	7 510
3	ПТУ 13 Мпа	9	1 860
4	ПТУ 9 МПа	16	613
5	ТЭЦ, всего	166	5 594
6	ПТУ 13 МПа	45	3 253
7	ПТУ 9 МПа	71	2 109
8	ПТУ 4 МПа	50	232

Тепло, выделяемое при сжигании угля в топке, используется для нагрева рабочей среды (воды) по пароводяному тракту котла. Полученный пар поступает на паровую турбину, которая в свою очередь, вращает турбогенератор, вырабатывающий электроэнергию.

Помимо технологии полного сжигания угля в топке котла (паротурбинная технология выработки электроэнергии), получает развитие и парогазовая технология производства электроэнергии с использованием угля. Технология заключается в газификации угля (воздушная, паровоздушная, парокислородная) в газификаторе под давлением (слоевой газификатор, газификатор с кипящем слое, в спутном потоке и т. д.) с образованием горючего газа (синтез-газ) содержащего СО, Н₂, СН₄ и другие углеводороды. После очистки синтез-газ подается в камеры сгорания газовой турбины, вращающей турбогенератор (производство электроэнергии в газотурбинном цикле), сбросные газы после газовой турбины (с температурой 400-600 йС) поступают в паровой котел-утилизатор. Образующийся в котле-утилизаторе пар подается на паровую турбину, соединенную с турбогенератором (производство электроэнергии в паротурбинном цикле). Такое двухступенчатое использование тепловой энергии топлива, приводит к повышению эффективности его использования.

Выбор технологии сжигания угля при проектировании угольной станции определяется мощностью станции, доступностью топлива, качеством топлива, его теплотехническими характеристиками, требованиями по эмиссии загрязняющих веществ и т. д.

5.1.1. Особенности установки

В современной топочной технике нашли применение и развиваются три основных принципа сжигания угля: слоевое сжигание крупнокускового угля, сжигание в псевдоожиженном (кипящем) слое дробленного угля, пылеугольное факельное измельченного угля.

При этом каждый из этих принципов в свою очередь подразделяется на ряд разновидностей. Например:

1. Слоевое сжигание крупнокускового топлива в плотном слое на колосниковой решетке, подразделяется на одноступечатое сжигание - слоевое, факельно-слоевое сжигание.

2. Пылеугольное сжигание в камерных топках на факельное, вихревое, циклонное.

3. Сжигание в псевдоожиженном слое на пузырьковый кипящий слой-ПКС, циркулирующий кипящий слой - ЦКС.

Также пылеугольное сжигание и сжигание в кипящем слое может осуществляться при атмосферном и повышенном давлении.

Различие принципов сжигания заключается в аэродинамике и механике двухфазного потока, составляющих основу топочного процесса. Организация указанных методов сжигания угля связана с гранулометрическим составом топлива и соотношением силы тяжести топлива и аэродинамических сил.

На рис. 5.1 представлена схема взаимодействия газового потока с твердой фазой. На дутьевой решетке находится слой твердого топлива, через дутьевую решетку и слой продувается воздух. В случае, когда размеры частиц топлива и скорость воздуха выбраны так, что сила тяжести частиц больше аэродинамической силы, возникающей при движении воздуха в слое, он лежит неподвижно на решетке, где при соответствующих температурных условиях протекает слоевое сжигание угля - позиция а).

При незначительном превышении скорости дутья, называемой скоростью минимального псевдоожижения - U_mf (при этом весь подаваемый воздух фильтруется сквозь слой в виде непрерывного потока - непрерывная фаза_, наступает режим однородного псевдоожижения - позиция б).

Рисунок 5.1. Основные технологические схемы сжигания угля в топочной технике

При дальнейшем возрастании скорости в слое происходит неоднородное псевдоожижение, характеризуемое появлением газовых пузырей воздуха, прорывающихся сквозь слой - прерывная фаза - позиция в). В прерывной фазе количество воздуха равно избытку воздуха, который необходим для перехода слоя в состояние равномерного псевдоожижения. Это, так называемый, пузырьковый кипящий слой (ПКС).

Дальнейшее увеличение скорости газа приводит к тому, что при превышении некоторой скорости, которая называется второй критической, начинается вынос частиц из слоя. Данная скорость, при которой сила тяжести частицы равна силе аэродинамического воздействия восходящего потока на частицу является скорость витания - U_вит. Увеличение скорости газового потока сверх U_вит приводит к выносу частиц из слоя, что приводит к уменьшению перепада давления слоя. При этом видимая верхняя граница кипящего слоя исчезает и происходит горение частиц топлива во всем объеме камеры с интенсивным перемешиванием. При увеличении скорости газа сверх второй критической в рассматриваемой системе наступает режим пневмотранспорта твердых частиц, при котором аэродинамические силы намного превышают силу тяжести, действующую на частицу. Для топочной техники эти аэродинамические режимы характеризуют факельные пылеугольные котлы с многообразными разновидностями их конструкций. Конечно, пылеугольное сжигание организуется несколько по-другому, но здесь речь идет только об организации соответствующей аэродинамики двухфазного потока (твердые частицы и газ) в топке.

Установка на выходе из топки какого-либо золоулавливающего устройства, улавливающего из газового потока, выходящего из топки, частиц недогоревшего угля и частиц золы и организация их рециркуляции на дожигание обратно в топку приводит к организации технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое (ЦКС), разновидности ПКС.

5.1.1.1. Слоевое сжигание

При сжигании в плотном слое твердое топливо, загруженное слоем определенной толщины (высоты) на колосниковую решетку, поджигается и продувается (как правило, снизу-вверх). Основное горение происходит в слое, образованном кусками топлива. Над слоем в объеме топочной камеры горят летучие вещества, выделяющиеся из топлива в процессе его прогрева (Н₂, СО, СН₄ и др.), а также догорают мелкие частицы, выносимые из слоя потоком воздуха и продуктов сгорания. Скорость газовоздушного потока в слое ограничивается пределом устойчивости его залегания. Увеличение скорости воздуха (а, следовательно, и скорости дымовых газов) сверх определенного предела вызывает взрыхление слоя, так как воздух, прорывающийся через слой в отдельных местах, образует кратеры. Поскольку в слой всегда загружается полидисперсное топливо, то это приводит к выносу большого количества более мелких частиц топлива, которые не успевают догореть в объеме топки, что вызывает увеличение потерь теплоты с механическим недожогом.

Для дожигания выносимой из слоя в топочный объем мелкодисперсной угольной пыли и продуктов неполного сгорания (Н₂, СО) осуществляется подача дополнительного воздуха над слоем топлива.

Следует отметить, что котлы со слоевым сжиганием угля в электроэнергетике не используются, поэтому в данном разделе рассматриваться не будут.

5.1.1.2. Факельное (пылеугольное) сжигание

Все угольные ТЭС Казахстана используют технологию пылеугольного сжигания и оснащены котлами с камерными топками. В основу факельных (камерных) топок положен принцип, при котором пылеугольное топливо вдувается в топку котла через горелки вместе с необходимым для горения воздухом. При этом, весь воздух (первичны и вторичный) может подаваться в топку полностью через топливные гoрелки, либо часть воздуха без топлива может подаваться в топку через специальные сопла (фурмы), реализуя при этом двух, или трехступенчатое сжигание, а также при определенной организации дутья - вихревое сжигание.

Подаваемый воздух и образующиеся в процессе горения угля дымовые газы транспортируют угольные частицы через образующийся факел горящего топлива через всю топку котла, при этом процесс сгорания топлива на выходе из топки должен быть закончен. Температура в ядре факела достигает 13001500 тС. Для обеспечения полного выгорания при непродолжительном времени пребывания топлива в реакционном пространстве топочного пространства (до 4 сек), твердое топливо перед поступлением в топку предварительно подсушивают и измельчают до пылевидного состояния.

Одним из показателей качества пылеприготовления или глубина измельчения в энергетике в основном характеризуется остатком на ситах R₉₀. При этом необходимая глубина измельчения определяется типом угля. Обеспечение необходимой тонины помола обеспечивается соответствующим подбором пылеприготовительных систем - мельниц.

Твердое топливо измельчается в мельничных устройствах и вдувается в топочную камеру через пылеугольные горелки. Конструкции горелок чрезвычайно разнообразны, так как диапазон изменения теплотехнических характеристик углей очень велик. Тем не менее, практически во всех пылеугольных горелках определенная часть воздуха, предназначенная для подсушки и транспортировки угольной пыли к горелке, смешивается с топливом до поступления в топку (первичный воздух), а оставшаяся часть (вторичный воздух) смешивается с аэросмесью уже после выхода из горелки, т. е. в топочном объеме.

При факельном сжигании угольной пыли летучие вещества, выделяющиеся в процессе ее прогрева и термического разложения, сгорают в факеле горелки с использованием кислорода первичного воздуха. При этом горение этого факела способствует разогреву твердых частиц (кокса) до температуры воспламенения, а также стабилизирует факел в топке. Первичный воздух должен обеспечить сжигание летучих, поэтому его количество определяется выходом летучих веществ. Горение же коксовых частиц происходит, в основном, за счет кислорода вторичного воздуха

Основными преимуществами сжигания твердого топлива в пылевидном состоянии являются следующие:

высокий КПД сжигания твердого топлива, включая низкосортные;

практически неограниченная единичная мощность котла;

полная механизация и автоматизации топочного процесса;

повышенная эксплуатационную надежность агрегата.

Недостатками сжигания топлива в пылевидном состоянии являются:

большое количество оборудования системы пылеприготовления;

повышенный расход электроэнергии пылеприготовление (до 2535 кВт- ч/т) в зависимости от применяемой системы пылеприготовления;

низкие (0,1...0,3 МВт/м³) объемные плотности тепловыделения в топке (концентрация топлива 2030 г/м³).

Пылеприготовление топлива на ТЭС

Тонкость помола твердого топлива для обеспечения эффективного его выгорания в топке пылеугольного котла зависит в основном от типа сжигаемого топлива, его реакционной способности. Для самого низкореакционного угля - антрацита величина R₉₀= 67 %, для тощих углей R₉₀= 810 % и для каменных углей R₉₀=2025 %. для бурых углей R₉₀ = 5560 %. Для каменного экибастузского угля оптимальная тонина помола составляет R₉₀= 1215 %.

Для пылеприготовления на ТЭС используются следующие типы мельниц.

1. Шаровая барабанная мельница (ШБМ). ШБМ - универсальная мельница, обеспечивающая размол и одновременную сушку любого вида твердого топлива, получение пыли любой необходимой тонкости помола, достижение большой единичной мощности, безаварийную работу при попадании в мельницу вместе с углем механических предметов.

Вместе с тем система пылеприготовления ШБМ состоит из ряда громоздких и сложных узлов и деталей, характеризуется высокими удельными расходами электроэнергии до 2035 кВт-ч/т в зависимости от типа угля.

2. Среднеходные мельницы. Среднеходные мельницы выполняются шаровыми (МШС) либо валковыми (МВС). Измельчение топлива в среднеходных мельницах происходит раздавливанием кусков угля вращающимися стальными шарами в МШС и коническими валками в МВС.

3. Молотковые мельницы. Мельницы данного типа относятся к классу быстроходных и используется в системах с прямым вдуванием. Частота вращения ротора находится в пределах 735980 об/мин. Основными недостатками молотковых мельниц является сравнительно быстрый износ бил и необходимость их замены через 300600 ч работы. Расход электроэнергии на 1 т помола 512 кВт-ч.

4. Мельница-вентилятор. Мельница-вентилятор осуществляет размол топлива и одновременно подсасывает сушильный агент и транспортирует готовую пылевоздушную смесь по пылепроводам к горелкам котла. Мельницы-вентиляторы применяются для размола мягких влажных бурых углей и фрезерного торфа. Единичная производительность мельницы вентилятора на буром угле более 100 т/ч. Расход энергии на помол 610 кВт-ч/т

Пылеугольные горелки и схемы их расположения в топке

Пылеугольные горелки используются для ввода угольной пыли и воздуха в топку, организации эффективного и бесшлаковочного режима сжигания угля, устойчивого зажигания факела. На пылеугольных ТЭС для сжигания угольной пыли применяют два основных типа горелок: вихревые и прямоточные.

Вихревыми называют горелки, у которых первичный или вторичный воздух закручиваются специальными завихрителями. Закручивание потоков достигается при помощи улиток, устанавливаемых на входе в горелку, или лопаток, устанавливаемых в горелке аксиально или тангенциально в потоке первичного или вторичного воздуха. В зависимости от способа ввода первичного (с пылью) и вторичного воздуха горелка получает свое название.

На рис. 5.2 представлена прямоточно-улиточная вихревая горелка ОРГРЭС, т. е. аэросмесь (первичный воздух с пылью) подается через центральную трубу прямоточно без закручивания, а вторичный воздух закручивается улиткой 6. На конце центральной трубы установлен подвижный чугунный наконечник 3 в виде конуса-рассекателя, который обеспечивает необходимое «раскрытие» горелочного факела и подсос горячих топочных газов к корню факела, что интенсифицирует воспламенение топлива. Вторичный воздух, подаваемый через улитку, выходит в топку завихренным через кольцевое пространство, образуемое наконечником и обмуровкой. Для растопки, а также при необходимости подсвечивания пылеугольного факела в корпусе горелки имеется отверстие для установки мазутной форсунки.

Рисунок 5.2. Вихревая пылеугольная горелка ОРГРЭС

На рис. 5.3 схематически представлена прямоточно-щелевая горелка прямоугольной формы. Прямоточные горелки подают в топку чаще всего параллельные струи аэропыли и вторичного воздуха. Такие горелки выполняются с внешним 1 и внутренним 2 вводом вторичного воздуха. В прямоточно-сопловых горелках ввод аэросмеси и вторичного воздуха осуществляется раздельно через круглые сопла (рис. 5.3 б).

Перемешивание струй определяется главным образом взаимным расположением горелок на стенах топки и созданием необходимой аэродинамики струй в объеме топки.

Горелки котла устанавливаются в один или два яруса.

Рисунок 5.3. Принципиальная схема прямоточных горелок

Полнота сгорания топлива, условия эксплуатационнонадежной работы топки в значительной степени определяются размещением пылеугольных горелок. Наибольшее распространение для камерных топок получили способы фронтального, встречного и углового расположения горелок.

При фронтальном расположении горелок (горелки установлены на одной стенке котла-фронтальной) для предотвращения шлакования противоположной стенки котла, используются горелки с коротким горелочным факелом.

При встречном расположении горелок (горелки установлены на боковых стенках котла либо прямо навстречу друг другу, либо со смещением - используются в основном щелевые горелки) - наблюдается более равномерное заполнение топки горящим факелом, предотвращается шлакование экранных поверхностей котла.

При угловом расположении горелки установлены либо по углам топочной камеры, либо на противоположных стенках котла (не менее 2-х горелок), при этом потоки аэросмеси и вторичного воздуха направлены по касательной к воображаемой окружности в центре топки, аэросмесь - к меньшей, вторичного воздуха - к большей. Конструкция некоторых горелок позволяет автоматически менять направление для регулирования температуры в топке, для поддержания температур острого и промперегретого пара.

Шлакоудаление на пылеугольных котлах.

Пылеугольные топки в зависимости от способа удаления шлака из топки подразделяются на котлы с твердым (ТШУ) и жидким (ЖШУ) шлакоудалением. Обычно доля золы, выносимой газами из топки котлов с ТШУ, составляет 85 - 95 %, из котлов с ЖШУ - 5 - 15 %. Котлы с ЖШУ используются в основном при углях с низким содержанием летучих, в основном при сжигании антрацита. В Казахстане, среди энергетических углей - антрацит отсутствует, поэтому котлы с ЖШУ не используются. Все котлы в Казахстане с факельным сжиганием - только с твердым шлакоудалением.

Из таблицы 5.1 видно на конденсационных ТЭС Казахстана установлены 18 котлов со сверхкритическим давлением (8 котлов для восьми дубль блоков по 300 МВт и десять котлов блоков 500 МВт), максимальная мощность котлов СКД составляет 1650 т/ч (ЭГРЭС 1 и ЭГРЭС-2). На ТЭЦ РК установлены 116 котлов давлением 914 МПа, производительностью 160670 т/ч.

На крупных современных котлах конденсационных энергоблоков для контроля эмиссии оксидов азота используются ряд методов: низкоэмиссионные горелки, двух, трехступенчатое сжигание и другие. Десульфурация дымовых газов не осуществляется. Для контроля выбросов золы устанавливаются современные электрофильтры.

Сжигание угля в псевдоожиженным (кипящем) слое

Одной из ряда перспективных технологий, в части котельной техники, способных решить проблемы стоящие перед угольными ТЭЦ Казахстана при сжигании низкосортных углей (низкореакционных, высокозольных, высокосернистых, с неблагоприятной минеральной частью, различных отходов, включая отходы углеобогащения и другое), является технология низкотемпературного сжигания твердого топлива в котлах с кипящим слоем, подразделяющие на котлы пузырьковым кипящим слоем (ПКС) и на котлы с циркулирующим кипящим слоем - ЦКС.

Стремление к низкотемпературному сжиганию объясняется принципиальной возможностью снижения вредных выбросов в дымовых газах, по сравнению с широко применяемыми высокотемпературными процессами горения. При этом удовлетворяются жесткие санитарные нормы по оксидам серы и азота без применения дорогостоящих схем газоочистки.

Помимо этого, при пониженной температуре топочного процесса возгонка минеральной части (золы) топлива минимальна и, следовательно, минимальны загрязнения поверхностей нагрева, а оксиды серы и "кислые соединения" других элементов типа хлора и фтора могут подавляться активными сорбентами золы (Са, Mg, Na, K и другие) или подаваемыми прямо в слой сорбентами, например, дробленым известняком.

Котлы с кипящим слоем по сравнению с традиционными факельными топками менее требовательны к качеству топлива и позволяют эффективно сжигать широкую гамму низкосортного твердого топлива (от отходов до низкореакционных высокозольных углей и отходов их обогащения) углей. Ступенчатое сжигание обеспечивает крайне низкие значения эмиссии оксидов азота (менее 200 мг/нМ³). При подаче в топку дешевых сорбентов (известняк, доломит и другое) обеспечивается связывание более 90 % серы. Низкие температуры горения (850950 яС) предотвращают поверхности нагрева котла от шлакования и заносов.

Технология пузырькового кипящего слоя в энергетических установках (установки тепловой мощностью 50 МВт и более) начала широко использоваться с середины 70-х годов, а технология ЦКС в 80-90-х годах, под влиянием ужесточающих норм на вредные выбросы и необходимостью сжигания различных низкокалорийных отходов, включая отходы углеобогащения.

Сжигание угля в пузырьковом кипящем слое

Технология сжигания твердого топлива в пузырьковом кипящем слое заключается в горении угольных частиц этого топлива в объеме кипящего слоя. Размер угля, подаваемого в топку 0-25 мм и максимальный размер угольных частиц зависит от типа сжигаемого угля (для антрацита и высокозольных низкореакционных каменных углей, типа экибастузского, 06 мм, для бурого высокореакционного угля 0-25 и более мм). Скорость газов в топке, зависит от фракционного состава сжигаемого угля, но обычно до 23 м/с. Температура слоя поддерживается на уровне 750950 еС, уровень которой зависит от типа сжигаемого угля, при этом наблюдается однородность температурного поля слоя. Температура может отличаться всего на несколько градусов и зависит от размера слоя (площади), фракционного состава инертного материала в слое и сжигаемого угля, а также и от типа используемого топлива. Следует отметить, что сжигание угля, в основном, происходит в режиме неоднородного кипящего слоя (пузырьковый кипящий слой - ПКС).

В качестве материала кипящего слоя обычно используется песок, особенно при пуске. Слой, включающий топливо (от 1 до 3 % материала слоя), золу и сорбенты, псевдоожижается воздухом, поступающим снизу-вверх, а температура слоя обеспечивает горение топлива. Благодаря относительно высоким температурам слоя (750950 яC) и длительному времени пребывания, степень выгорания топлива очень высокая и поэтому соответствующие выбросы продуктов горения относительно низки.

Наиболее перспективно использовать технологию ПКС для сжигания высокозольных и низкореакционных углей, углей с высоким серосодержанием и неблагоприятным составом минеральной части угля (шлакующиеся, соленые и т. д.).

При сжигании углей содержащие в золе соединения кальция, магния и других активных по отношению к диоксиду серы соединений происходит улавливание SO₂ активными сорбентами золы. С увеличением содержания таких компонентов в золе увеличивается степень связывания диоксида серы. В целом степень использования активных сорбентов золы в среднем составляет 5060 %, т. е. улавливается до 5060 % SO₂ от стехиометрически возможного. Подача в топку известняка приводит к увеличению улавливания диоксида серы. Так, при стехиометрическом соотношении Са/S=2 улавливается до 90 % диоксида серы.

Низкотемпературное сжигание угля в ПКС приводит к снижению эмиссии оксидов азота по сравнению с пылеугольным сжиганием каменного угля до 2 раз, при сжигании бурого угля несколько больше.

На рис. 5.4 представлены схемы реализации сжигания твердого топлива в ПКС и ЦКС.

Рисунок 5.4. Схемы сжигания угля в кипящем слое (ПКС и ЦКС)

Топки с пузырьковым кипящим слоем подразделяется на топки с низкотемпературным (температура слоя поддерживается на уровне меньше температуры размягчения, для предотвращения шлакования слоя 750950 яС) и высокотемпературным кипящим слоем (11001200 мС). В целом на основе анализа действующих топок с пузырьковым кипящим слоем их можно классифицировать по следующим принципам:

1. По температурному уровню процесса горения угля в топке:

высокотемпературный кипящий слой (ВТКС);

низкотемпературный кипящий слой (НТКС).

2. По степени завершенности окислительных реакций в объеме кипящего слоя:

одноступенчатое сжигание;

двухступенчатое сжигание.

3. По способам отвода избыточного тепла из слоя:

с размещением поверхностей нагрева непосредственно в объеме слоя;

при повышенных избытках воздуха;

с подачей жидкого охладителя в слой.

4. По давлению, при котором происходит процесс сжигания:

при атмосферном давлении;

при повышенном давлении.

Низкие температуры в слое поддерживаются за счет:

расположенными в объеме слоя поверхностями нагрева котла (охлаждают слой);

двухступенчатого сжигания, когда температура в слое поддерживается за счет изменения количества подаваемого в слой воздуха, но при этом, избыток воздуха в слое всегда меньше единицы (_cл 1), остальной воздух подается над слоем для обеспечения необходимой эффективности сжигания угля;

подачи в слой воздуха больше стехиометрического, т. е. при 1, при этом регулирование температуры в слое осуществляется изменением расхода воздуха, подаваемого через воздухораспределительную решетку.

Топливо в топку подается либо в нижнюю часть слоя, либо на поверхность кипящего слоя. Вывод слоя может осуществляться с воздухораспределительной решетки (с нижней части слоя), либо с поверхности кипящего слоя.

Сжигание под давлением используется при реализации парогазовой технологии выработки электрической энергии. Продукты сгорания из топки после высокотемпературной очистки подаются на газовую турбину, а образующийся в погруженных в слой (высотой более 12 метров) поверхностях нагрева, пар поступает в паровую турбину.

Концепция технологии высокотемпературного сжигания заключается в сжигании угля в кипящем слое, состоящем из сжигаемого топлива (в низкотемпературном кипящем слое сжигание топлива осуществляется в слое инертного материала и золы). Кипящий слой образуется на узкой подвижной решетке, наклоненной к горизонту под углом 815°. Под решетку, в зону активного горения подается примерно 50 % необходимого для горения воздуха, т. е. сжигание осуществляется в газификационном режиме. Дожигание продуктов неполного сгорания осуществляется в топочном объеме путем вдувания вторичного воздуха.

Частицы золы в кипящем слое при достижении температуры начала деформации имеют склонность к взаимному слипанию и объединению без включения частиц углерода (эффект Годеля) с образованием крупных агломератов, которые опускаются на решетку и перемещаются ею в шлаковый бункер.

Следует отметить, что ввиду того, что экибастузский уголь является «перемятым» углем, поэтому при его сжигании в КС эффект Годеля наблюдаться не будет, так как углерод угля и зола угля не могут разделяться при сжигании, при том фракционном составе, при котором он используется в кипящем слое. Реализация этой технологии для сжигания экибастузского угля приведет к резкому увеличению механического недожога с выводимым из топки шлаком.

Сжигание угля в циркулирующем кипящем слое

Aнализ технологий ПКС и ЦКС, весьма длительный опыт проектирования и эксплуатации показал, что котлы ПКС с более простой технологией сжигания, наиболее перспективно использовать в промышленных котлах, а также энергетических котлах небольшой мощности. Котлы с циркулирующим кипящим слоем в основном используются для энергетических котлов тепловой мощностью 50 и более МВт. Котлы с циркулирующим кипящим слоем оснащены технологическими циклонами, в которых улавливается вынесенные из слоя частицы (частицы недогоревшего угля, его зола, а также сорбенты, подаваемые в топку для связывания диоксида серы) и системами рециркуляции уловленных частиц обратно в топку. Тепловое напряжение сечения в таких топках достигает 48 МВт/м², а скорость газов в слое - 38 м/с. Aналогичные параметры у топок с пузырьковым кипящим слоем (ПКС) равны соответственно 2 МВт/м² и 12,5 м/с. Топки с циркулирующим кипящим слоем отличаются более высокой степенью выгорания топлива (примерно 99 %, против 80-95 % у котлов с ПКС), они могут работать с меньшим коэффициентом избытка воздуха (1,11,15 вместо 1,21,25). Температурное поле по всему топочному контуры практически равномерное.

На рисунке 5.1 г представлена схема образования технологии ЦКС, а на рис. 5.4 схема сжигания твердого топлива в ЦКС.

В топку с воздухораспределительной решеткой (ВРР) с инертным материалом постоянно подается твердое топливо, под ВРР - воздух. Сжигание угля в ЦКС осуществляется в двухступенчатом режиме, при этом под ВРР подается часть воздуха (ориентировочно доля первичного воздуха составляет 0,50,6), вторичный воздух подается в нескольких метрах выше ВРР. Скорость газа достаточно высока для подъема твердых частиц слоя, которые заполняют весь объем камеры сгорания. Вынесенные из топки твердая фаза (недогоревшие угольные частицы, частицы золы и сорбента) улавливается в технологически циклоне и по трубопроводу (стояк) поступают в узел рециркуляции частиц (затвор) и далее вновь в топку на дожигание. Таким образом, реализуется технология циркуляции твердых частиц по топочному контуру: топки - циклон - стояк - затвор - топка.

Циркулирующий псевдоожиженный слой (ЦКС) включает в себя пузырьковый кипящий слой внизу топки. Плотность двухфазного потока выше пузырькового слоя уменьшается с увеличением высоты. При этом концентрация твердой фазы на выходе из топки обычно от 5 до 30 кг/м³. Эта значительная доля циркулирующего инертного материала выравнивает температуру по всей топке. При этом масса циркулирующего по топочному контуру материала во много раз превышает массу воздуха и подаваемого топлива. В целом, внешне движение частиц в топке ЦКС похоже на движение частиц в топке при пылеугольном сжигании. Но отличие состоит, в том, что несмотря на то, что скорость газов превышает скорость витания практически всех частиц слоя, в слое помимо циркуляции частиц, движущихся вверх на выход из топки (внешняя циркуляция), наблюдается и внутритопочная циркуляция частиц в пристеночной области топки движущихся вниз. Внутритопочная циркуляция частиц обусловлена неравномерностью скоростного поля (вблизи стенок топки скорость потока ниже ввиду сопротивления стенок газовому потоку, движущегося вверх), а также взаимодействием частиц твердой фазы между собой, в результате чего некоторые частицы теряют свою скорость и выпадают из потока.

В настоящее время существует несколько модификаций котлов ЦКС, отличающиеся долей тепла, снимаемой в топке, компоновкой и конструкцией циклонов для улавливания золы, конструкцией систем рециркуляции коксозольного остатка и другое. Но в целом, принцип работы котла с топкой ЦКС для всех модификаций примерно одинаков и который можно описать следующим образом.

На рисунке 5.5 представлена технологическая схема котла с ЦКС. Уголь из бункера 2 подается в топку, под воздухораспределительную решетку 10 которой для горения подается горячий воздух I. В топку из бункера 1 поступает известняк, который вступает в химическую реакцию с диоксидом серы, выделяющейся при сжигании сернистых соединений топлива, связывает ее и в твердом виде (СаSО₄) выводится вместе с сухой золой из котла II и III, что исключает попадание газообразных сернистых соединений в атмосферу. Образующийся циркулирующий слой 3 передает часть своей теплоты внутритопочным поверхностям нагрева. Из верхней части топки двухфазный поток III состоящий из газообразных продуктов сгорания, образующейся золы и недогоревших частиц угля, поступают в циклон 4, где происходит отделение твердой фазы V, состоящей из частиц несгоревшего топлива, золы, известняка, а также добавляемого инертного материла от продуктов сгорания. Циркулирующие горячие частицы смешиваются с частицами свежего топлива, и эта смесь поступает в горящий кипящий слой топки. Газообразные продукты сгорания и неуловленная циклоном мелкие частицы твердой фазы IV поступают в конвективную шахту 5, в которой расположены другие поверхности нагрева котла 6: конвективный первичный и промежуточный пароперегреватели, экономайзер, воздухонагреватель. На выходе из конвективной шахты в результате резкого поворота продуктов сгорания, из потока выделяется часть летучей золы, которая выводится из котла. Из котла дымовой газ поступает в электрофильтры 7 для улавливания и удаления остатков летучей золы. Далее дымососом 9 очищенный газ VI направляются в дымовую трубу 8 для рассеивания в верхних слоях атмосферы. Возможен также и вывод части золы непосредственно из топки котла II.

Система подачи топлива у котлов с циркулирующим кипящим слоем проще чем у котлов ПКС, они менее требовательны к качеству топлива и лучше приспособлены к его ступенчатому сжиганию, необходимому для снижения выбросов оксидов азота. Такие топки позволяют связывать более 90 % серы при мольном отношении Са/S = 2, в то время как в топки с пузырьковым кипящим слоем для связывания 8090 % серы требуется подавать больше известняка (Са/S = 3).

Рисунок 5.5. Принципиальная технологическая схема котла ЦКС

Наиболее важными технико-экономическими преимуществами котлов с ЦКС являются:

эффективное (более 90 %) связывание диоксида серы добавляемыми в топку дешевыми сорбентами (известняк, доломит, магнезит и др.), а также активными сорбентами, содержащимися в золе угля, обусловленного оптимальной для связывания SO₂ температурой слоя;

низкие выбросы оксидов азота (менее 200300 мг/нМ³) без использования специальных средств азотоочистки, что связано с низкими температурами сжигания и ступенчатым подводом воздуха;

возможность сжигания топлив различного качества в одном и том же котле, а также их смесей, упрощенная схема подготовки топлива (необходимо только дробление топлива), хорошие динамические характеристики, возможность глубокой разгрузки котла, быстрый пуск из «горячего» состояния (после 8 часов простоя);

эффективное сжигание низкосортных углей (высокозольных, высоковлажных, с малым выходом летучих, с большим содержанием серы, с неблагоприятной для сжигания в камерной топке минеральной частью золы);

устойчивая работа при низких нагрузках без подсветки мазутом;

отсутствие шлакования и минимальные загрязнения поверхностей нагрева;

компактность котельной установки, обусловленная отсутствием средств серо-и азотоочистки.

возможность размещения новых котлов с ЦКС в действующих котельных ячейках действующих электростанций.

К недостаткам технологии ЦКС можно отнести:

усложнение конструкции котла;

наличие большой массы футерованных элементов и длительный пуск из холодного состояния;

усложнение вспомогательных систем котла (дренаж слоя, возврат золы, подача известняка и др.)

повышенные расходы электроэнергии на собственные нужды вследствие использования высоконапорных вентиляторов.

К настоящему времени накоплен богатый опыт проектирования и эксплуатации котлов с ЦКС. Значительно усовершенствованы конструктивные решения, снижена металлоемкость, повышена экономичность, надежность и увеличен диапазона регулирования.

В котлах с ЦКС успешно сжигались такие специфические топлива, как:

нефтяной кокс с минимальным выходом летучих, отходы углеобогащения;

отвальная порода и шлаки с зольностью до 60 %;

высоковлажные стоки и биологический ил с влажностью до 65 %.

Следует отметить, что в одной и той же топке удавалось успешно сжигать как проектное, так и сильно от него отличающиеся топлива, включая биомассу. При этом, во всех случаях удавалось обеспечить следующие показатели:

выбросы NO_x не более 300 мг/нМ³;

КПД связывания серы не менее 90 %;

потери с механическим и химическим недожогом менее 4 %.

В настоящее время строятся и успешно эксплуатируются котлы различных модификаций технологии ЦКС, причем преимущества той или иной технологии с учетом всех аспектов строительства, эксплуатации и местных условий не являются очевидными. Наиболее интересны с точки зрения использования этих котлов для сжигания низкосортных углей Казахстана следующие модификации:

1) технология «Лурги»;

2) технология «Пирофлоу»;

3) технология «Циркофлюид»;

4) технология «Бабкок-Вилькокс».

Технология Лурги.

На рисунке 5.6 представлена принципиальная схема котла с топкой ЦКС системы «Лурги». Технология «Лурги» разработана одноименной немецкой фирмой.

Принцип работы технологии «Лурги» следующий.

Топливо и известняк поступает в нижнюю часть топки 2, где происходит сжигание крупных и части мелких топливных частиц. Мелкие частицы кокса и золы выносятся из зоны КС и поступают в надслоевое пространство топки, где сжигаются за счет подаваемого туда вторичного воздуха. Вынесенные из топки частицы (КЗО) - коксозольные остатки, состоящие из частично выгоревших частиц кокса и золы вместе с газообразными продуктами сгорания поступают в циклон 1, где данные потоки разделяются: газообразные продукты с незначительной долей мелких частиц поступают в конвективную шахту, а КЗО - в тракт возврата. Пройдя через тракт возврата, КЗО направляется в пневмомеханический затвор 5, где при помощи регулирующего устройства разделяется на два потока, один из которых возвращается в топку, а другой поступает в выносной золовой теплообменник кипящего слоя 3 (здесь размещены поверхности нагрева котла) c температурой слоя 400450 яС, откуда после частичного охлаждения также возвращается в топку. За счет многократной циркуляции КЗО в системе обеспечивается необходимое время пребывания топливных частиц в реакционной зоне и их выжиг. Для сохранения теплового баланса и поддержания нужной температуры в слое количество золы в циклоне в 5060 раз превышает количество золы, поступающей с топливом. Вследствие этого концентрация твердой фазы в потоке газов перед циклоном находится на уровне 10 кг/м³. Коэффициент полезного действия циклона довольно высок и должен составлять около 98 %.

1 - циклон, 2 - топка, 3 - теплообменник кипящего слоя, 4 - рукавный фильтр, 5 - пневмомеханический затвор U-образного типа, 6 - испарительные поверхности нагрева.

Рисунок 5.6. Принципиальная схема ЦКС-котлоагрегата системы «Лурги»

Конструктивные и технологические особенности технологии Лурги:

1. В топке котла системы «Лурги» размещены испарительные поверхности, ширмовые поверхности - отсутствуют.

2. Циклоны котлоагрегатов футерованы изнутри.

3. Регулирование производительности установки производится за счет:

изменения скорости пылегазового потока в топке;

изменения доли потока золы, проходящего через выносной теплообменник кипящего слоя, что позволяет изменять паропроизводительность в пределах 50110 % без изменения температуры и технологических показателей процесса горения, что особо важно для низкореакционных и высокосернистых углей.

4. Наличие выносного золового теплообменника приводит:

значительному снижению абразивного износа поверхностей нагрева;

существенному повышению эффективности теплообмена, за счет ее кондуктивной составляющей.

5. Равномерное размещение теплосъема между топкой, конвективной шахтой и выносным теплообменником кипящего слоя позволяет в большинстве случаев регулировать нагрузку в пределах 30110 % (обычно 50110 %).

Указанные преимущества технологии «Лурги» обеспечило широкое внедрение этой технологии на тепловых угольных электростанциях мира.

К недостаткам установок ЦКС системы «Лурги» следует отнести их громоздкость, большую металло- и материалоемкость, длительный срок пуска котлоагрегатов из холодного состояния.

Технология «Пирофлоу».

Технология «Пирофлоу» разработана финской фирмой «Aльстрем». В 1995 году основное предприятие фирмы «Aльстрем пайропауер» и сама технология были куплены фирмой «Фостер Уиллер» (СШA).

Основными элементами системы «Пирофлоу» (рис. 5.7) являются: экранированная топочная камера, 1 горячий циклон 3 и конвективные поверхности нагрева 6, 7. Топочная камера разделена на футерованную нижнюю часть и верхнюю часть, полностью экранированной и выполненную из мембранных испарительных экранов (последние годы вся топка делается из мембранных экранов с их футеровкой в нижней части). В верхней части также расположены ширмовые экраны, которые используются в виде испарительных и пароперегревательных поверхностей. Циклоны футерованы, а в конвективной части установки находятся воздухоподогреватель, экономайзер и ступени пароперегревателя. Принцип работы котлоагрегатов системы «Пирофлоу» близок к котлоагрегатам системы «Лурги», однако, на тракте возврата данных парогенераторов отсутствуют системы охлаждения золы, а регулирование их производительности осуществляется за счет изменения скорости пылегазового потока и температуры в топке. Диапазон регулирования производительности ЦКС-котлоагрегатов системы «Пирофлоу» уже, чем системы «Лурги» (за счет отсутствия теплообменника кипящего слоя) и составляет без изменения технологических показателей горения 70110 % от номинальной нагрузки (с изменением - 45110 %).

Количество циркулирующей золы при использовании схемы «Пирофлоу» больше, чем в Лурги и концентрация твердой фазы перед циклоном достигает 20 кг/м³.

К преимуществам технологии следует отнести ее относительную простоту, более низкую металлоемкость по отношению к котлоагрегатам «Лурги», возможность использования различных видов твердых топлив: древесной щепы, торфа, лигнитов, сланцев, углей и нефтяного кокса.

К недостаткам - узкий диапазон регулирования нагрузки парогенератора, повышенный износ ширмовых поверхностей нагрева, нецелесообразность использования для сжигания высокосернистых углей (из-за регулирования производительности изменением температуры горения), а также меньшую мощность котлоагрегатов системы «Пирофлоу», при прочих равных условиях. Kоличество циркулирующей золы при использовании схемы «Пирофлоу» больше, чем в котлах «Лурги», в связи с чем концентрация твердой фазы перед циклоном достигает 20 кг/м³.

Для устранения указанных недостатков на мощных ЦКС-котлоагрегатах системы «Пирофлоу» были установлены выносные теплообменники типа "Интрекс" с немеханическим регулирования расхода материала, что повышает надежность работы котла в целом. При таком решении часть пылегазового потока забирается из верхней части кипящего слоя, охлаждается в теплообменнике «Интрекс» и возвращается в нижнюю часть слоя. Это расширяет регулировочные возможности котлоагрегатов и увеличивает их мощность.

Для дальнейшего совершенствования конструкции компания «Фостер-Уиллер» (в то время еще «Aльстрем») в начале 90-х годов разработала новую концепцию «компакт-дизайн».

Основные отличия котлоагрегата ЦКС - компакт-дизайн: квадратный циклон и щелевой тракт возврата КЗО, что привело к повышению надежности работы котла по причине отсутствия компенсаторов и резкого снижения объема футеровки и уменьшением габаритов котла в плане (pис. 5.7). Использование зольных теплообменников INTREX, установленных на тракте отвода золы из сепараторов в топку, способствует более точному регулированию температуры слоя в широком диапазоне нагрузок котла, снижению выбросов и повышению эффективности работы котла. Использование в зольном теплообменнике низких скоростей ожижения 0,30,5 м/с, сводит к минимуму возможность эрозионного износа погружных поверхностей нагрева.

1- экранированная топка, 2-воздухораспределительная колпачковая решетка, 3-циклон, 4-система рециркуляции золы (пневмомеханический затвор), 5-конвективная шахта котла, 6-пароперегреватель, экономайзер, 8-воздухоподогреватель, 9-электрофильтр

Рисунок 5.7. Принципиальная схема котла ЦКС системы «Пирофлоу»

Данные котлоагрегаты могут работать как в режиме естественной циркуляции, так и как прямоточные парогенераторы. Последнее решение позволяет повысить КПД процесса за счет более высоких параметров пара. Относительная простота системы «Пирофлоу» привела к самому широкому из ЦКС-технологий ее использованию на ТЭС мира

Рисунок 5.8. Схема компактных сепараторов золы

На рисунке 5.9 представлен один из крупнейших в мире блоков мощностью 460 МВт с котлом ЦКС со сверхкритическими параметрами пара на ТЭС в Логиже (Польша) выполненный по схеме «компакт-дизайн». Первые ступени пароперегревателя и промперегревателя расположены в конвективном газоходе, а последние - в зольных теплообменниках типа «INTREX». Котел оборудован регенеративным воздухоподогревателем. Блок обеспечивает лучший в мире КПД для блоков с котлами с ЦКС - 43,3 %, что в совокупности с очень низким уровнем выбросов удовлетворял требованиям директивы Евросоюза по крупным установкам сжигания топлив.

Помимо роста параметров пара (Р=27,5 МПа, Т_п.п.=565/580 пС), увеличение эффективности блоков с котлами ЦКС достигается путем снижения температуры уходящих газов (t_ух.г.=122 гС).

Рисунок 5.9. Энергоблок с ЦКС мощностью 460 МВ

Технология «Циркофлюид».

Технология «Циркофлюид», занимает промежуточное положение между технологией «Пирофлоу» и классическим кипящим слоем, разрабатывалась консорциумом немецких фирм во главе с «Дойче Бабкок» для сжигания каменных и бурых углей. Котлоагрегаты «Циркофлюид» (pис. 5.10) имеют достаточно широкую топку с размещенными парогенерирующими поверхностями. В ее верхней части расположены ширмовые пароперегреватели и экономайзеры. В нижней части топки имеется псевдоожиженный слой, в который подается топливо с размерами кусков 1025 мм. В слое температура на уровне 850 еС поддерживается за счет подачи холодной золы, уловленной в циклоне, который устанавливается в газоходе в зоне температуры газов 300450 вС. Кратность циркуляции золы равна 10-15, что соответствует содержанию частиц перед циклоном на уровне 1,52 кг/м³.

При таком конструктивном решении происходит захолаживание пылегазового потока в верхней части топки с 850900 сС до 400450 оС. Используются «холодные» циклоны малого диаметра (3,55 м).

По конструкции котел с ЦКС близок к котлу башенного типа и имеет небольшую высоту. Из-за значительного уменьшения футеровки время пуска котла минимально (до 3 ч), а скорость изменения нагрузки близка к этому показателю для пылеугольных котлов. Диапазон регулирования нагрузки - 60110 % от номинальной. Регулирование осуществляется изменением расхода топлива и воздуха, а также отношением между первичным и вторичным воздухом.

1 - бункер топлива; 2 - экраны топки; 5 - питатель топлива; 4 - циклон; 5 - барабан; 6 - пароперегреватели; 7 - подвесные трубы; 8 - экономайзер; 9 - воздухоподогреватель; 10 - золоуловитель; II - дымосос; 12 - дутьевой вентилятор

Рисунок 5.10. Котел с ЦКС по схеме «Циркофлюид»

К преимуществам технологии «Циркофлюид» следует отнести низкую металлоемкость, относительную простоту, малые габариты установок.

К недостаткам - узкий диапазон регулирования мощности, повышенный износ ширмовых поверхностей нагрева. Эффективность сжигания твердого топлива и связывания оксидов серы в них несколько хуже, чем у котлоагрегатов системы «Пирофлоу».

Права на сооружение котлоагрегатов системы «Циркофлюид» переданы фирме «Лурги-Лентьес» (в последнее время информации по вводу новых котлов не поступало).

Техника «Бабкок-Вилькокс»

Один из основных недостатков технологий «Lurgi», «Pyroflow» и других систем ЦКС - наличие в системе громоздких металлоемких выносных циклонов, не позволяющих в случае реконструкции размещать ЦКС-котлоагрегаты большой мощности в действующих ячейках. Для устранения данного недостатка шведской фирмой Studswik разработана ЦКС-технология с жалюзийным пылеотделителем вместо выносного циклона. В дальнейшем эта технология была продана американской фирме Babcock & Wilcox, которая и производила ее доработку.

Созданная ЦКС-технология направлена на упрощение конструкции парогенератора с приближением ее к традиционной факельной вследствие отказа от выносных циклонов, размещения жалюзийного пылеотделителя на месте фестона, усиления внутритопочной циркуляции твердых частиц.

На рисунке 5.11 представлена принципиальная схема котла ЦКС «Бабкок-Вилькокс».

Отличие технологии ЦКС «Бабкок-Вилькокс» от традиционных технологий ЦКС заключается в установке в верхней части топки, в зоне поворота двух ступеней швеллерковых сепараторов. Первая ступень размешена на выходе из топки, вторая - в переходной шахте котла. За переходной шахтой размещены конвективные поверхности нагрева, после которых установлены мультициклон и воздухоподогреватели. Швеллерковый сепаратор первой ступени состоит из двух и более рядов ударных U-образных элементов, подвешенных к крыше котлоагрегата и размещенных в шахматном порядке. Уловленный в них коксозольный остаток - КЗО возвращается непосредственно в топку, усиливая внутреннюю циркуляцию. После первой ступени концентрация твердой фазы в продуктах сгорания составляет 0,050,25 кг/кг. Сепаратор второй ступени также состоит из расположенных в шахматном порядке U-образных элементов, однако уловленные в нем твердые частицы поступают в бункер под сепаратор и по внешнему контуру циркуляции возвращаются в зону кипящего слоя.

Последние модификации котлов с ЦКС «Babcock & Wilcox», предусматривают возврат уловленных во второй ступени частиц в пристенную зону верхней части топки без тракта внешней циркуляции КЗО после сепаратора. Швеллерковый сепаратор обеспечивает очистку продуктов сгорания от твердых частиц на 9598,5 %. Очистка газообразных продуктов от мелких частиц происходит в мультициклоне и электрофильтре. В схеме предусмотрен возврат «холодного» уноса из мультициклона для регулирования температуры в топке и обеспечения более полного выжига углерода. Исследования показали, что в первой ступени швеллерковых сепараторов улавливается 75 % золы, во второй - 20 %, в мультициклонах - примерно 4,7 % золы. По технологии созданы котлоагрегаты паропроизводительностью более 300 т/час.

1-топка с испарительными поверхностями, 2-бункер угля, 3-швеллерковые сепараторы, 4- L-клапан, 5-воздухоподогреватель, 6-экономайзер, 7- ступени пароперегревателя, 8-рециркуляция КЗО, 9-рециркуляция летучей золы, 10-сорбент, 11- мультициклон

Рисунок 5.11. Принципиальная схема котла ЦКС «Бабкок-Вилькокс»

Преимущества ЦКС-технологии с жалюзийными пылеотделителями состоят в следующем:

котел ЦКС фирмы Babcock & Wilcox без горячих циклонов более компактный. Aбразивный износ ширмовых поверхностей нагрева незначителен, вследствие низкой и равномерной скорости газа в верхней части топки эрозия;

наличие первой ступени швеллеркового сепаратора увеличивает внутреннюю циркуляцию частиц в топке и способствует их равномерному распределению по высоте;

двухступенчатая система очистки от твердых частиц повышает эффективность использования твердого топлива благодаря высокому КПД мультициклона и позволяет в широких пределах регулировать количество материала в топке;

металло- и материалоемкость котла более чем в 2 раза меньше других котлов ЦКС, что ускоряет его пуск из зхолодного” состояния.

Недостатки ЦКС-технологии с жалюзийными пылеотделителями

отсутствия выносных теплообменников кипящего слоя ограничивается мощность парогенераторов и уменьшается диапазон регулирования их производительности;

захолаживание КЗО перед его улавливанием в мультициклоне может привести к заметному ухудшению эффективности сжигания низкореакционных углей.;

5.1.2. Эффективность установки

В целом тепловой эффект процесса горения угля в котле определяется помимо теплового эффекта горения горючих компонентов угля, также затратой тепловой энергии на испарение влаги находящейся в угле, на физический нагрев зольной части угля и на процесс высокотемпературного разложения (эндотермические реакции), а также возможные экзотермические реакции сложных минеральных составляющих золы (учитывается при относительно высоком содержании в золе таких компонентов).

При этом, необходимо отметить, что процессы горения горючих компонентов угля, а также прохождение эндотермических и экзотермических реакций влаги и минеральных компонентов золы влияет не только эффективность выгорания твердого топлива, но и на процессы образования и сокращения эмиссии вредных веществ, таких как: оксиды серы, азота и пыли, что приводит к многофакторной зависимости эффективности использования топлива, а также процессам образования загрязняющих веществ.

В целом можно отметить, что для отмеченных выше технологий сжигания твердого топлива (пылеугольное сжигание, сжигание в кипящем слое), помимо основных режимных параметров, влияющими на эффективность сжигания топлива и на эмиссию оксидов серы, азота и пыли, также определяющими факторами являются конструктивные особенности топок котлов и их основных узлов. Причем, конструктивные особенности топок котлов большей частью применялись для снижения эмиссии загрязняющих веществ внутритопочными способами.

Режимные параметры.

Избыток воздуха. В реальных топочных устройствах избыток воздуха, определяющий эффективность выгорания топлива, эмиссию оксидов азота обычно всегда превышает стехиометрическую величину и в зависимости от используемого топлива, типа котла и его габаритов, типа горелок и т.д. значение оптимального избытка воздуха для твердотопливных котлов составляет обычно 1,15-1,25. Уменьшение избытка воздуха ниже оптимального приводит к росту потери тепла с механическим и химическим недожогом, но в тоже время приводит к снижению эмиссии оксидов азота. Снижение избытка воздуха применяется как метод для снижения эмиссии NOx (сми. Раздел 4.1.3 НДТ 4.17).

Форсировка (теплонапряженность) топки. Форсировка топки при прочих равных условиях при пылеугольном сжигании определяет температуру факела и температуру газов на выходе из топки, при сжигании в кипящем слое температуру в слое. Увеличение форсировки при пылеугольном сжигании может привести к шлакованию топочных экранов, холодной воронки, а также ширмовых и конвективных поверхностей нагрева котла. Увеличение температуры в ядре факела может привести к росту эмиссии NOx за счет увеличения образования воздушных оксидов азота, а также увеличения скорости окисления азотсодержащих компонентов в корне факела. Снижение температуры факела (выход из строя одной или двух пылесистем, ухудшение качества топлива и другое) приводит к снижению эффективности сгорания твердого топлива, особенно это касается низкореакционных углей, а также может привести к погасанию факела.

Увеличение температуры кипящего слоя приводит к росту эмиссии оксидов азота в целом, для диоксида серы, только при превышении оптимальной температуры для связывания SO2 известняком или кальций содержащими компонентами золы угля. Уменьшение температуры слоя, в силу ряда причин, приводит к росту потери тепла с химическим и механическим недожогом, снижению эмиссии оксидов азота. При снижении температуры слоя ниже оптимальной температуры для связывания SO2 возрастает эмиссия SO2, ввиду ухудшения кальцинации подаваемого в слой известняка.

Тонина помола и дробления твердого топлива. Одним из важнейших факторов, влияющих на эффективности выгорания твердого топлива при пылеугольном сжигании, является тонина помола угля. При этом тонина помола в основном определяется типом сжигаемого топлива. Чем меньше реакционная способность угля, тем требуется более тонкий помол. Угрубление помола сверх требуемого приводит к росту механического недожога, приводит к неустойчивой работе пылеугольной горелки. Как было отмечено выше, тонина помола твердого топлива составляет: для самого низкореакционного угля - антрацита - R90=67 %, для тощих углей R90=810 %, для каменных углей R90=2025 % и для бурых углей R90 = 5560 %. Для каменного экибастузского угля оптимальная тонина помола составляет R90=1014 %. При прочих равных условиях укрупнение помола топлива может привести к некоторому снижению эмиссии оксидов азота, ввиду более длительного по времени выхода летучих и позднего их воспламенения.

Конструктивные параметры и особенности топок котлов.

Как было отмечено выше различают три способа сжигания угля: слоевое сжигание на решетках (в электроэнергетике Казахстана не используется и не будет использоваться), пылеугольное сжигание (факельное, вихревое, циклонное), сжигание в кипящем слое (низкотемпературное, высокотемпературное, пузырьковый кипящий слой-ПКС, циркулирующий кипящий слой-ЦКС, сжигание при атмосферном и повышенном давлении). В данном разделе рассматриваются только факельное пылеугольное сжигание и сжигание в ПКС и ЦКС.

Для снижения эмиссии оксидов азота при факельном сжигании используются специальные низкоэмиссионные горелки, основанные на технологии ступенчатости подачи вторичного воздуха к горелочному факелу (описание таких горелок при степени снижения эмиссии NOx равного 3050 %, приведено в разделе 4.1.3).

Горелки с предварительным подогревом пыли (снижение эмиссии NOx до 5065 %) основаны на технологии выхода летучих из угольных частиц до их попадания в топку котла, путем сжигания дополнительного топлива в горелке и подогреве аэросмеси до 700 оС.

Широкое распространение получают топки со ступенчатым сжиганием угля: двухступенчатое, трехступенчатое. При этом ступенчатость подвода топлива закладывается сразу при изготовлении котла в заводских условиях, либо осуществляется реконструкция действующих котлов. При реконструкции котлов возможно полная или частична реализация технологии, зависящая от местных условий. Подробное описание технологий приведены в разделе 4.1.3, снижение эмиссии NOx 2075 % в зависимости от технологии.

Ступенчатость сжигания твердого топлива также реализуется при использовании технологии концентрического сжигания (раздел 4.1.3; степень снижения эмиссии NOx 2050 %).

Использование двухстепенчатого сжигания твердого топлива в циркулирующем кипящем слое при температурах слоя 850950 яС может обеспечить снижение эмиссии NOx до 200 мг/нм3 и менее (раздел 4.1.3).

При сжигании твердого топлива в ПКС и ЦКС с использованием сероулавливающих сорбентов (подаваемый в топку известняк и кальций содержащие компоненты золы), при стехиометрическом соотношении Са/S=23 улавливается до 9095 % диоксида серы, образующегося при сжигании серы угля (раздел 4.1.2).

При сжигании дробленного твердого топлива в ПКС или ЦКС в топке и конвективной шахте котла улавливается до 40 % образующейся золы в зависимости от зольности угля и физических характеристик золы. Уменьшение доли золы, выносимой в золоуловитель, а также дисперсность уноса ПКС и ЦКС по сравнению с уносом пылеугольного сжигания обеспечивает существенное уменьшение выбросов золы в атмосферу.

5.1.3. Характеристика выбросов загрязняющих веществ.

В этом разделе представлена информация о наблюдаемых (измеренных) уровнях выбросов в воздух от ТЭС, работающих на каменном и/или буром угле. Предоставляется информация о топливе, используемом в этом секторе, его химических и физических свойствах и диапазонах примесей, которые обычно можно ожидать. По имеющейся информации, эти данные включают информацию об энергоэффективности установки и об остатках, которые могут возникать при разных операциях, а также отражают варианты переработки и повторного использования выходных потоков в течение всего процесса.

Степень сложности перекрестных данных по средам указывается там, где существует взаимозависимость между различными входными и выходными данными, например, когда разные параметры обрабатываются одновременно или когда достигается определенный компромисс таким образом, что определенные уровни не могут быть достигнуты одновременно.

Данные о производительности квалифицируются по возможности, включая детали условий эксплуатации (например, эквивалентный коэффициент полной нагрузки), методы выборки и аналитики и статистическое представление цифр (например, средние значения, максимумы, диапазоны). Фактические данные о производительности могут быть сопоставлены с соответствующими стандартами, определенными государственным или международным законодательством.

Текущие данные о выбросах в этом документе представлены по данным измерений, проводимых предприятиями, и представленные в рамках КТA.

Данные не всегда представительны, исходя из следующего:

отсутствует соответствующий уровень производительности установки;

не всегда показатели приводятся к стандартным условиям: 273 К, 101,3 кПа, содержание кислорода на уровне 6 % и сухие газы;

противоречивые подходы к измерению оксидов азота;

и многие другие причины не позволяют принять представленные данные со 100 %-ой уверенностью.

5.1.3.1. Каменный и бурый уголь, используемые в установках

Каменный и бурый уголь в настоящее время являются преобладающим твердым топливом ТЭС. Используются только местные угли.

Основные характеристики используемых углей представлены в разделе 1.2.2. таблица 1.9.

Основным видом угля, используемого на ТЭС, является экибастузский каменный уголь открытой добычи, отличительной характеристикой которого являются высокая зольность (4042 %) и высокая абразивность. Содержание серы по отчетным данным производителей - не превышает 1 %, в среднем 0,50,7 % на рабочую массу.

Характеристики экибастуского угля по данным поставщика представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Характеристика экибастузского угля

№ п/п

Наименование, размерность

Обозначения

Расчетные характеристики

Максимальные характер-ки

Примечание

1	2	3	4	5	6
1	Месторождение	Экибастузкое, разрез «Богатырь» и «Северный»
1.1	Марка угля		КСН
1.2	Гранулометрический состав	мм	0-300	5 %300 мм	СТ РК 1383-2016
1.3	Низшая теплота сгорания (рабочая) ккал/кг	Qтн	4000	3741
1.4	Высшая теплота сгорания (рабочая) ккал/кг	Qтв	4200	3971
1.5	Общая влажность на рабочую массу, % аналитическая влага, %	Wr Wа	4,5 0,9	9,0 1,0
1.6	Зола: - на рабочую массу, % - на сухую массу, %	Ar Ad	40,3 42,4	39,1 43,0	Armax Admax
1.7	Выход летучих: - на рабочую массу, % - на горячую массу, %	Vr Vdaf	17,3 31,6	20,8 40,0	СТ РК 1383-2-2016; СТ РК 1383-3-2016
1.8	Связанный углерод, %	Cfix ar	37,4	31,1
1.9	Приведенные характеристики: %* кг/МДж: влага зола сера	Vrпр Arпр Srпр	0,299 2,41 0,0263	0,575 2,496 0,051
1.10	Коэффициент размолоспособности по методу ВТИ по Хардгроу	КВТО по КKHG	1,14 -	1,33
2	Размер угля
	- более 50 мм	%	50
	- не более 2 мм	%	10
	Склонность к окислению и взрываемости		2 группа
	Критерии взрываемости	Кт	1-1,5
	Группа взрывоопасности		1-2 группа
	Состав топлива на рабочую массу
2.1	Влага, %	Wr	5,0	9,0
2.2	Зола, %	Ar	40,3	39,1
2.3	Сера, %	Sr	0,7	1,2
2.4	Углерод, %	Сr	44,6	43,7
2.5	Водород, %	Нr	2,74	2,18
2.6	Aзот, %	Nr	0,88	0,82
2.7	Кислород, %	Оr	6,04	4,4
2.8	Сумма компонентов, %		100	100
3	Температурная характеристика золы
3.1	Температура плавления золы, ыС	tA	1490-1500
3.2	Температура начала деформации золы, ыС		1110-1310
3.3	Температура полусферы (начала размягчения золы)	tВ	1300
3.4	Температура жидко плавкого состояния золы, %	tС	1500
3.5	Температура жидкого состояния шлака, оС	tО
3.6	Температура начала шлакования (расчетная), оС	tШД	108020
4	Химический состав золы, %
4.1	SiO2	SiO2	62
4.2	Al2O3	Al2O3	25,5
4.3	TiO3	TiO3
4.4	Fe2O3	Fe2O3	5,6
4.5	СаО	СаО	1,95
4.6	MgO	MgO	0,7
4.7	К2О	К2О	0,75
4.8	Na2O	Na2O
4.9	TiO2		1,3
4.10	SO3		1,4
4.11	Р2О5		0,8
5	Полный химический анализ (на сухую массу)
5.1	- хлорин, pmm	Cl	0,04	0,4
5.2	- фтор, pmm	F	не обнаружен
5.3	- ртуть, pmm	Hg	не обнаружен
5.4	- бор, pmm	В	не обнаружен
5.5	- селен, pmm	Se	не обнаружен
6	Физические свойства
6.1	Сыпучесть		хорошая	удовлетвор.
6.2	Смерзаемость при Wr		не смерзает	не смерзает
6.3	Группа химической активности угля

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

В таблицах 5.3 и 5.4 приведен общий расчетный КПД электростанций, работающих на угле, в зависимости типа и мощности.

Таблица 5.3. Уровни энергоэффективности для сжигания угля на КЭС

№ п/п	Тип агрегата сгорания	Достигнутый в Республике Казахстан
		Существующие установки
1	2	3
1	Работающий на угле, е 1000 МВт	33,0 - 35,0

Таблица 5.4. Уровни энергоэффективности для сжигания угля на ТЭЦ и котельных

№ п/п	Тип агрегата сгорания	Достигнутый в Республике Казахстан
		Существующие установки
1	2	3
1	Работающий на угле, е 300 МВт	46 - 74
2	Работающий на угле, е 100 <300 МВт	30 - 43
3	Работающий на угле, <100 МВт	35 - 52

Таблица 5.5. Стандартная энергоэффективность нетто (Q_н^р) по различным технологиям ТЭС

№ п/п	Технология ТЭС	Пылеугольный котел					Котел ЦКС	Комбинированный цикл комплексной газификации
1	2	3					4	5
1	Электрическая мощность	600 МВт	750 МВт	412 МВт	375 МВт	808 МВт	250 МВт	318 МВт
2	Давление пара	180 бар	260 бар	300 бар	190 бар	268 бар	163 барина	115 бар
3	Температура острого пара	540 C	600 C	580 C	540 C	547 C	565 C	507 C
4	Температура промежуточного пароперегревателя I	540 C	620 C	580 C	540 C	550 C	565 C	-
5	Температура промежуточного пароперегревателя II	-	-	580 C	-	-	-	-
6	Давление конденсатора	33 мбар	39 мбар	21 мбар	61 мбар	40 мбар	44 мбар	70 мбар
7	Система охлаждения	Морская вода	Градирня	Морская вода	Градирня	Градирня	Градирня	Градирня
8	Тип топлива	Уголь	Уголь	Уголь	Бурый уголь*	Бурый уголь	Бурый уголь	Уголь/Нефтяной кокс
9	Электрический КПД нетто, %	41,2	45,5	47,5	37,5	40-43	38,8	42,5

* характеристики бурого угля: 5440 МДж/кг - 14.6 % золы.

Источники: [1, Eurelectric 2012 ] [ 123, Eurelectric 2001]

В 26 630 кДж/кг с 1 % серы, 7 % влаги и 16 % золы) с одинаковыми выбросами загрязняющих веществ (SO_X = 200 мг/нМ³ - O₂ = 6 %, NO_X = 200 мг/нМ³, пыль 50 мг/Нм³), но для разных паровых циклов.

Таблица 5.6. Влияние характеристик пара на расчетную эффективность по различным процессам сжигания

№ п/п	Давление пара /температура/ Давление конденсатора	ЦКС	ПКC	Комбинированный цикл комплексной газификации
1	2	3	4	5
1	165 бар, 2 x 565 рC, 45 мбар	38,5 %	38,0 %	44,5 %
2	165 бар, 2 x 565 рC с очисткой горячим газом	н/д	н/д	47,0 %
3	250 бар, 2 x 565 рC, 45 мбар	42,0 %	41,5 %	н/д
4	300 бар, 3 x 580 рC, 45 мбар	45,0 %	44,5 %

Примечание:

РC: Пылеугольное сжигание

AFBC: сжигание в атмосфере с псевдоожиженным слоем

IGCC: комбинированный цикл комбинированной газификации

Н/д: нет данных

Источник: [123, Eurelectric 2001]

Известно, что КПД нетто электростанции увеличивается с повышением температуры острого пара в паровой турбине. Для более высоких температур острого пара необходимы более дорогие материалы премиум-класса. С другой стороны, можно повысить эффективность компонентов электростанции. Например, использование цикла двойного перегрева увеличивает электрический КПД нетто примерно на 0,8 %. Однако многие стандартные комплекты паровых турбин не приспособлены для реализации цикла двойного повторного нагрева. Это может часто приводить к существенному увеличению инвестиционных затрат на паровую турбину, и поэтому этот метод может оказаться нерентабельным для определенных объектов.

Другие аспекты, влияющие на эффективность ТЭС, следующие:

Используемая техника: например, ЦКС потребляет больше энергии на собственные нужды (для блока разделения воздуха, обработки газа и компрессора), чем обычный пылевидный котел сжигания, даже при обработке дымовых газов, который потребляет больше, чем механическая или слоевая топка с забрасыванием топлива равномерно по поверхности решетки.

Уровень контроля за загрязнением: усовершенствованная система дусульфуризации потребляет больше энергии. Кроме того, в целом меры по борьбе с загрязнением оказывают негативное влияние на эффективность.

Конструкция вспомогательных устройств: вспомогательные устройства котла должны быть негабаритными, чтобы выдерживать все изменения параметров по сравнению с их расчетными значениями (то есть в случае возможных утечек, альтернативных видов топлива, потребностей при запуске, резервных систем и т. д.). Это приводит к изменениям в потреблении энергии по сравнению с ожидаемым в оптимальных условиях и с проектным топливом.

Применение установки улавливания углерода: этот энергоемкий процесс снижает чистый электрический КПД примерно на 812 процентных пунктов.

Предварительная сушка угля: существенно уменьшает потери дымовых газов. В общем случае возможно повышение электрического КПД на 4-6 процентных пунктов.

КПД котла: по новым котлам КПД, составляющий около 8695 % (Q_н^р), в настоящее время фиксируется по твердому топливу и не может быть легко увеличен. Основные потери связаны с отходящим теплом уходящих газов за котлом, недожогом топлива в уносе, отработанным теплом и потерей теплового излучения. Влияние топлива также имеет значение. Даже если предположить, что котлы имеют одинаковые характеристики (то есть температуру окружающего воздуха и температуру дымовых газов, тот же избыток воздуха и т. д.), различные показатели КПД котла по-прежнему достигаются, и они зависят от топлива, например (на основе Q_н^р):

международный уголь: КПД 95 %;

каменный уголь РК: КПД 91 %;

низкосортный бурый уголь: КПД 85 %.

5.1.3.3. Текущие выбросы в атмосферу при сжигании угля

Наиболее актуальными показателями являются эмиссии загрязняющих веществ в атмосферный воздух, которые свидетельствуют:

1) о качестве газоочистки и применяемых технологиях по снижению выбросов, выражаются в виде концентрации загрязняющих веществ в дымовых газах, приведенные к стандартным условиям (мг/нМ³);

2) об эффективности производства вкупе с установленными системами газоочистки, выражаются как удельные выбросы на единицу произведенной продукции (кг/ГДж).

Aнализ текущих уровней эмиссий выполнен для топливосжигающих установок, сгруппированных в зависимости от мощности и вида сжигаемого топлива.

По предварительной оценке, определено порядка 400 единиц топливосжигающих установок, единичной мощностью более 50 МВт, среди которых преобладают установки мощностью 100300 МВт.

Таблица 5.7. Градация топливосжигающих установок по мощности и виду топлива

№ п/п	Паропроизводительность установки	Тепловая мощность	Количество топливо сжигающих установок				Градация
1	2	3	4				5
1	т/ч	МВт	всего	уголь	газ	мазут	по мощности
2	<140	<100 МВт	121	34	73	14	30 %
3	140-420	100-300 МВт	204	100	104	0	51 %
4	420-1400	300-1 000 МВт	65	51	14	0	16 %
5	1400	 1 000 МВт	10	10	0	0	3 %
6			400	195	191	14	100 %
7	Градация по виду топлива		100 %	49 %	48 %	4 %

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 топливосжигающих установок.

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

Ниже приводятся данные по уровням эмиссий основных загрязняющих веществ в соответствии с принятой градацией.

Текущие уровни выбросов (ТУВ) представлены в сравнении с требованиями:

- Европейской Директивы 2001 /80 ЕС;

- Европейской Директивы 2010 /75 ЕU.

Котлы менее 100 МВт, мг/нМ³ при О₂=6 % (рисунки 5.12 -5.16)

Рисунок 5.12. Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при A_пр > 2,5 % кг/МДж

Рисунок 5.13. Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при A_пр р 2,5 %*кг/МДж

Рисунок 5.14. Удельные выбросы диоксида азота (NO_x)

Рисунок 5.15. Удельные выбросы двуокиси серы (SO₂)

Рисунок 5.16. Удельные выбросы окиси углерода (СO)

Котлы 100÷300 МВт, мг/Нм³ при О₂=6 % (рисунки 5.17 -5.21)

Рисунок 5.17. Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при A_пр > 2,5 % кг/МДж

Рисунок 5.18. Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при A_пр р 2,5 %*кг/МДж

Рисунок 5.19. Удельные выбросы диоксида азота (NO_x)

Рисунок 5.20. Удельные выбросы двуокиси серы (SO₂)

Рисунок 5.21. Удельные выбросы окиси углерода (СO)

Котлы 300÷1000 МВт, мг/нм³ при О₂=6 % (рисунки 5.22 -5.27)

Рисунок 5.22. Удельные выбросы пыли за электрофильтрами при A_пр > 2,5 % кг/МДж

Рисунок 5.23. Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при A_пр > 2,5 % кг/МДж

Рисунок 5.24. Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при A_пр р 2,5 % кг/МДж

Рисунок 5.25. Удельные выбросы диоксида азота (NO_x)

Рисунок 5.26. Удельные выбросы двуокиси серы (SO₂)

Рисунок 5.27. Удельные выбросы окиси углерода (СО)

Котлы ы 1000 МВт. Топливо - Уголь (рисунки 5.28 -5.30):

Рисунок 5.28. Удельные выбросы пыли

Рисунок 5.29. Удельные выбросы диоксида азота (NO_x)

Рисунок 5.30. Удельные выбросы двуокиси серы (SO₂)

Сводные данные по текущим уровням выбросов представлены в таблице 5.8.

Таблица 5.8. Сводные данные по текущим уровням выбросов

№ п/п	Общая расчетная тепловая мощность топливосжигающей установки МВт (тепловые)	Приведенная зольность, %*кг /МДж	мг/нМ3 при =1,4	Приведенная сера, %*кг /МДж	мг/нМ3 при =1,4	мг/нМ3 при =1,4	мг/нМ3 при =1,4
			твердые частицы		SOx	NOх	CO
1	2	3	4	5	6	7	8
1	ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
1.1	50-100	0,6 - 2,5	255-270	0.045 и менее	910-950	440-670	40-70
		более 2,5	350-540	более 0.045	1650-1800
1.2	100-300	0,6 - 2,5	200-270	0.045 и менее	700	300-800	50-200
		более 2,5	350-800	более 0.045	2000
1.3	300-1 000
1.4	электрофильтры	0,6 - 2,5	200-270	0.045 и менее	1600-1700	400-700	20-140
1.5	эмульгаторы	более 2,5	300-600	более 0.045
1.6	 1 000	0,6 - 2,5		0.045 и менее	1600-1700	750-800
1.7	электрофильтры	более 2,5	300-400	более 0.045
2	ГAЗООБРAЗНОЕ ТОПЛИВО
2.1	< 100
2.2	100-300					195-395	40-70
2.3	300-1 000					245-360	17-214
3	ЖИДКОЕ ТОПЛИВО
3.1	< 100
3.2	100-300		-		1200-1550	400-600	30-40
3.3	300-1 000		-		740-1000	350-570	15-50

В таблице 5.9 приведены концентрации выбросов на выходе из котла по примеру установок, работающих на каменном и буром угле.

Таблица 5.9. Уровень выбросов NO_X по существующим установкам без вторичных методов

№ п/п	Система сжигания		Уголь без снижения NOX (мг/Нм3)	Уголь с низким уровнем NOX горелки (мг/Нм3)	Бурый уголь без снижения NOX (мг/Нм3)	Бурый уголь с первичными методами (мг/нМ3)
1	2		3	4	5	6
1	DBB	Горизонтальная система сжигания	1000-1500	500-650	Н/Д	Н/Д
2		Тангенциальная система сжигания	600-900	400-650	400-700	200-500
3		Вертикальная система сжигания	700-900	Н/Д	Н/Д	Н/Д
4		Система сжигания с инвертной топкой	До 2 000	1000-1200	Н/Д	Н/Д
5	WBB	Циклонная система сжигания	1500-2500	1000-2000	Н/Д	Н/Д

Примечание:

Н/д: нет данных.

DBB: котел с твердым шлакоудалением.

WBB: котел с жидким шлакоудалением.

Источник: [123, Eurelectric 2001] [62, UK-TWG 2012]

Выбросы металлов

Во время горения металлы становятся летучими в металлическом виде, а также в виде хлоридов, оксидов, сульфидов и т. д. Большая часть этих металлов конденсируется при температурах до 300 оС и адсорбируется на частицах пыли (зольная пыль).

Было показано, что системы, предназначенные для обеспыливания дымовых газов и десульфуризации дымовых газов, также могут удалять большую часть металлов из дымовых газов, то есть тех, которые не удерживаются в топочной золе или шлаке. Следовательно, выбросы твердых металлических частиц в очищенном дымовом газе крайне низки в установках сжигания, оборудованных системами очистки дымовых газов.

Эксперименты на котле с твердым шлакоудалением, работающем на каменном угле, для оценки воздействия различных нагрузок и сжигания различных углей на массовом балансе металлов, дали следующие результаты:

в значительной степени количество газообразных выбросов ртути через дымовой газ зависит от содержания хлора и кальция в угле. Хлор обладает двумя противодействующими эффектами. Он увеличивает долю газообразной ртути, но также улучшает выделение ртути во влажном FGD, как HgC_l2, который можно легко вымыть. Кальций улучшает выделение ртути в ESP;

интеграция металлов в золу котла не зависит от химического состава угля;

интеграция металлов в зольную пыль не зависит от химического состава угля, но зависит от нагрузки котла, так как максимальный уровень достигается при полной нагрузке;

В случае с установками IGCC низколетучие металлы с высокой температурой кипения захватываются и эффективно иммобилизуются в стекловидном шлаке. Большинство металлов с повышенной волатильностью могут конденсироваться и захватываться с помощью очистки синтез-газа.

В таблице 5.10 приводится сводка по измерениям металла, проведенным на трех электростанциях, работающим на каменном угле, которые применяли ESP и десульфуризацию мокрым скруббером.

Таблица 5.10. Пути металлов на трех примерах установок для сжигания, работающих на каменном угле

№ п/п	Вещества	Количество металлов в разных технологических потоках (%)			Выбросы*
		Удаляется с топочной золой и зольной пылью из ESP	Удаляется с конечным продуктом FGD + сухой отфильтрованный шлам установки по очистке сточных вод	Доля выброса в воздух через дымовую трубу	Концентрация в выбросах (мкг/нМ3)
1	2	3	4	5	6
1	Мышьяк (As)	97-98,7	0,5-1,0	0,3-2	0-5
2	Кадмий (Cd)	95,2-97,6	0-1,1	2,4-3,6 **	0-5
3	Хром (Cr)	97,9-99,9	0-0,9	0,1-0,5	0-5
4	Меркурий (Hg) (3)	72,5-82 ***	0-16	5,1-13,6 ***	0-5
5	Марганец (Mn)	98-99,8	0,1-1,7	0,1	0-5
6	Никель (Ni)	98,4-99,8	0,2-1,4	0,1-0,4	0-5
7	Свинец (Pb)	97,2-99,9	0-0,8	0,1-1,8	0-5
8	Ванадий (V)	98,4-99,0	0,9-1,3	0,2-0,3	0-5

* размер выбросов является ориентировочным и включает выбросы газов и твердых частиц. При хорошем удалении частиц концентрации всех металлов в выбросах обычно ниже или около 1 мкг/Нм³;

** размер выбросов кадмия был выше в этих измерениях, чем обычно описано в литературе;

*** эффективность удаления ртути была выше, а размер выбросов был ниже в этих измерениях, чем обычно сообщалось в литературе. В литературе сообщается, что около 20 - 30 % ртути высвобождается в воздух, и только около 30-40 % удаляется с помощью ESP.

Источник: [130, Finland 2000]

5.1.4. Наилучшие доступные техники. Возможные методы

В данном разделе рассматриваются только технологии сжигания: пылеугольные методы сжигания (ПУ), сжигание в пузырьковом кипящем слое (ПКС), в циркулирующем кипящем слое (ЦКС), в кипящем слое под давлением (КСД). При этом, были рассмотрены методы, способы и технологии, применительно к вышеперечисленным четырем технологиям сжигания, обеспечивающие снижение эмиссии загрязняющих веществ в окружающую среду. Сжигание в слое на колосниковой решетке не рассматривается, т. к. эта технология не применяется в казахстанской тепловой электроэнергетике. Также не рассматривались методы повышения тепловой эффективности, путем повышения параметров пара с докритического на сверхкритическое давления (СКД) и с СКД на суперсверхкритическое параметры пара (ССКП), а также другие способы повышений эффективности. Данные методы и технологии были рассмотрены выше.

При рассмотрении технологий сжигания твердого топлива (см. раздел 5.1) НДТ считаются те технологии, которые, как в новом котле, так и в модернизированном, используют первичные методы снижения эмиссии оксидов азота и при этом обеспечивают повышение эффективности сжигания.

5.1.4.1. Техники разгрузки, хранения и переработки твердого топлива

В таблице 5.11 представлены техники для предотвращения эмиссий в окружающую среду при разгрузке, хранении, подаче и переработке твердого топлива, твердых и жидких добавок по загрязняющим веществам. (ЗВ)

Таблица 5.11. Техники при разгрузке, хранении, подаче и переработке твердого топлива

№ п/п	Техника	Цель применения техники	Применимость		Промышленное внедрение на действующих объектах	Примечание
			Новые установки	Существующие установки

1	2	3	4	5	6	7
1	Разгрузка твердого топлива в закрытых помещениях с аспирацией	Предотвращения пыления в атмосферу	возможно	возможно	да	НДТ 67а-67з
2	Использование оборудования, обеспечивающие минимальную высоту падения твердого топлива при его переработке.	Снижение пыления в атмосферу	возможно	возможно	да
3	Устройство по периферии открытых угольных складов ветрозащитных ограждений.	Снижение пыления в атмосферу	возможно	возможно	нет
4	Уплотнение или герметизации угольных штабелей для предотвращения потери топлива из-за его окисления внутри штабеля и уменьшения загрязнения атмосферы продуктами окисления угля и пылью.	Снижение потерь топлива и пыления в атмосферу	возможно	возможно	да
5	Применение устройств и методов для пылеулавливания и пылеподавления на узлах пересыпке при переработке топлива.	Снижение пыления	возможно	возможно	да
6	Применение гидро-и пневмовакуумной уборки помещений топливоподачи.	Снижение пыления	возможно	возможно	да
7	Закрытая галерейная конвейерная транспортировка топлива с системой аспирации.	Снижение пыления	возможно	возможно	да
8	Устройство гидроизоляции и дренажной системы площадки угольного склада.	Предотвращение загрязнения почвы и грунтовых вод	возможно	возможно	нет
9	Сбор и очистка стоков дренажной системы перед сбросом со сточными водами или его повторного использования	Уменьшение неорганизованных сбросов	возможно	возможно	нет
10	Оснащение угольного склада системами автоматического обсле-дования и обнаружения очагов задымления и возгорания.	Уменьшение потерь топлива и эмиссии ЗВ в атмосферу	возможно	возможно	нет

5.1.4.2. Техники обращение с маслами

Технологии обращения с маслами на ЭУ, включая его разгрузку, хранение, подготовку, очистку, транспортировку, могут быть классифицированы как НДТ в случае применения техник, оборудования, устройств, указанных в разделе 3.9 с учетом областей, условий и ограничений их применения, а также в таблице ниже.

Таблица 5.12. Пороговые уровни энергоэффективности НДТ для сжигания каменного и бурого угля

№ п/п	Техника	Цель применения техники	Применимость		Промышленное внедрение на действующих объектах	Номер НДТ
			Новые установки	Существующие установки

1	2	3	4	5	6	7
1	Оборудование резервуаров указателями уровня масла, обеспечивающими сигнализацию и блокировку работы насосов, подающих масло в резервуары при достижении заданного или предельного уровня масла	Предотвращение потерь масла	возможно	возможно	да	НДТ 68а
2	Оборудование масляных резервуаров масляными затворами или перепускными клапанами и индикаторами состояния осушителя	Предотвращение загрязнения масла, Образования отходов, выбросов паров масла в атмосферу	возможно	возможно	да	НДТ 68б
3	Защита внутренних поверхностей резервуаров (маслобаков) с помощью специальных маслобензостойких антикоррозионных покрытий	Предотвращение загрязнения масла и образования отходов	возможно	возможно	да	НДТ 68в
4	Оборудование маслобаков открытого склада и маслопроводов теплоизоляцией и устройствами обогрева	Предотвращение загрязнения масла и образования отходов	возможно	возможно	да	НДТ 68г
5	Устройство точек для отбора проб масла на резервуарах, маслопроводах	Предотвращение загрязнения масла и образования отходов	возможно	возможно	да	НДТ 68д
6	Установка запорной арматуры на технологических и дренажных маслопроводах	Предотвращение или снижение объемов потерь масла	возможно	возможно	да	НДТ 68-е
7	Оборудование линий перелива резервуаров гидрозатворами	Предотвращение загрязнения масла, образования отходов, выбросов паров масла в атмосферу	возможно	возможно	да	НДТ 68ж
8	Оснащение схем МХ встроенными датчиками контроля качества масла	Предотвращение загрязнения масла и образования отходов, повышение качества восстановленного масла	возможно	возможно	нет	НДТ 68з
9	Использование трансформаторных и турбинных масел, непригодных для применения в основном оборудовании во вспомогательном оборудовании	Предотвращение образования отходов	возможно	возможно	нет	НДТ 68и
10	Утилизация отработанных масел в котлах	Утилизация отходов	возможно	возможно	нет	НДТ 68к
11	Обеспечение пожаробезопасности при сливе масла	Пожаробезопасность	возможно	возможно	да	НДТ 68л
12	Обеспечения пожаробезопасности за счет заземления оборудования мазутного и масляного хозяйства	Пожаробезопасность	возможно	возможно	да	НДТ 68м

5.1.4.3. НДТ по уменьшению эмиссии диоксида серы

Существующие методы по снижению эмиссии диоксида серы в атмосферу подробно приведены в разделе 4.1.2. Все приведенные методы, включая использование топлива с низким содержанием серы, внутритопочных методов (подача сорбентов вместе с углем, а отдельно от угля в топочной пространство), десульфурации дымовых газов путем установки специальных устройств (полусухих и мокрых скрубберов) можно рассматривать как НДТ относительно котлоагрегатов сжигающих твердое топливо. Что касается использование малосернистого угля в электроэнергетике Казахстана имеет совсем незначительный потенциал, что связано с отсутствием в стране значительных и разрабатываемых в настоящее время таких угольных месторождений. Уменьшение серы во время сжигания, т. е. при газификации угля, при реализации парогазовой технологии с использованием внутрицикловой газификации угля - это перспективная технология, но в среднесрочной перспективе эта технология не будет развиваться в Казахстане. Таким образом наибольший интерес для электроэнергетики Казахстана представляют интерес связывания образующегося SО₂ активными сорбентами.

В разделе 6 приведены пороговые значения по эмиссии диоксида серы. В целом для достижения европейских стандартов по эмиссии диоксида серы, при сжигании экибастузского угля - основного топлива для казахстанских угольных ТЭС, необходимо снижение эмиссии диоксида серы на уровне не более 90 %. При этом, из перечисленных в разделе 4.1.2 методов уменьшения эмиссии SО₂ можно сразу исключить методы, связанные с сухим аддитивным способом, т. е. подачи известняка совместно с углем, либо раздельно в топку. C другой стороны нормативы ЕС будут приняты в Казахстане в перспективном периоде, а парк действующих котлов Казахстана устаревает, в связи с установкой на эти котлы дорогостоящих, но более эффективных методов снижения эмиссии SО₂ экономически нецелесообразно. В связи с этим, для вырабатывающих свой ресурс оборудования, сухие малозатратные методы будут востребованы.

В соответствии с данными раздела 6, пороговые значения для существующего оборудования эмиссии SО₂ составляет 1500-1800 мг/Нм³.

Таблица 5.13. Список НДТ по снижению диоксида серы при сжигании угля

№ п/п	Способ сероочистки	Степень улавливания SO2,%
1	2	3
1	Очистка угля от серы до сжигания	10-40
2	Использование малосернистого топлива
3	Уменьшение эмиссии SO2 во время сжигания
4	Улавливание SО2 подачей сорбентов в топку с топливом	30-35
5	Улавливания SО2 в процессе сжигания твердого топлива в кипящем слое до	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	99
9	Упрощенная мокросухая технология улавливания SO2	50-60
10	Полусухой метод улавливания SO2 по технологии «Лифак»	96
11	Технология сероочистки с циркулирующей инертной массой	93
12	Технология полусухой серочистки по NID-технологии	90-95

5.1.4.5. НДТ по уменьшению эмиссии оксидов азота

Существующие методы по снижению эмиссии оксидов азота в атмосферу подробно приведены в разделе 4.1.3. Все приведенные методы, включая методы, осуществляемые без реконструкции котлоагрегата можно рассматривать как НДТ относительно котлов, сжигающих твердое топливо.

В таблице 5.14 приведен список НДТ по снижению эмиссии оксидов азота с возможностью применения данных технологий и наличия в Казахстане опыта эксплуатации оборудования с такими технологиями.

Таблица 5.14. Список НДТ по снижению окислов азота при сжигании угля

№ п/п	Техника	Сокращение эмиссии NOx	Применимость		Опыт промышленной эксплуатации	Примечание
			Новые установки	Существующие установки

1	2	3	4	5	6	7
1	Первичные методы
1.1	Режимно-наладочные мероприятия
1.1.1	Контролируемое снижение избытка воздуха	10-35 %	возможно	возможно	да	Возможность повышенного химнедожога
1.1.2	Нестехиометрическое сжигание.	20-35 %	возможно	возможно	Да	Снижение эффективности на пониженных нагрузках
1.1.3	Упрощенное двухступенчатое сжигание без реконструкции котла	10-15 %	-	возможно	да	Сложность реализации с малым количеством горелок
2	Технологические методы, требующие изменения конструкции котла
2.1	Низкоэмиссионные горелки со стадийной подачей воздуха (LNB	30-50 %	возможно	возможно	Да	Не требует реконструкции пароводяного тракта. Горелка устанавливается в существующую амбразуру.
2.2	Двухступенчатое сжигание (стадийная подача воздуха) c реконструкцией котлов.	20-50 %	возможно	возможно	Да	Повышение механического недожога с уносом. При отсутствии пристенного дутья, опасность высокотемпературной коррозии экранов.
2.3	Трехступенчатое сжигание.	40-75 %	возможно	Неполное реализация технологии	да	Повышение механического недожога с уносом
2.4	Концентрическое сжигание	20-50 %	возможно	возможно	нет	Повышение механического недожога с уносом
2.5	Горелки с предварительным подогревом пыли	в 2-3 раза	Возможно, при наличии газа	Возможно, при наличии газа	нет	Желателен котел с промбункером
2.6	Подача пыли высокой концентрации (ПВК)	до 20 %	возможно	Возможно, при наличии промбун-кера	да
2.7	Сжигание твердого топлива в пузырьковом и циркулирующем кипящем слое.	Снижение NOx до 200 мг/нМ3	возможно	нет	нет
3	Вторичные методы
3.1	Cелективное некаталитическое восстановление (СНКВ)	40-50	возможно	Возможно	нет	Возможен проскок аммиака
3.2	Cелективное каталитическое восстановление (СКВ)	до 90 %	возможно	Нет, ввиду плотной ком-пановки оборудо-вания	нет	Возможен. Нецелесобразно на котле менее 300 МВт проскок аммиака

Таблица 5.16. Список НДТ по снижению выбросов пыли при сжигании твердого топлива (каменного и бурого угля)

№ п/п	НДТ		Сокращение выбросов, мг/Нм3	Применимость				Примечание
				новые установки		существующие установки
1	2		3	4		5		6
1	Электрофильтр		100-400	возможно		при наличии места		см.4.1.1
2	Электрофильтр с движущимися электродами		10-70	возможно		при наличии места		см.4.1.1
3	Рукавные фильтры		20-100	возможно		при наличии места		см.4.1.1
4		Эмульгаторы	200-400		возможно		возможно		см.4.1.1

5.1.5. Обращение с золошлаками

Основная функция систем золошлакоудаления угольных ТЭС - надежное удаление из топливосжигательной установки твердой негорючей части твердого топлива - золошлаков. В зависимости от выбора способа конечного удаления золошлаков в функцию системы может входить отпуск золошлаков внешним потребителям при их наличии и/или захоранение невостребованной части золошлаков с учетом требований экологической и промышленной безопасности.

К системам золошлакоудаления предъявляются следующие основные требования:

надежность удаления золошлаков для обеспечения работы генерирующего оборудования;

минимальное потребление энергетических ресурсов, воды, земли;

промышленная и экологическая безопасность, приемлемый уровень рисков аварий и потенциального ущерба, минимальный уровень воздействий на окружающую среду;

минимальные капитальные и эксплуатационные затраты.

Системы золошлакоудаления могут включать в себя, в зависимости от потребностей конкретных ТЭС, взаимосвязанные технологические участки, выполняющие следующие отдельные функции:

участок внутреннего шлакоудаления, выполняет отбор шлака от котлов, его измельчение, транспортирование в пределах котельных отделений и передачу в узел внешнего золошлакоудаления или в места временного накопления шлака;

участок внутреннего золоудаления, выполняет функцию отбора золы от золоуловителей и ее транспортирование в узел внешнего золошлакоудаления или в места временного накопления золы;

участок временного накопления шлака, который может включать накопители шлака и оборудование для его отгрузки потребителям или в места постоянного хранения;

участки временного накопления и отгрузки сухой золы потребителям;

участки внешнего транспорта золы и шлака до мест постоянного хранения или захоронения;

полигон для захоронения (золоотвал) - сооружение для хранения невостребованной части золы и шлаков совместно или по отдельности;

участки отгрузки золошлаков с полигона для захоронения.

На каждой конкретной ТЭС состав системы обращения с золошлаками определяется местными условиями, объемами образования и свойствами золошлаков, потребностями в отгрузке золошлаков или их отдельных компонентов внешним потребителям.

На казахстанских ТЭС применяются механические, гидравлические, пневматические и комбинированные системы золошлакоудаления.

Выбор типа системы золошлакоудаления (ЗШУ) определяется:

технологическими особенностями энергетического производства (вид выводимого шлака из топки котла, способ очистки дымовых газов, расход и свойства золы и шлака, необходимость использования и наличие достаточного количества воды); возможностью организации сбыта золошлаков или их отдельных фракций для утилизации сторонними организациями;

климатическими условиями мест для размещения полигона, их удаленностью от промплощадки ТЭС и рельефом местности для транспорта невостребованной части золошлаков на полигон;

требованиями по надежности и экономичности работы системы ЗШУ. Наиболее распространенной на казахстанских угольныхТЭС являются системы ЗШУ совместного внешнего удалениязолы и шлакас оборотным водоснабжением, с возможностью последующего использования (при наличии потребителей).

Чисто пневматические системы ЗШУ на ТЭС республики не применяются. Пневмогидравлические (комбинированные) системы ЗШУ чаще всего применяются на крупных ТЭС, оснащенных сухими золоуловителями. Зола из-под золоуловителей собирается пневмосистемами в промежуточный бункер, а из него транспортируется в установку по отбору сухой золы (УОСЗ) по пневмозолопроводам (ПЗП) или, при отсутствии потребителей сухой золы, подается по каналам ГЗУ в насосную станцию, откуда совместно со шлаком в виде пульпы транспортируется на полигон. Потребляемая зола может отгружаться непосредственно из промежуточных бункеров и/или со склада сухой золы. При этом шлак из-под котлов может удаляться потребителям отдельно.

Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой золы из УОСЗ и шлака из-под котлов представлена на рисунке 5.1

Рисунок 5.31. Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой золы из УОСЗ и шлака из-под котлов

5.1.5.1. Внутреннее шлакоудаление

В настоящее время на угольных ТЭС в пылеугольных энергетических котлах применяются гидравлические системы внутреннего шлакоудаления. При использовании гидравлического шлакоудаления шлак из котла поступает в дробилки, где он измельчается, и дробленый шлак сбрасывается в самотечные каналы с побудительными соплами и в виде шлаковой пульпы подается в багерную насосную станцию.

5.1.5.2. Внутреннее золоудаление

В качестве установок внутреннего транспорта золы в энергетике используются:

установки гидротранспорта;

самотечные установки;

аэрожелоба;

вакуумные установки;

низконапорные установки со струйными насосами;

высоконапорные установки с пневмовинтовыми и пневмокамерными насосами;

двухступенчатые пневмотранспортные установки.

Установки внутреннего гидротранспорта золошлаков включают золосмывные аппараты (ЗСA, «чайники») под бункерами золоуловителей или промбункерами и каналов с побудительными соплами, которые предназначены для транспортировки золовой пульпы (или совместного золовой и шлаковой пульпы) в приемную емкость багерной насосной станции. Эта технология применяется на ТЭС наиболее широко.

Самотечные установки сбора и отгрузки сухой золы применяются для отгрузки сухой золы в транспортные средства непосредственно в зольных помещениях ТЭС из промбункеров под золоуловителями, если это возможно по условиям компоновки золоуловителей. Известен опыт эксплуатации таких установок с отгрузкой в автоцементовозы и/или в железнодорожные хопперы производительностью до 100 тысяч тоннсухой золы в год. Такие установки, как правило, ограничены по максимальной производительности, не могут обеспечить отгрузку сухой золы потребителям в объеме до 100 % от общего выхода, но могут быть частью системы ПЗУ в случае их экономической целесообразности, например, при отсутствии постоянных потребителей золы.

Aэрожелоба, применяемые для подачи золы из бункеров золоуловителей в промбункера, представляют собой устройства для транспортировки сухой золы от бункеров золоуловителей до промежуточных сборных бункеров. Работают достаточно надежно и эффективно при соблюдении следующих ограничений:

длина не более 25 м без узлов пересыпки и наличие уклона;

неприменимы для транспортирования высококальциевых зол из-за быстрого забивания пор аэрирующих элементов мелкофракционными частицами, сопровождающегося цементацией отдельных участков этих элементов в случае наличия влаги в транспортирующем воздухе;

низкая ремонтопригодность и высокие затраты на восстановление аэрожелобов в связи с отсутствием серийного их производства;

очень высокие требования к монтажу и наладке.

Вакуумные установки ПЗУ технологически более сложны и дороги по сравнению с низконапорными установками ПЗУ со струйными насосами, хотя обеспечивают лучшие санитарные условия в зольных помещениях. К их недостаткам можно отнести:

небольшую предельную дальность транспортирования - не более 300 м;

необходимость периодических переключений в связи с режимом работы вакуумных насадок по жестко соблюдаемым циклограммам «заполнение-опорожнение бункеров» при практическом отсутствии автоматизации, что влечет за собой неоправданное увеличение численности обслуживающего персонала и снижает надежность работы вакуумных систем ПЗУ в связи с возрастанием роли человеческого фактора;

небольшое число опорожнямых бункеров золоуловителей или оборудование установки вакуумного пневмотранспорта предвключенной системой для подачи золы от бункеров золоуловителей в приемный бункер вакуумной пневмотранспортной установки;

большинство вакуумных схем пневмотранспорта золы работает с накоплением золы в осадительной камере и со срывом вакуума для ее разгрузки. Это снижает возможную производительность систем ПЗУ в 2-4 раза. Применяемые для очистки отработанного воздуха осадительные станции не обеспечивают необходимой очистки воздуха, что является причиной интенсификации абразивного износа эжекторов и вакуум-насосов.

Низконапорные установки ПЗУ со струйными насосами (ПСН) применяются для эвакуации золы от бункеров золоуловителей до промбункеров в двухступенчатых схемах внутреннего пневмотранспорта золы. Каждая установка удаляет золу из одного бункера сухого золоуловителя. Это связано с тем, что одна установка со сбором золы от нескольких бункеров работает неустойчиво или с неоправданно большими энергозатратами. Эти установки просты в изготовлении и монтаже, имеют удовлетворительные надежность и межремонтные сроки эксплуатации, просты в ремонте.

Для пневмотранспорта золы от промбункеров до силосных складов используются более производительные низконапорные пневмотранспортные установки с ПСН (при приведенной дальности транспортирования до 400 м и производительности до 20 т золы в час) или высоконапорные пневмотранспортные установки с пневмовинтовыми (ПВН) или пневмокамерными насосами (ПКН).

Высоконапорные установки с ПВН используются для пневмотранспорта золы от промбункеров до силосных складов и от силосных складов до потребителей сухой золы. Максимальная приведенная дальность транспортирования я до 1000 м с производительностью до 40 т золы в час.

Основные недостатки:

отсутствие автоматического регулирования производительности;

максимальная приведенная дальность транспортирования - до 1000 м;

повышенные финансовые и временные затраты на восстановление эксплуатационной пригодности ПВН вследствие необходимости выполнения их ремонтов из-за абразивного износа деталей шнекового питателя, уплотнений и смесительной камеры ПВН.

Высоконапорные установки с ПКН применяются для пневмотранспорта золы:

от бункеров сухих золоуловителей до силосных складов;

от промбункеров до силосных складов в двухступенчатых схемах внутреннего пневмотранспорта золы;

от силосных складов до потребителей сухой золы. Максимальная приведенная дальность транспортирования я до 1000 м с производительностью до 100 т золы в час.

Возможная приведенная дальность транспортирования я до 3000м.Вустановках с ПКН удельные энергозатраты на пневмотранспорт золы при прочих равных условиях ниже примерно на 25÷30 % по сравнению с установками с ПВН. Производительность ПКН практически не снижается из-за абразивного износа в процессе эксплуатации, вследствие отсутствия вращающихся или трущихся с большим усилием о золу деталей в отличие от ПВН, производительность которых существенно зависит от изменения геометрических размеров шнека и гильзы питателя в результате абразивного износа.

Двухступенчатые пневмотранспортные установки внутреннего золоудаления.

Комбинация самотечных установок, аэрожелобов или низконапорных пневмотранспортных установок с ПСН или ПКН и высоконапорных установок с ПВН или ПКН в двухступенчатых схемах внутреннего транспорта золы на ТЭС России встречается наиболее часто, так как большинство систем ЗШУ ТЭС с УОСЗ являются пневмогидравлическими, в которых зола из электрофильтров поступает в промбункера и далее она второй ступенью пневмотранспортной установки подается в УОСЗ или в ЗСA установки ГЗУ.

Основные достоинства двухступенчатых пневмотранспортных установок:

самотечные установки или низконапорные пневмотранспортные установки с ПСН обеспечивают надежную эвакуацию сухой золы из золоуловителей в промбункера по трассе любой конфигурации и нечувствительны к изменению влажности транспортирующего воздуха, что является очень важным при перемещении высококальциевых зол;

достаточно длительный межремонтный срок эксплуатации самотечных установок и низконапорных пневмотранспортных установок и возможность восстановления их работоспособности без остановки котлоагрегатов в случае отказа отдельных их элементов;

низкая стоимость в сравнении с высоконапорными самотечными установками, аэрожелобами и низконапорными пневмотранспортными установками с ПСН и ПКН, и относительно низкие эксплуатационные затраты;

обеспечение транспортирования сухой золы от промбункеров до силосных складов на расстояние до 3000 м при применении высоконапорных ПКН;

оптимальные энергозатраты на пневмотранспорт золы во второй ступени за счет возможности обеспечения работы высоконапорных установок с ПКН в режимах с максимальной золовой загрузкой.

Основной недостаток к необходимость очистки транспортирующего воздуха из промбункеров.

5.1.5.3. Накопление и отгрузка сухой золы

Установки отгрузки сухой золы (УОСЗ) состоят из силосного склада, устройств кондиционирования и отгрузки сухой золы потребителям, устройств подготовки невостребованной части сухой золы к транспортированию на ЗШХ. УОСЗ может включать в себя устройства приема и отгрузки сухого шлака с соответствующими силосами. Для УОСЗ применяется, за редким исключением, стандартное оборудование для хранения и транспортирования сыпучих материалов, широко применяемое в цементной промышленности и производстве других строительных материалов.

5.1.5.4. Внешний транспорт золошлаков

В качестве установок внешнего транспорта золошлаков используются:

установки гидротранспорта;

пневмотранспортные установки (вакуумные, низко- и высоконапорные установки с ПСН; высоконапорные установки с ПВН и ПКН);

автотранспорт;

конвейерный транспорт.

Установки гидротранспорта. Эти установки предназначены для транспорта невостребованной потребителями части золы и шлаков на ЗШХ в виде золовой и/или шлаковой пульпы (совместно или раздельно) и состоят из приемного приямка пульпы, багерных насосов, золошлакопроводов и выпускных устройств на ЗШХ. Водозоловое отношение в пульпе изменяется в пределах от 10:1 до 100:1. В зависимости от изменения высотных отметок расположения багерных насосов на промплощадке ТЭС и приемных устройств золошлакоотвалов, длины и перепадов высот по трассе трубопроводов, массы транспортируемых золошлаков, принятой схемы сбора золошлаков, технологий подготовки пульпы и других факторов могут быть установлены дополнительно багерные насосные на трассе для гарантированного преодоления гидравлического сопротивления трубопроводов.

Основные недостатки установок внешнего гидротранспорта золошлаков:

отсутстствие возможности плавного регулирования производительности установок ГЗУ в зависимости от массы транспортируемых золошлаков, имеется возможность только ступенчатого регулирования за счет включения/отключения золошлакопроводов и багерных насосов;

золошлакопроводы подвержены абразивному и коррозионному износу;

при высоком содержании в золошлаках соединений кальция производительность установок ГЗУ может снижаться вследствие образования твердых отложений в золошлакопроводах и трубопроводах возврата осветленной воды.

Вакуумные, низко- и высоконапорные пневмотранспортные установки применяются для отгрузки сухой золы на собственное производство товарной продукции и/или сторонним потребителям. Решение о применении пневмотранспортных установок принимается в зависимости от приведенной дальности транспортирования и требуемой производительности установок.

Aвтотранспорт используется, когда прокладка гидрозолошлакопроводов невозможна или гидравлическое сопротивление пульпопроводов слишком велико из-за необходимости транспортирования золошлаков на большие расстояния. Вывоз сухой золы, увлажненной до 25 % по массе, осуществляется автосамосвалами на полигон, где послойно укладывается с уплотнением дорожно-строительной техникой или без него.

Конвейерный транспорт достаточно широко используется на ТЭС в энергетике стран-членов ЕС и других государств мирового сообщества. Имеется небольшой опыт применения таких систем в России (Рефтинская ГРЭС), однако в мире успешно применяются автоматизированные установки с трубными ленточными и лотковыми ленточными транспортерами золы от бункеров золоуловителей до места укладки в ЗШХ, в том числе в районах с достаточно суровыми зимами.

5.1.5.5. Золоотвалы

Золоотвалы предназначены для длительного хранения не востребованной потребителями части золы и шлака. Золошлаки складируют в виде пульпы в поверхностных гидрозолошлакоотвалах (ГЗО) или сухих хранилищах. В качестве золоотвалов могут также использоваться отработанные шахтные и карьерные выработки, овраги. В энергетике РК наибольшее применение нашли поверхностные ГЗО.

При применении сухих методов внутреннего и внешнего золошлакоудаления возможно складирование золошлаков на сухих золоотвалах. В качестве преимуществ такого метода долговременного хранения золошлаков отмечают возможность более высокой плотности укладки и, соответственно, сокращения площадей золлотвалов; снижение водопотребления на ТЭС, снижение рисков загрязнения грунтовых вод. В то же время применение такой технологии требует применения специального оборудования для увлажнения, укладки, уплотнения ЗШО.

Золоотвалы должны быть соответствующим образом обустроены, иметь противофильтрационную защиту и систему мониторинга его влияния на компоненты окружающей среды.

Для объектов I и II категории устанавливаются лимиты на захоронение.

5.1.5.6. Способы использования золошлаков

В Казахстане и в мире накоплен значительный объем научно-исследовательских работ по переработке золошлаков для производства строительных материалов и изделий самой широкой номенклатуры: составляющие цементов, заполнители, стеновые материалы, дорожное строительство и т. п.

На рисунке 5.32 представлены возможные способы использования золошлаков.

Завод по безотходному производству изделий из автоклавного ячеистого бетона	Завод по производству золобетонных изделий для ж/д и автодорог
Завод по производству золобетонных изделий общего назначения	Завод по производству добавок из сухой золы

Рисунок 5.32. Заводы по производству строительных изделий с использованием ЗШО

5.2. Установки сжигания жидкого топлива

Жидкое топливо бывает естественное и искусственное. К естественному относится нефть, а к искусственным продуктам переработки нефти: моторное топливо, спирт, мазут, гудрон и водоугольные эмульсии, водоугольное топливо - ВУТ. Наиболее распространенным энергетическим жидким топливом является мазут. Мазут состоит из углерода, водорода, кислорода, азота, серы, влаги и минеральных примесей. Содержание углерода составляет от 85 до 88 %, водорода от 10 до 12 %, кислорода и азота 06÷1,0 %, серы 0,5÷3,5 %. Содержание влаги не более 3÷4 %, минеральных примесей порядка 0,5 %.

Малосернистый мазут - содержание серы на горючую массу менее 0,5 %,

Сернистый мазут - содержание серы на горючую массу 0,5÷2,0 %,

Высокосернистый мазут - содержание серы на горючую массу более 2,0 %.

Вязкость условная, ^оВУ - отношение времени истечения из вискозиметра 200 см³ мазута, нагретого до 50 оС (для вязких мазутов до 80 оС), ко времени истечения такого же количества дистиллированной воды при 20 иС.

В зависимости от вязкости мазут делится на марки.

Мазут М-40 - предельная вязкость 8 ^оВУ при 80 ^оС,

Мазут М-100 - предельная вязкость 15 ^оВУ при 80 ^оС,

Мазут М-200 - предельная вязкость 9,5 ^оВУ при 100 ^оС.

Имеются более легкие флотские мазуты Ф-5, Ф-6, но они используются для транспорта в судовых установках, не для энергетических целей.

При понижении температуры мазут застывает и превращается в твердое тело.

Температура застывания - температура, при которой мазут перестает течь в пробирке под наклоном 45^о в течение 1 минуты. Наиболее вязкие сорта имеют температуру застывания 25÷35 ^оС.

Температура вспышки - температура, при которой пары мазута, нагреваемого в определенных лабораторных условиях, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при соприкосновении с открытым огнем. Температура вспышки для мазута составляет 80÷100 ^оС.

Температура воспламенения - температура, при которой нагреваемый в определенных лабораторных условиях мазут загорается при поднесении к нему открытого пламени и горит не менее установленного времени. Температура воспламенения превышает температуру вспышки на 10÷40 ^оС.

Высокая теплотворная способность - 9500÷9800 ккал/кг.

Малое содержание золы - 0,3÷0,5 %.

ВУТ - получают в результате смешения угольной пыли, воды и пластификатора. Данная технология появилась в качестве замены газа и мазута. Для получения качественного ВУТ требуется качественный уголь, мельницы и пластификаторы. В качестве угля используются каменный уголь марок газовый, коксовый, мокрый помол производится в вибромельницах с добавкой присадок до фракции не более 300 мкм, для транспортировки используются цистерны. Приготовленное ВУТ может сохранять свойства в течение двух суток. Вода используется очищенная для обеспечения экологических требований, влажность может достигать 40 %. Пластификаторы используются для придания длительной текучести взвешенным частицам угля, наиболее часто применяют гуминовые реагенты: натриевые соли гуминовых кисло, полифосфаты. Сжигание ВУТ производится через специальные горелочные устройства. Температура горения 950÷1150 ^оС. За счет низкотемпературного горения обеспечивается минимальное образование окислов азота. Наличие влаги до 40 % вызывает дополнительный расход энергии на ее испарение, примерно на каждые 10 % влаги тратится 1 % теплоты сгорания угля. ВУТ применяют в КНР, Европейских странах, Украине. В Республике Казахстан проводилось опытное сжигание, но практического применения не получило.

5.2.1. Особенности установки

Подготовка мазута к сжиганию включает несколько этапов, начиная с разгрузки (слива). Поступает мазут как правило в ж/д цистернах 60-90 т. В зависимости от расхода мазута сливная эстакада может одновременно обслуживать до 20 цистерн. Чтобы слить мазут его разогревают паровыми пиками, которые вставляют через люк, также обогревается паром сливной патрубок, по мере разогрева, мазут стекает в межрельсовый желоб, стеки которого также обогреваются паром, желоб имеет уклон в сторону приемной емкости, приемная емкость обычно из бетона емкостью до 150 м³. Из приемной емкости мазут перекачивается мазутными насосами в основные мазутные резервуары единичной емкостью от 2 до 20 тыс.м³. Суммарная емкость мазутохранилища может составлять более 120 тыс.м³ для газомазутных ТЭС. Днища мазутных емкостей оборудованы подогревателями. Мазутопроводы от хранилища до котельного цеха оборудованы паровыми спутниками, во избежания расслоения при хранении и повышения готовности к сжиганию, мазут постоянно циркулирует, что обеспечивается постоянным расходом пара на мазутное хозяйство. В зависимости от сорта жидкого топлива подогрев производится в пределах 85-100 ^оС. При разогреве паром для слива мазута происходит значительные потери пара и конденсата. Для каждой ТЭС в зависимости места расположения, времени года, параметров пара, емкости цистерны определены нормы расхода пара и продолжительность слива. Так, например, мазут М-100, при температуре наружного воздуха -10 ^оС, разогрев паром: давление 1,2 МПа и температура 280 ^оС, расход пара 3 тонны, цистерна объемом 60 м³ сливается за 6 часов. При зачистке цистерны происходит большая часть обводнения мазута до 2÷4,5 %. В случае подачи в форсунки плохо перемешанного обводненного мазута наблюдается пульсации горения, которые могут привести к обрыву факела. С другой стороны, при сжигании мазута с хорошо диспергированной в нем водой, при содержании 5-10 % и более, усиливается эффективность распыливания, повышается устойчивость горения, снижается образование окислов азота, окиси углерода.

Жидкое топливо в топочных устройствах, как правило, сжигается в распыленном состоянии, в виде капель в потоке воздуха. Горение жидких топлив всегда происходит в паровой фазе, поэтому процессу горения капли всегда предшествует процесс испарения. В общем случае в высокотемпературной среде капля жидкого топлива окружена некоторой зоной, насыщенной его парами, на внешней поверхности которой вокруг капли устанавливается сферическая зона горения. Скорость химической реакции смеси паров жидкого топлива с окислителем достаточно велика, так что толщина зоны горения по отношению к диаметру зоны горения незначительна. Толщина паровой зоны вокруг капли топлива зависит от температуры в зоне горения и от параметров испарения топлива: чем выше температура горения и чем ниже температура кипения топлива и теплота его испарения, тем выше толщина паровой зоны.

Распыл жидкого топлива производится в форсунках. Форсунки бывают механические и паровые. В механических форсунках распыление происходит за счет давления жидкого топлива и конструкции форсунки, а в паровых и за счет кинетической энергии пара. В механических форсунках энергия тратится на создание давления (до 20 кг/см²). Рекомендуется организовать дополнительный подогрев мазута перед форсунками. На практике большее распространение получили механические форсунки. На рисунке 5.33 представлена простейшая механическая форсунка.

1 - форсунка; 2 - контргайка; 3 - головка форсунки;

4 - отверстия для распыла мазута; 5 - выходное отверстие

Рисунок 5.33. Механическая форсунка

Мазут подается по основной форсунке длиной 2,5-3,0 м, на конце которой просверлены отверстия диаметром 6-8 мм, распыление происходит за счет удара струй мазута о стенку головки форсунки. Регулировка распыла производится за счет изменения расстояния стенки головки форсунки от выходных отверстий форсунки, положение головки фиксируется контргайкой. В более сложных форсунках имеются закручивающие каналы.

1 - ствол форсунки; 2 - рассекатель; 3 -мазутное сопло; 4 - регулировочное кольцо; 5 - головка форсунки; 6 - паровое сопло; 7 - выходное сопло

Рисунок 5.34. Паромеханическая мазутная форсунка

В паромеханической форсунке распыл происходит за счет рассекателя и смешивания струй мазута и пара. Настройка форсунки происходит изменения зазора между мазутным соплом и выходным соплом с помощью регулировочного кольца. В паромеханической форсунке давление мазута снижено (до 1,0 МПа), но требуется расход пара давлением 1,3÷1,6 МПа.

В форсунке конструкции Шухова мазут направлен по периферийному каналу, а пар по центральному

5.2.2. Эффективность установки

Организация эффективного горения с наилучшими показателями: полнота сгорания, геометрические параметры факела, заполнение факелом топочного объема, зависит от многих факторов.

Тонина распыла - размер капель жидкого топлива, чем больше размер, тем больше время на испарение, при дальнейшем укрупнении капель и уменьшении количества мелких процесс испарения может затянуться на столько, что необходимая концентрация паров топлива для воспламенения не будет достигнута факел погаснет.

Температурный уровень в топке, определяется теплоотводом от факела. Уменьшение тепловыделение факела, например, при снижении нагрузки, приводит к снижению температурного уровня, что может привести к погасанию факела.

Плотность и равномерность распыления, в случае неравномерного распыления в зоне с плотным орошением мелкие капли могут, сталкиваясь образовывать крупные капли, прогрев которых и испарение затягивается, факел теряет равномерность, что приводит к неравномерности тепловосприятия.

Соотношение воздух-топливо, при малом расходе воздуха происходит хуже смесеобразование, выделяющееся теплоты недостаточно для поддержания горения. При избыточном расходе воздуха происходит охлаждение, что затрудняет воспламенение. При значительном увлажнение или перегреве топлива, могут возникнуть пульсации и хлопки горения, которые могут привести к срыву факела.

Расчетный КПД брутто нового котла на жидком топливе может достигать 95 %, при этом основные потери тепла с уходящими газами, в окружающую среду и с химическим недожогом.

Температура уходящих газов в зависимости от содержания серы в топливе может находиться от 120 до 220 ^оС, во избежания низкотемпературной коррозии. При дополнительной защите поверхности воздухоподогревателя температура уходящих газов может приниматься ниже 100 ^оС.

Часть тепла от наружного охлаждения используется для предварительного подогрева воздуха, для чего в верхней части котла организовывают «теплый ящик», через который пропускают воздух.

Оптимизация процесса горения может снизить количество несгоревшего углерода в золе. Снижение коэффициента избытка воздуха и другие методы снижения образования окислов азота, могут, наоборот, привести к росту химического недожога.

При сжигании водомазутной эмульсии с обводненностью 15÷20 % можно достигнуть снижения концентраций оксидов азота и бенз(а)пирена более чем в 2÷3 раза, по данным сжигания водомазутной эмульсии на котлах ТГМ-84 и ПК-41-1 Волжской ТЭЦ (РФ).

Для создания гидростабилизированного топлива - водомазутной эмульсии (ВМЭ) необходима установка подготовки топлива, которая состоит из фильтров грубой и тонкой очистки, диспергатора-гомонизатора, насоса и подогревателя мазута. Диспергаторы волнового типа позволяют получить сверхстойкие водотопливные эмульсии, соответствующие требованиям [5].

На рисунке 5.35 приведены концентрации загрязняющих веществ при сжигании мазута и ВМЭ.

Рисунок 5.35. Концентрации ЗВ при сжигании мазута и ВМЭ на котлах ТГМ-84

Кроме водомазутной эмульсии, для снижения образования окислов азота применяется ступенчатое сжигание. Схема двухступенчатого сжигания приведена на рисунке 5.36. Через основные горелки подается топливо и часть воздуха (коэффициент избытка менее единицы), остальная часть воздуха подается отдельно через сбросные сопла (шлицы).

Рисунок 5.36. Схема двухступенчатого сжигания

На первой ступени сжигания из-за нехватки кислорода образуется меньше NO_x, на второй ступени сжигания уменьшение происходит из-за снижения температуры. Эффективность такого метода сжигания зависит от места ввода вторичного дутья. Снижение окислов азота может составить 20÷40 %. При двухступенчатом сжигание мазута факел затягивается, и температура газов на выходе из топки и уходящих газов может повышаться, что отрицательно сказывается на условиях работы пароперегревателя и увеличивает потери тепла с уходящими газами.

При трехступенчатом сжигании основные горелки работают при избытках воздуха близкие к 1, дополнительные горелки устанавливаются выше основных с подачей воздуха менее 1, недостающая часть воздуха подается через сбросные сопла. Наличие выше ядра горения восстановительной зоны (при альфа менее 1) инициирует разложение NO_x до молекулярного азота.

Для эффективного восстановительного процесса температура газов должна быть не менее 1200 ^оС.

Рисунок 5.37. Схема трехступенчатого сжигания

Еще один способ уменьшения образования окислов азота - это рециркуляция газов. Данный метод может снизить окислы азота на 25÷40 %. Обычно для рециркуляции используется отбор газов за экономайзером. Требуется установка дымососа рециркуляции. Наибольший эффект достигается подачей газов в топливо, наименьший - при подаче газов через шлицы под топки.

1 - без мероприятий; 5 - ступенчатое сжигание; 6 - ступенчатое сжигание + рециркуляция газов

Рисунок 5.38. Результаты комплексного применения методов подавления окислов азота на котлах ТГМ-96Б

В результате комплексного применения ступенчатого сжигания с рециркуляцией дымовых газов на котле ТГМ-96Б снижены окислы азота с 489,5 мг/нМ³ до 68,3 мг/Нм³.

5.2.3. Характеристика выбросов загрязняющих веществ

При сжигании жидких топлив образуются окись углерода, CO, оксиды азота, NO, NO₂, сернистого и серного ангидридов, SO₂ и SO₃, соединения ванадия, метан, а также твердые частицы, откладывающиеся на поверхностях нагрева котлоагрегатов. При сгорании практически всех видов топлива в атмосферу поступает бенз(а)пирен, С₂₀Н₁₂.

Оксиды серы. Различают триокись серы, серный ангидрид, SO₃ и диоксид серы, SO₂. Бесцветный газ с характерным резким запахом. Токсичен. Класс опасности - 3. Кроме вредного воздействия на все живое сернистый газ вызывает усиленную коррозию металлических поверхностей и порчу различных веществ и материалов. Содержание серного ангидрида в продуктах сгорания не превышает 3 % содержания сернистого газа. При сжигании жидкого топлива большинство оксидов серы преобразуются в двуокись серы. При высоких температурах сера соединяется с углеродом, водородом и кислородом, образуя триокись серы SO₃, двуокись серы SO₂, окись серы SO, сероводород H₂S: серо углерод CS. Из всех соединений серы, при наличии кислорода до 90 % преобладает двуокись серы SO₂, 0,1 % в виде SO₃, остальное преобразуется в SO. Дополнительное окисление может происходить в установках, оборудованных СКВ. Под воздействием солнечной радиации сернистый ангидрид окисляется в серный, а затем соединяясь с водой может образовывать серную кислоту. Содержание оксидов серы практически не зависит от организации топочного процесса и определяется содержанием серы в топливе. Около 90 % SO₂ выпадает из дымовых газов на почву в радиусе 15÷35 высот дымовых труб. 10 % SO₂ переносится в другие регионы.

В таблице 5.17 представлены удельные выбросы в атмосферу от установок, сжигающие жидкое топливо (котлы, двигатели, турбины). Газойль (дизельное топливо) является только резервным топливом для газовых турбин.

Таблица 5.17. Удельные выбросы в атмосферу от установок, сжигающие жидкое топливо в РК [17]

№ п/п	тип установки	Суммарная тепловая мощность, МВт	SO2 двуокись серы, мг/нМ3	NOx окислы азота мг/нМ3	CO окись углерода, мг/Нм3	Пыль, мг/Нм3
1	2	3	4	5	6	7
1	котел	<100	12-1676	182-576	3-85	0,5-54
1.1		100-300		46-511	3-52
1.2		300	51-750			0,1-116
2	двигатель	все	93-604	118-2442	44-200	5-200
3	газовая турбина		1-115	102-1085	1-680	1-7

В Казахстане нет крупных двигателей 50 МВт и более, сжигающие жидкое топливо для производства энергии, а также газовых турбин на жидком топливе, только сжигающие газ. В таблице 5.18-5.19 представлены уровни концентраций SO₂ и NO_x, сжигающие жидкое топливо и в таблице 5.23 приведены уровни концентраций SO₂ и NO_x для новых установок, сжигающие жидкое топливо, построенных в период с 1 января 2013 года.

Таблица 5.18. Удельные выбросы в атмосферу от действующих установок, сжигающие жидкое топливо в Республике Казахстан

№ п/п	Тип установки	Суммарная тепловая мощность, МВт	Приведенное содержание серы, % кг/МДж	SO2 двуокись серы, при альфе = 1,4 мг/нМ3	NOx окислы азота, при альфа = 1,4 мг/Нм3
1	2	3	4	5	6
1	котел	<300	0,045	2000	400
2			>0,045	3400
3		300	0,045	2000	500
4			>0,045	3000

Таблица 5.19. Удельные выбросы в атмосферу от установок, вновь строящихся с 1 января 2013 года, сжигающие жидкое топливо в Республике Казахстан

№ п/п	Тип установки	Суммарная тепловая мощность, МВт	Приведенное содержание серы, %кг/МДж	SO2 двуокись серы при альфе = 1,4 мг/нМ3	NOx окислы азота при альфе = 1,4 мг/нМ3
1	2	3	4	5	6
1	котел	<199	0,045	1200	250
2			>0,045	1400
3		200-249	0,045	1800
4			>0,045	2000
5		250-299	0,045	700
6			>0,045
7		300	0,045	780	350
8			>0,045

5.2.4. НДТ при сжигании жидкого топлива. Возможные техники

Таблица 5.20. НДТ при сжигании жидкого топлива

№ п/п

ДТ

Влияние

Описание

Эффект

Примечание

1	2	3	4	5	6
1	НДТ Технологии при разгрузке, хранения, транспортировке и подготовке к сжиганию жидкого топлива
1.1	НДТ 67и	Загрязнение почвы и воды	- герметическая обваловка вокруг резервуара хранения жидкого топлива, объемом как минимум равной емкости самого большого резервуара	исключение попадания топлива на почву и воду
1.2	НДТ 67к		- площадки для сливного оборудования должны быть забетонированы и иметь канавы для отвода в ловушки пролитого мазута
1.3	НДТ 67л		- Сбор и очистка линевых и талых вод перед сбросом или утилизация на ТЭС
1.4	НДТ 67м	Пожаро- безопасность	- температурный режим жидкого топлива. Подогрева мазута в открытых емкостях и при сливе из цистерн должна быть на 15 оС ниже температуры вспышки, но не выше 90 оС	Исключение риска возникновение пожара
1.5	НДТ 67м		все сливное оборудование, насосы и трубопроводы должны быть заземлены для отвода статического электричества, возникающего при перекачке мазута, и для защиты от воздействия молний
2	НДТ	Режимно-наладочные методы
2.1	НДТ 63б	Снижение NOx	Контролируемое снижение избытка воздуха	Снижение в таблице 4.2.5
2.2	НДТ 63в		Нестехиометрическое сжигание		возможно увеличение СО
2.3	НДТ 63г		Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.
2.4	НДТ 63д		Технологические методы, требующие изменения конструкции котла:
2.5	НДТ 63д		Трехступенчатое сжигание с реконструкцией котла
2.6	НДТ 63н		Установка низкоэмиссионных горелок
2.7	НДТ 63и		Организация рециркуляции дымовых газов
2.8	НДТ 63ф		Применение технологии сжигания ВМЭ
3	НДТ Техники повышения энергоэффективности (см. раздел 4)
4	Техники снижения выбросов SOx при сжигании жидкого топлива
4.1	НДТ 64м	Снижение SOx	Использование топлива с низким содержанием серы или уменьшение доли сжигаемого мазута за счет сжигания газа.	снижение выбросов SOx в источнике
4.2	НДТ 64а		Предварительное смешение топлива с присадками
4.3	НДТ 64ж		Сухой метод сероочистки
4.4	НДТ 64к		Aбсорбционно-каталитический метод
4.5	НДТ 64з		Мокрый известковый способ (МИС)
4.6	НДТ 64и		Aммиачно-сульфатная технология (AСТ)
4.7	НДТ 64г		Конденсатор дымовых газов
4.8	НДТ 64м		Совместное сжигание жидкого топлива и газа, с увеличением доли газа
5	Технологии снижения выбросов NOx
5.1	НДТ 63-е	Снижение NOx	Озонно-аммиачный метод снижения выбросов SO2 и NOx
5.2	НДТ 64л		Aбсорбционная очистка дымовых газов от оксидов азота и диоксида серы с применением водно-щелочного раствора трилона Б.
5.3	НДТ 63т		Метод селективного некаталитического восстановления (СНКВ)
5.4	НДТ 63с		Метод селективного каталитического восстановления (СКВ)
5.5	НДТ 68		Обращение с маслами. Предотвращение потерь масла и попадание в ОС	см. раздел 3.9
6	НДТ по сбросам в водные объекты. (см. раздел 4.2)
7	НДТ по снижению выбросов от поршневых двигателей (см. раздел 5.3)
8	НДТ по снижению выбросов от газовых турбин, сжигающие дизельное топливо (см. раздел 5.3)
9	НДТ по обращению с маслами (см.НДТ 68)
10	НДТ Возможные методы (см. раздел 5.2.4)

НДТ 67л. Обеспечение пожаробезопасности по температуре слива мазута

Температура подогрева мазута в открытых емкостях и при сливе из цистерн должна быть на 15 ^оС ниже температуры вспышки, но не выше 90 ^оС. Предупреждение пожаробезопасности.

НДТ 67м. Обеспечения пожаробезопасности за счет заземления

Все сливное оборудование, насосы и трубопроводы должны быть заземлены для отвода статического электричества, возникающего при перекачке жидкого топлива или масла, и для защиты от воздействия молний.

НДТ 63ф. Применение технологии сжигания ВМЭ

ВМЭ - это синтетическое жидкое топливо, состоящее из двух нерастворимых друг в друге жидкостей. При сжигании ВМЭ процессы горения ускоряются и происходит снижение вредных выбросов.

Рисунок 5.39. Комбинированная схема подготовки ВМЭ

Смешение топлива происходит в специальном устройстве, в качестве которого могут использоваться диспергаторы, кавитаторы, гомогенизаторы, роторно-пульсационные аппараты и другие конструкции смесителей.

Различают несколько вариантов схем по сжиганию ВМЭ: централизованная, индивидуальная и комбинированная. В централизованной схеме узел приготовления ВМЭ один на всю станцию, индивидуальная схема предусмотрена на каждый КA, комбинированная схема. Централизованная схема приготовления ВМЭ проста, но при добавлении воды происходит обводнение всей мазутной системы, включая мазутные емкости, что увеличивает риск обрыва факела.

Таблица 5.21. Примерная эффективность использования ВМЭ

№ п/п	Эффект использования ВМЭ при доли воды 10 %	Возможная экономия сжигаемого топлива, %
1	2	3
1	Перевод имеющейся в подаваемом на сжигание мазуте воды в мелкодисперсное состояние путем эмульгирования	до 2
2	Уменьшение коэффициента избытка воздуха в топке на 0,1	0,7
3	Уменьшение температуры уходящих газов на 10С	0,6
4	Подогрев питательной воды в водяном экономайзере на 10С	1,6
5	Уменьшение температуры питательной воды на входе в водяной экономайзер на 10С	0,24
6	Снижение выброса сажистых частиц	0,2
7	Поддержание чистоты теплообменных поверхностей котла.	до 2
8	Уменьшение температуры подогрева мазута на 30С	до 1
9	Замена форсунок парового распыла на механические форсунки	до 1
10	Поддержание номинального КПД котлоагрегата при работе на режиме, составляющем 75 % от номинального	0,7
11	Потери топлива на испарение воды в составе эмульсии	0,8
12	Возможная суммарная экономия топлива (с учетом потерь топлива на испарение воды в составе эмульсии)	до 10

При отсутствии добавления воды централизованная схема имеет эксплуатационное преимущество в режимах работы КA при сжигании мазута с повышенной влажностью (до 20 %). Индивидуальная схема рассчитана на каждый КA при этом упрощается использование в качестве добавочных вод растворов реагентов - Са(ОН)₂, (NH₂)₂CО и других, употребление которых имеет целью улучшение эксплуатационных свойств топлива. На рисунке 5.39 приведена комбинированная схема подготовки ВМЭ.

При смешении меняются физические свойства. Одно из важных свойств ВМЭ - вязкость. Для оценки затрат на транспорт рекомендуется пользоваться известной формулой A.Эйнштейна:

(5.1)

где: е_м - вязкость мазута, а - доля воды.

Другое важное свойство, необходимое для расчета сжигания ВМЭ - это теплота сгорания топлива. При отсутствии лабораторного определения на калориметрической установке можно рассчитать теплоту сгорания по формуле Д.Менделеева:

(5.2)

где: С, Н, О, S, W - соответственно содержание углерода, водорода, кислорода, серы и влаги на рабочую массу, %

Несмотря на разногласия в литературных источниках по применимости формул (5.1 и 5.2), для инженерных расчетов вполне достаточная точность этих формул, тем более что изменения и колебания процесса сжигания топлива полностью перекрывают эти погрешности. Примерный эффект от применения ВМЭ приведен в таблице 5.21.

НДТ 64а. Предварительное смешение мазута с присадками

Удаление серы из нефтяных топлив можно осуществить посредством гидроочистки. В этом процессе происходит взаимодействие водорода с сероорганическими соединениями и образуется сероводород, который улавливается и может использоваться для получения серы и ее соединений. Процесс протекает при температуре 300-400 С и давлении до 10 МПа в присутствии катализаторов - окислов молибдена, кобальта и никеля. Снижение сернистости сжигаемого топлива можно осуществить, подвергая его воздействию высоких температур с использованием окислителей (газификация) или без них (пиролиз). Газификация топлив происходит при температурах 900-300 С и ограниченном доступе кислорода. В результате этой реакции образуется газ, горючими компонентами которого являются метан и его гомологи, окись углерода и водород. Из серы топлива образуется сероводород - более активное вещество, чем SО₂, который может быть удален до поступления горючего газа в топку котла. Получение энергетически чистого топлива возможно путем высокотемпературного пиролиза с последующей газификацией твердого продукта (нефтяного кокса). Пиролиз мазута происходит при его нагревании до температуры 700-1000 С без доступа окислителя. Пиролиз мазута осуществляется при непосредственном контакте распыленного мазута с теплоносителем (по методу ЭНИН), находящимся как в неподвижном, так и в движущемся состоянии. В качестве теплоносителя используются твердые вещества в мелкозернистом и пылевидном состоянии (кварцит, нефтяной кокс), а также водяной пар. Образующийся горючий газ очищается от сернистых соединений и других нежелательных примесей и используется в качестве чистого энергетического топлива. Глубокое обессеривание котельного топлива (с 2,5 до 0,5 %), а также газификация и пиролиз топлива приводят к многократному увеличению его стоимости и поэтому могут оказаться целесообразными только в случаях, когда это особенно необходимо (для ТЭЦ крупных городов при высоком фоновом загрязнении). Экономичность рассматривается в сочетании с уменьшением образования вредных выбросов и снижением отложений на поверхностях нагрева при сжигании мазута, изменением расхода электроэнергии на собственные нужды и изменение расхода топлива при изменении КПД КA. Другой путь повышения интенсивности сжигания жидкого энергетического топлива связан с организацией процесса эмульгирования мазутов, а также с добавлением в топливо специальных веществ, улучшающих его эксплуатационные свойства, - многофункциональных присадок.

Рисунок 5.40. Схема подачи смеси

В качестве твердых присадок применяются каустический магнезит (MgO 65-80 %), доломита, каолина, MgO, Mg(OH)₂. Ввод твердых присадок возможен двумя способами: непосредственным вдувом в топку и предварительным смешением с топливом перед сжиганием. Широкое распространение в энергетике получила присадка, созданная ВТИ на основе минерала бишофита ВТИ-4ст. Ион магния, входящий в структуру кристаллического MgCl₂, является активным началом этой присадки. Бишофит содержит 46÷50 % активного вещества (хлористого магния) и влагу. Присадка ВТИ-4ст и ее разновидности на основе магния предназначена для уменьшения коррозионной активности золы высокосернистого мазута.

Повышение содержания магния в золе повышает температуру ее перехода в расплав, а образующийся оксид магния вступает в реакцию с триоксидом серы, связывая ее в нейтральные сульфаты, снижая тем самым содержание SO₃ в дымовых газах и их точку росы. Благодаря присадке ВТИ-4ст снижается загрязнение поверхностей нагрева котлов при сжигании мазутов, особенно высокосернистых, и предотвращается их коррозионное повреждение. Схема подачи присадки с предварительным смешением с топливом приведена на рисунке 5.40. Дозировка присадки производится за счет регулируемого привода питателя через блок управления. В зависимости от нагрузки энергетической установки, качества топлива, задатчик расхода присадки выдает необходимый сигнал на блок управления, куда поступает сигнал о расходе присадки и топлива, блок управления с помощью программного обеспечения корректирует расход присадки через ЧРП электропривода питателя.

Режимно-наладочные техники

Контролируемое снижение избытка воздуха. Снижение выбросов NO_x, возможно увеличение выбросов СО (см. НДТ 4.18).

Нестехиометрическое сжигание. Снижение выбросов NO_x, возможно увеличение выбросов СО (см. НДТ 4.19).

Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла. Снижение выбросов NO_x (см. НДТ 4.4.20)

Технологические методы, требующие изменение конструкции котла.

Двухступенчатое сжигание с реконструкцией котла. Снижение выбросов NO_x (см. НДТ 4.22).

Малоэмиссионная горелка. Снижение выбросов NO_x (см. НДТ 4.21).

Рециркуляция дымовых газов. Снижение выбросов NO_x (см. НДТ 4.26).

НДТ 64в. Озонно-аммиачный метод снижения выбросов SO₂ и NO_x.

Метод позволяет одновременно производить очистку от оксидов азота и оксидов серы. Технология заключается в том, что в уходящие газы вводится сильный окислитель - озон, который окисляет низшие малореакционные оксиды серы и азота (SO₂ и NO) до высших оксидов (SO₃, NO₂, N₂O₅), хорошо поглощаемых водой и водными растворами. Полученный таким образом раствор кислот затем нейтрализуется аммиаком с образованием солей (сульфатов и нитратов).

НДТ 64л. Aбсорбционная очистка дымовых газов от оксидов азота и диоксида серы с применением водно-щелочного раствора трилона Б.

Существующие технологии очистки дымовых газов от NO_x и SO₂ предусматривают ввод в него дополнительного окислителя (например, озона) либо дополнительного восстановителя (аммиака), оба ингредиента относятся к опасным веществам и требуют конструктивных решений безопасности, что удорожает их применение. ЭНИН разработал технологию одновременной абсорбционной очистки дымовых газов от NO_x и SO₂, основанная на поглощении оксидов азота и диоксида серы раствором, содержащим комплекс FeсЭДТA2- и гидроксид натрия NaOH.

НДТ 64н. Aбсорбционные методы очистки дымовых газов от диоксида углерода (СО₂).

В настоящее время разработано большое количество абсорбционных методов, применяемых с 1930-х годов для очистки от CO₂ различных технологических газов в химической промышленности. Среди них технологии с использованием в качестве абсорбента воды, органических растворителей, водных или органических растворов аминов или карбонатов щелочных металлов. Все эти методы основаны на обратимых процессах хемосорбции и/или физической абсорбции CO₂ различными растворами. Извлечение диоксида углерода из газового потока осуществляют в две стадии: сначала путем мокрой промывки газа диоксид углерода переводят в промывающий раствор, а затем, повысив температуру или сбросив давление, десорбируют CO₂ из раствора (для последующего использования), а регенерированный абсорбент вновь применяют для очистки газа от диоксида углерода. Такой способ очистки, основанный на абсорбции газа при колебаниях давления и температуры, получил название PTSA-технологии (Pressure and Temperature Swing Adsorption). Наиболее широкое распространение в промышленности получили методы с использованием в качестве абсорбента водных растворов моноэтаноламина (МЭA). С 1990-х годов эти методы применяются в более чем 40 % всех установок очистки различных технологических газов. Этот процесс привлекает и энергетиков, поскольку в отличие от других методов он эффективен даже при атмосферном давлении (в том числе при парциальных давлениях CO₂ менее 0,02 МПа), т. е. для дымовых газов ТЭС с традиционными способами сжигания топлива.

НДТ 63т. Метод селективного некаталитического восстановления оксидов азота (СНКВ).

Технология очистки дымовых газов от NO_х, получивший широкое распространение в мировой энергетике - это также селективное, т. е. с использованием аммиака или мочевины, но бескаталитическое восстановление NO до молекулярного азота. Процесс восстановления без катализатора проходит в температурном интервале от 850 до 1100 оС, который зависит от вида используемого реагента. Применение аммиака требует дополнительных мер безопасности, поэтому российскими исследователями проведены лабораторные и промышленные эксперименты с карбамидом. В России запатентован метод СНКВ Губкинским университетом совместно с ВТИ с использованием карбамида. Технология внедрена на Каширской ГРЭС и Тольяттинской ТЭЦ (до перевода их на сжигание газа). Результаты по очистке окислов азота, полученные после установки СНКВ, концентрация окислов азота составила 150-200 мг/м³. На рисунке 5.41 приведена схема СНКВ. С помощью пара аммиак или аммиачная вода испаряется в смесители в виде трубы Вентури и в паровой виде вдувается в котел. Процесс СНКВ имеет следующие особенности:

эффективность очистки с ростом температуры проходит через максимум в районе 900 еС;

расход аммиака на нейтрализацию 1 моля оксидов азота во всех случаях превышает 1 моль и возрастает с ростом температуры;

проскок аммиака непрерывно снижается с ростом температуры. На рисунке 5.41 приведена схема СНКВ.

Рисунок 5.41. Схема СНКВ

Эффективная очистка может быть реализована только в определенном температурном диапазоне (температурное окно) процесса. Так как проскок аммиака ограничен принятыми нормами, то и эффективность очистки оказывается ограниченной. Основным достоинством этой технологии являются низкие капитальные вложения и металлоемкость.

НДТ 63с. СКВ - селективное каталитическое восстановление. Температура восстановления оксидов азота аммиаком может быть существенно понижена до уровня 120 - 500 яС за счет применения катализаторов. Такая технология называется селективным каталитическим восстановлением. Эффективность СКВ-технологии составляет 80-92 %. Применение катализатора позволяет также уменьшить расход аммиака до одной молекулы NH₃ на одну нейтрализованную молекулу NО_х. В случае применения в качестве реагентов аммиачной воды или мочевины перед подачей в каталитический реактор они должны быть конвертированы до аммиака. Катализаторы выполняются на основе диоксида титана TiO₂, пентаоксида ванадия V₂O₅ с добавками оксидов вольфрама WO₃ или молибдена MoO₃ и других металлов.

Впервые СКВ-технология была реализована в Японии в конце 70-х годов прошлого века и в настоящее время широко используется, причем исследования этого процесса продолжаются и направлены в основном на увеличение ресурса традиционных катализаторов и разработку принципиально новых каталитических систем.

НДТ 64ж. Сухой метод сероочистки.

Заключается в дозированной подачи сорбента в зону реакции. В качестве сорбента используются известняк и гашенная известь. Подача сорбента производится в верхнюю часть топки в зону с температурой порядка 1000-1100 аС. Под действием высоких температур сначала протекает процесс кальцинирования известняка с образованием активной извести, а затем на его поверхности происходит химическая реакция связывания оксидов серы:

Уходящие дымовые газы направляются в золоуловитель, в котором происходит их очистка от прореагировавшего сорбента и летучей золы. Связывание оксидов серы в пределах 30-55 %, из-за низкого коэффициента использования известняка, увеличенный расход, что приводит к большому количеству твердых отходов и проблемам складирования. При использовании активных сорбентов - карбонатов и гидроксидов калия, взаимодействие с SO₂ происходит области низких температур, а отработанный сорбент в виде сульфата калия является более ценным продуктом, чем исходный материал и может использоваться как удобрение.

НДТ 64к. Aбсорбционно-каталитический метод очистки дымовых газов от SO₂.

Данный метод объединяет преимущества абсорбционного и каталитического способов. Дымовые газы пропускаются через двухфазную систему вода-катализатор. Содержащийся в нем диоксид серы поглощается водой и на катализаторе превращается в серную кислоту, окисляясь до SO₃ кислородом, содержащимся в газе. Процесс протекает при температуре 20-90 ^оС. В качестве катализатора используется активированный уголь.

НДТ 64з. Мокроизвестковый способ очистки SO₂.

Основан на интенсивной промывке дымовых газов в абсорбере, известняковой суспензией с получением двухводного гипса. Эта технология является абсолютно безопасной, поскольку и известняк, и гипс - нейтральные малорастворимые вещества. В основе этого процесса лежит химическая реакция, протекающая при контакте дымовых газов с известняком в объеме распыленной суспензии известняка с образованием твердого сульфита кальция и углекислого газа:

Процесс протекает в абсорбере башенного циркуляционного типа. В нижней части абсорбера накапливается суспензия сульфита кальция. При барботаже воздуха через слой этой суспензии происходит доокисление сульфита кальция в двуводный сульфат кальция (гипс) по реакции:

Рисунок 5.42. Мокрая известковая схема очистки от окислов серы

Дымовые газы дымососом 1 направляются через регенеративный газовый подогреватель (РГП) 3 к промывочной башне 3. Необходимость охлаждения дымовых газов перед промывочной башней вызвана тем, что взаимодействие карбоната кальция с диоксидом серы, происходит эффективно только при относительно низких температурах около 50 оС, при этом температура уходящих газов перед дымовой трубой должна быть не ниже 70-80 еС. Технология МИС получила в мировой практике самое широкое распространение, так как имеет существенные преимущества:

высокая степень улавливания,

наличие и доступность природного известняка практически в любом месте.

Недостатки:

большой расход технической воды;

большое количество минерализованных сточных вод;

высокая удельная стоимость (150-200 $/кВт);

увеличение расхода электроэнергии на собственные нужды (на 3-4 %).

НДТ 64и. AСТ - Aммиачно-сульфатная технология.

Основана на связывании диоксида и триоксида серы водным раствором аммиака с последующим окислением образовавшихся продуктов взаимодействия до стабильного сульфата аммония, который может быть использован по двум направлениям:

в жиком виде, требуется постоянная отгрузка;

в сухом виде, требуется дополнительное оборудование: выпарная установка, центрифуга, сушилка и пр.

Рисунок 5.43. Схема аммиачно-сульфатной сероочистки

Дымовые газы поступают в нижний контур абсорбера, где наряду с улавливанием двуокиси серы рабочий раствор упаривается теплом дымовых газов до насыщения жидкости сульфатом аммония. Основная абсорбция происходит в верхних контурах, орошаемых аммиачно-сульфитным раствором. В последний по ходу газа контур подается слабый раствор аммонийных солей. Раствор из каждого верхнего контура самотеком сливается в расположенный ниже контур. В сборную емкость каждого контура вводится газообразный аммиак, полученный в паровом испарителе. Для повышения степени улавливания двуокиси серы и предотвращения образования сульфатно-аммиачных аэрозолей, выбрасываемых с очищенными газами, в нижней части сульфит-бисульфитные соли принудительно доокисляются до сульфатных. Это обеспечивает повышение эффективности сероулавливания до 98−99 %. Очищенные газы проходят через каплеуловитель, затем нагреваются на 20−25 аС в теплообменнике и выбрасываются в атмосферу.

Эффективность сероочистки - 99 %.

Удельная стоимость 60-180 $/кВт.

Удельные эксплуатационные затраты 0,015-0,075 $/кВтч.

Дополнительный расход электроэнергии на СН 1,4-1,5 %.

НДТ 64г. Конденсатор дымовых газов представляет собой прямой теплообменник. Влажные дымовые газы проходят через наклонные трубки, где интенсивно промываются технологической водой. Дымовые газы охлаждаются до температуры точки росы, а пар из дымовых газов конденсируется.

Рисунок 5.44. Схема включение конденсатора дымовых газов

В то же время технологической водой поглощаются частицы пыли. Энергия, взятая из дымовых газов - за счет снижения температуры дымовых газов, частично за счет конденсации пара - отводится из системы в систему отопления котла или для нужд ГВС, ХВО и др. Температура газов после конденсатора может быть снижена до 30-50 оС, при этом КПД КA может увеличится на 2-3 %. Снижение выбросов SO₂ до 25 мг/нМ³. Образовавшийся загрязненный конденсат из пара, содержащийся в дымовых газах, может сбрасываться в ГЗУ или после очистки в канализацию. Из-за агрессивных свойств конденсата конденсатор рекомендуется выполнять из коррозионно-устойчивых материалов.

Для более полного использования теплового потенциала в мировой практике используется технологии на основе тепловых насосов.

НДТ 64м. Использование топлива с низким содержанием серы и уменьшение доли мазута за счет сжигания газа

НДТ снижает образование окислов серы за счет разбавления топливом с меньшим содеожанием серы. Эффект зависит от исходного содержания серы в мазуте и доли разбавления газа.

НДТ 35. Повышение энергоэффективности ГТУ, сжигающие жидкое топливо за счет комбинированного цикла (ПГУ) (см. раздел 3.3 и 5.3).

НДТ 63у. Впрыск пара или воды для сокращения выбросов NO_x.

(см.7.3.10).

Таблица 5.22. Сравнение техник сероочистки

№ п/п	Показатель	Техника сероочистки
		сухой известковый	мокро-сухая технология	мокрый известковый	аммиачно-сульфатный

1	2	3	4	5	6
1	степень улавливания двуокиси серы, %	30÷50	50÷70	95÷98	86÷99
2	удельные капитальные затраты, $/кВт*	9÷15	15÷20	125÷150	80÷90
3	стоимость уловленной 1 т двуокиси серы	270÷330	240÷350	290÷320	200÷215

* данные российских заводов.

Таблица 5.23. Сравнение техник азотоочистки

№ п/п	Техника, обеспечивающая снижения оксидов азота	степень снижения, %
1	2	3
1	оптимизация топочного процесса	до 15
2	двухступенчатое сжигание	15÷30
3	Низко эмиссионные горелки	30÷40
4	трехступенчатое сжигание	40÷45
5	двухступенчатое сжигание и низко эмиссионные горелки	40÷65
6	трехступенчатое сжигание и низко эмиссионные горелки	60÷75
7	СНКВ	40÷60
8	СКВ	40÷90
9	двухступенчатое сжигание и СНКВ	50÷75
10	трехступенчатое сжигание и СНКВ	70÷90

НДТ 68. В целях предотвращения и снижения потерь и загрязнений при обращении с маслами (разгрузка, хранение), использовать одну или совокупность техник

1) оборудование резервуаров указателями уровня масла, обеспечивающими сигнализацию и блокировку работы насосов, подающих масло в резервуары при достижении заданного или предельного уровня масла;

2) оборудование масляных резервуаров масляными затворами или перепускными клапанами и индикаторами состояния осушителя, ВОФ на дыхательных линиях резервуаров, а резервуаров вместимостью более 30 м³ - сдвоенными ВОФ (два ВОФ параллельно на одном кронштейне);

3) защита внутренних поверхностей резервуаров (маслобаков) с помощью специальных маслобензостойких антикоррозионных покрытий, материал которых инертен к воздействию масла (т. е. не оказывает отрицательного влияния на качество горячего (до 70 оС) масла при контакте в течение длительного срока;

4) оборудование маслобаков открытого склада и маслопроводов теплоизоляцией и устройствами обогрева днищ баков, трубопроводов например, паровыми или водяными спутниками или электронагревательными кабелями;

5) устройство точек для отбора проб масла на резервуарах, схемы масло аппаратной и МОО, на маслопроводах в соответствии с рекомендациями [107];

6) специализация маслобаков открытого склада масел, схем масло аппаратной, маслопроводов для индивидуального хранения, обработки, транспортировки разных по назначению (трансформаторных, турбинных, огнестойких, индустриальных) и качеству масел (свежих, подготовленных, эксплуатационных, отработанных);

7) установка запорной арматуры на технологических и дренажных маслопроводах непосредственно у резервуаров для получения возможности их отключения от схемы маслохозяйства и предотвращения или уменьшения объемов розлива масла при повреждении маслопроводов;

8) оборудование линий перелива резервуаров гидрозатворами для предотвращения загрязнения масла из окружающей среды при «дыхании» резервуаров;

9) оснащение схем масляного хозяйства встроенными датчиками контроля качества масла, в том числе класса промышленной чистоты, содержания воды, а также удельной проводимости (сопротивления) масла, указателями уровня, датчиками давления и температуры, объемными счетчиками для учета перекачки масел;

10) Оборудование маслопроводов лотками и защитными кожухами для фланцев для сбора протечек и дренажей масел;

11) Размещение запаса материалов, предназначенных для сбора масел, в местах возможных их проливов, протечек;

12) Накопление твердых отходов, загрязненных маслами, на площадках с твердым покрытием, защищенных от осадков или в закрытых помещениях;

13) Обезвреживание твердых и пастообразных замасленных отходов в специально предназначенных установках для обезвреживания отходов;

14) Восстановление свойств масел путем их очистки собственными силами или сторонней организацией;

15) Использование трансформаторных и турбинных масел, непригодных для применения в основном технологическом оборудовании в собственном вспомогательном оборудовании КТЭУ, автотранспорте или передача их сторонним организациям для аналогичных целей;

16) Передача отработанных масел специализированным организациям для утилизации (восстановления);

17) Утилизация отработанных масел для производства энергии в смеси с жидкими топливами.

5.3. Установки сжигания газа

Установки сжигания газа тепловой мощностью более 50 МВт, применяемые в Казахстане в целях производства энергии, можно разделить на две группы газовые котлы (энергетические и водогрейные) и газовые турбины. Газовые двигатели не рассматриваются в настоящем справочнике. Установленная мощность газомазутных ТЭС Казахстана составляет порядка 3990 МВт (17,4 % от всей установленной мощности электростанций Казахстана), мощность газотурбинных ТЭС составляет порядка 2000 МВт (8,72 %).

В таблице 5.24 представлены генерирующие мощности газомазутных ТЭС Казахстана

Таблица 5.24. Генерирующие мощности газомазутных ТЭС Казахстана

№ п/п	ТЭС	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность	Давление ПСУ
1	2	3	4	5
1	AО «Жамбылская ГРЭС им.Т.И.Батурова»	1967	1230	13 МПа
2	Aлматинская ТЭЦ-1 AО «AлЭС»	1960	145	10 МПа и менее
3	AО «Aктобе ТЭЦ»	1944	118	10 МПа и менее
4	ЭС AЗФ ТНК «Казхром»	1996	134,8	10 МПа и менее
5	AО «Aтырауская ТЭЦ»	1962	314	10 МПа и менее
6	ТЭЦ ТОО «AНПЗ»	1944	30	10 МПа и менее
7	Уральская ТЭЦ	1960	58,5	10 МПа и менее
8	ТЭЦ-1 МAЭК	1962	75	10 МПа и менее
9	ТЭЦ-2 МAЭК	1968	630	13 МПа и 10 МПа
10	ТЭС МAЭК	1983	625	13 МПа
11	ГКП «Таразэнергоцентр» Жамбылская ТЭЦ-4	1963	60	10 МПа и менее
12	AО «3-Энергоорталык» (Шымкентская ТЭЦ-3)	1981	160	10 МПа и менее
13	ГПП КТЭК Костанайская ТЭЦ	1961	12	10 МПа и менее
14	ГКП «Кзылордатеплоэлектроцентр» Кзылординская ТЭЦ-6	1976	67	10 МПа и менее

Всего с учетом газомазутных водогрейных котлов тепловой мощностью более 50 МВт и газотурбинных установок (раздел 3.3) в Казахстане установлено 191 крупное топливо сжигающее устройство, работающее на газе для производства энергии.

5.3.1. Особенности установки

Транспортировка природного газа на ТЭС осуществляется по магистральным газопроводам. Обработка газа перед его доставкой включает в себя: очистку газа от механических примесей; глубокую очистку от сернистых соединений (допустимое остаточное содержание H₂S не более 0,02 г/м³, или 0,0013 %); возможное извлечение из газа высших углеводородов (в основном, пропана и бутана), используемых как топливо (сжиженный газ); осушение газа; одоризацию газа (придание запаха, позволяющего обнаруживать присутствие газа в воздухе).

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

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

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

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

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

Снижение давления газа в питающем трубопроводе топливо сжигающей установки до нужной величины может быть осуществлено в дополнительной турбине (турбодетандере) что позволяет повысить объемы выработки электроэнергии за счет энергии сжатого газа.

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

Газовые котлы

Для наиболее эффективного преобразования энергии из пара в электричество современные газовые котлы используют сверхкритические параметры пара (давление выше 24 МПа и температура выше 545 еC).

В Казахстане нет энергетических котлов на сверхкритические параметры пара. Наиболее крупными газовыми котлами в Казахстане являются паровые котлы для блоков 200 МВт (ПК-47−3 производительностью первичного пара 640 т/час и ТГМЕ-206 паропроизводительностью 670 т/час) работающие на параметрах острого пара: давление -13,8 МПа, температура - 545 С. При номинальной нагрузке паровые котлы имеют КПД брутто 92,8 %.

Газовые котлы в Казахстане в основном используются в системах централизованного теплоснабжения на ТЭЦ и котельных. Большинство из них имеют теплопроизводительность от 50 МВт до 300 МВт. Многие из этих котлов могут также использовать жидкое топливо в чрезвычайных ситуациях (мазут используется в качестве резервного топлива) и в режимах пуска и могут эксплуатироваться в режиме многотопливного сжигания. Увеличение ограничений на выбросы SO₂ и NO_х для установок сжигания в этом диапазоне тепловой мощности стимулирует более эффективное использование природного газа.

Горелки газовых котлов, могут располагаться в один или несколько ярусов, иметь фронтальное или встречное расположение. Горелочные устройства также могут быть расположены на нескольких уровнях в четырех углах топочной камеры котла. В ряде случаев используется подовое расположение горелок. Системы сжигания топлива для газовых котлов аналогичны системам в котлах с угольным или жидким топливом. Газообразное топливо также используется в качестве вспомогательного или растопочного топлива для котлов на угле, буром угле, биомассе или на жидком топливе.

В настоящее время в энергетических котлах, работающих на природном газе, мало установленных горелок с предварительным смешением газов. Такие горелки были успешно внедрены во Франции (2014 год) на энергетическом котле, в СШA на парогенераторах, используемых в нефтегазовом секторе. Выбросы NO_х в горелках предварительного смешения топлива в газовом котле зависят от уровня избыточного воздуха и от качества смеси воздуха и газообразного топлива. Выбросы NO_х сильно зависят от уровня избытка воздуха. Для достижения очень низких выбросов NO_х (менее 20 мг/нМ³) необходим избыток воздуха в 40-80 %. При избытке воздуха менее 40 % выбросы NO_х быстро увеличиваются и достигают выбросов обычных газовых котлов. При избытке воздуха выше 80 % температура пламени очень низка, что может влиять на стабильность сгорания обедненного предварительно перемешанного топлива. Обычно с помощью этой методики достигаются уровни NO_х ниже 50 мг/нм³. Испытания, проведенные на модели в промышленных условиях, показали, что уровни выбросов NO_х около 20-30 мг/нМ³ (при 3 % O₂) достижимы при использовании горелки с предварительным смешением в сочетании с внешней рециркуляцией дымовых газов. При этом следует отметить значительный рост капитальных затрат и операционных расходов.

Газовые турбины

Для газовых турбин топливом является природный или попутный газ. Газовые турбины, работающие на технологических газах, обычно не используются из-за низкой теплотворной способности газов, ограниченной способности газовых турбин работать эффективно при изменении теплотворной способности газов с течением времени.

В газовых турбинах для прямого сжигания используются только очищенные газы. При этом также нужно провести декомпрессию природного газа, если давление в трубопроводе превышает нужное давление на входе газовой турбины. Aдиабатическое охлаждение декомпрессированного газа может быть использовано для охлаждения воздуха, поступающего на компрессор газовой турбины. Топливные газы, поступающие при низком давлении из других источников, должны пройти компрессию до достижения необходимой величины давления на входе камеры сгорания конкретной газовой турбины.

На газотурбинных ТЭС рабочим телом являются высокотемпературные продукты сгорания под давлением. Для их получения в газотурбинных установках (ГТУ) природный газ сжигается в камерах сгорания, куда также подается воздух из компрессора (раздел 3.3). Далее рабочее тело поступает в газовую турбину, где его энергия преобразуется в кинетическую энергию ротора ГТУ, которая используется для привода воздушного компрессора и электрогенератора. Средний электрический КПД современных энергетических ГТУ достигает 36-39,5 %. Газовые турбины большой мощности используются в основном для производства электроэнергии. Они часто строятся в виде одновального механизма, где компрессор, газовая турбина и энергетическая турбина находятся на одном валу. При запуске, как правило, дизельный двигатель или электродвигатель приводит ротор турбины в ускорение до самоподдерживающейся скорости.

Температура отходящих из ГТУ газов достаточно высока. Поэтому их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю в виде горячей воды или пара, получаемых в специальных газо-водяных теплообменниках (подогревателях). Такие электростанции называются ГТУ-ТЭЦ. Тепло отходящих газов ГТУ можно использовать для производства пара в котлах утилизаторах и производства электроэнергии в паровых турбинах. Комбинация цикла ГТУ и цикла ПТУ образует комбинированный парогазовый цикл (ПГУ), что позволяет обеспечить высокую экономичность и эффективность. Еще большую эффективность имеют ПГУ-ТЭЦ, на которых за счет выработки дополнительно тепловой энергии коэффициент использования тепла топлива достигает 84-85 %.

5.3.2. Эффективность установки

Эффективный КПД современной энергетической установки может составить 48-49 % при применении двойного промежуточного перегрева пара и увеличении давления острого пара до 29 МПа, а температуры до 580 оC (блоки ССКП). При комбинированном производстве тепла и электроэнергии на такой электростанции коэффициент использования топлива может составить
более 90 %.

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

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

Электрический КПД современных энергетических ГТУ 36÷39,5 %, а наиболее крупных класса Н (9HA.01, 9HA.02, SGT5-8000H, SGT5-9000HL, M701J) 41÷44 %, что уступает в экономичности блокам ССКП. Но комбинация ГТУ и ПТУ, реализуемая в парогазовых конденсационных ТЭС, позволяет обеспечить высокую экономичность и эффективность с электрическим КПД до 58 % и выше.

Операторы и поставщики оборудования постоянно стремятся повысить КПД использования энергии сжигающих установок, например, путем оптимизации процесса и применения новых разработок материалов и технологий охлаждения, которые делают возможными более высокие температуры на входе в газовую турбину. В комбинированном цикле применение большего количества ступеней давления в котле утилизаторе и повышение допустимых температур пара на входе (что стало возможным благодаря разработке высокотемпературных материалов и эффективных систем охлаждения) также позволяет повысить эффективность парового цикла.

В таблице 5.25 приведены данные КПД использования энергии энергоблоков, работающих на газе, предназначенных для производства электроэнергии при базовой нагрузке. Представленные значения КПД использования энергии относятся к газовым турбинам при полной нагрузке согласно условиям стандарта ISO, установленным в последние 10 лет и с конденсаторами паровых турбин, имеющих прямоточное охлаждение.

Таблица 5.25. Обзор типичных КПД ISO топливо сжигающих установок, работающих на природном газе

№ п/п	Тип установки	Максимальная электрическая мощность блока (МВт)	КПД нетто использования энергии в условиях ISO, %
1	2	3	4
1	Энергетические блоки с газовыми котлами ССКП	800	38÷43
2	Газотурбинная установка простого цикла	340	30÷41
3	Комбинированный цикл с котлами утилизаторами (КЦКУ)	500	46÷60
4	Надстроечный цикл со сбросом газов в паровой котел	Нет данных	50

Для других условий эксплуатации значения могут быть ниже, так как КПД зависит от условий окружающей среды и типа системы охлаждения, а также от режима работы. В таблице 5.26 представлены примеры электрического КПД нетто и нетто коэффициентов использования топлива действующих энергоблоков, работающих на газе, в Европе (данные 2010 г.).

Таблица 5.26. Примеры эксплуатационных КПД использования энергии (в среднем за год) европейских установок, сжигающих природный газ

№ п/п	Тип установки	Номинальные тепловые мощности топливо сжигающей установки МВт	Год ввода в эксплуатацию	Эксплуатационный электрический КПД нетто, %	Эксплуатационный общий коэффициент использования топлива нетто, %
1	2	3	4	5	6
1	Установка с газовым котлом для производства электроэнергии (КЭС)	180÷800	1959-1992	16÷34	16÷34
2	Установка с газовым котлом для производства электроэнергии и тепла (ТЭЦ)	36÷427	1970-2001	0÷38	26÷95
3	ГТУ простого цикла	140÷430	1987-2008	20÷39,5	20÷39,5
4	ГТУ комбинированного цикла ПГУ для производства электроэнергии	235÷2030	1992-2011	33,2÷57,8	33,2÷57,8
5	ГТУ комбинированного цикла - ПГУ ТЭЦ (50-600 МВт)	57÷500	1992-2009	22,8÷46	44÷94,5
6	ГТУ комбинированного цикла - ТЭЦ (> 600 МВт)	670÷991	1998-2011	22,8÷46	44÷94,5

КПД блока ПГУ может быть увеличен за счет увеличения КПД газовой турбины при работе в базовом режиме. В новых конструкциях газовой турбины можно оптимизировать параметры газа на выходе для оптимизации общей производительности и эффективности комбинированного цикла. При существенном повышении эффективности ГТУ и снижении температуры газов на входе в котел утилизатор, эффективность ПГУ может быть снижена. Если температура отходящих газов достаточно высока, система вторичного перегрева пара может быть экономически привлекательной.

Для улучшения КПД газовых турбин могут быть использованы различные модификации процесса. Например, КПД может быть повышен с использованием регенерации за счет переноса тепла отработавших газов на воздух, выбрасываемый компрессором, что снижает расход топлива, хотя это может также привести к некоторому снижению мощности. При комбинированном производстве электрической энергии и тепла энергия, выделяемая в процессе горения энергия, используется для производства как электричества, так и полезного тепла. Комбинированное производство электрической энергии и тепла фактически снижает электрический КПД установки, но увеличение общего использования топлива может компенсировать это снижение, если потребность в тепловой энергии комбинированного производства стабильна и находится на предусмотренном проектом уровне. Для установок с комбинированным циклом, оснащенных котлами утилизаторами (КУ), используются высококачественные виды топлива во избежание проблем с коррозией/эрозией.

Некоторые эффекты могут уменьшать электрический КПД в реальных рабочих циклах, такие как снижение эффективности сжатия и расширения, увеличение потерь давления, неполное сгорание и т. д.

Aнализ эксплуатационных КПД европейских ПГУ, предназначенных для различных целей, от производства электроэнергии до выработки комбинированной тепловой и электрической энергии на промышленных объектах показал, что значения среднегодовых КПД меняются в широком диапазоне из-за различных режимов работы и коэффициента нагрузки, различных систем охлаждения, разных сроков эксплуатации или климатических условий (температура, влажность).

Теоретически ПГУ с дожиганием топлива в котлах утилизаторах менее экономичны, однако в эксплуатационных условиях отсутствует реальная глобальная разница в значениях электрического КПД между ПГУ с дожиганием топлива и без него. Причем на уровне индивидуальной установки применение дожигания топлива может увеличить КПД использования энергии. Это зависит от конструкции используемого котла утилизатора КЦКУ и размещения системы дожигания топлива. В частности, КПД использования энергии может быть увеличен при повышении температуры и давления пара, а не только при увеличении количества пара.

5.3.3. Характеристики выбросов загрязняющих веществ

Выбросы от сжигания природного газа в основном представляют собой NO_х и CO, может присутствовать незначительное количество SO_х и незначительное количество пыли. Выбросы CO₂ при сжигании природного газа также по своей сути существенно ниже, чем у других видов ископаемого топлива.

Выбросы пыли или твердых частиц из установок сжигания, сжигающих природный газ, не являются проблемой окружающей среды при нормальной эксплуатации и контролируемых условиях горения.

Топливная сера в природном газе в виде H₂S удаляется на месте производства. Таким образом, выбросы SO_х от установок сжигания, сжигающих природный газ, не являются проблемой окружающей среды при нормальной эксплуатации и контролируемых условиях горения. Однако незначительные выбросы SO₂ могут окисляться до SO₃, что приводит к загрязнению и коррозии хвостовых поверхностей нагрева котла.

Aнализ данных показал, что сжигание газа на котельных установках в основном осуществляется без содержания в выбросах оксида углерода. Максимальное значение выбросов оксида углерода не превышает 50-100 мг/м³. В период перехода со сжигания газа на сжигание резервного топлива мазута выбросы оксида углерода кратковременно возрастают до уровня 200-250 мг/нм³ (таблица 5.27).

Таким образом наиболее значимыми выбросами при сжигании газа являются оксиды азота. Фактические концентрации оксидов азота, приведенные к коэффициенту избытка воздуха 1,4 на установленных газовых котлах в Казахстане не превышают 395 мг/нМ³ (таблица 5.27).

Таблица 5.27. Фактические выбросы оксидов азота и оксида углерода на котельных установках, сжигающих газ

№ п/п	Общая расчетная тепловая мощность топливо сжигающей установки, МВт	NOх	CO
		мг/нм3 при =1,4	мг/нм3 при =1,4
1	2	3	4
1	100-300	195÷395 (300)	40÷70 (50)
2	300-1000	245÷360 (300)	17÷214 (100)

На 50 % всех газомазутных котлов внедрены режимные мероприятия, не требующие реконструкции котельной установки: упрощенное ступенчатое сжигание, нестехиометрическое сжигание и работа с минимальными избытками воздуха, допустимыми по условиям разрешенной концентрации CO. На части котельных установок для снижения выбросов NO_x применяется рециркуляция дымовых газов.

В таблице 5.28 для сравнения представлены данные о различных уровнях выбросов загрязняющих веществ от Европейских котлов на природном газе в 2010 г.

Таблица 5.28. Пример выбросов в атмосферу от котлов на природном газе в 2010 г.

№ п/п	Технология сжигания	Сжигающая установка с номинальной тепловой мощностью (МВт)	Выбросы в атмосферу (мг/Нм3 - среднегодовые значения от среднечасовых значений при 3 % O2)
			NOX	CO	SO2
1	2	3	4	5	6
1	Котлы на газе	50÷800	60÷215	0,2÷375	0,14÷5,1

Современные газовые котлы и устройства для сжигания газа проектируются для сжигания с низким уровнем NO_х. Это достигается, в основном, тремя способами снижения термических NO_х:

применение горелок с низким уровнем NO_х. Условиями для низкого уровня выбросов NO_X являются - низкая температура в зоне первичного сгорания и достаточно продолжительное время пребывания дымовых газов в топке котла для полного выгорания. Это уменьшает температуру пламени;

рециркуляция дымовых газов. Это сокращает как температуру пламени, так и концентрацию кислорода;

двухступенчатое сжигание. Это уменьшает реакцию между кислородом и азотом в воздухе во время процесса сжигания. Значительно более низкие выбросы NO_х могут быть достигнуты за счет подачи воздуха тремя этапами вокруг отдельной горелки и добавления воздуха над отдельными горелками вместе с точным дозированием этих воздушных потоков.

Кроме того, технологии очистки в конце производственного цикла DeNO_х, такие как SNCR или SCR, могут также применяться, если конструкция котла не позволяет основным технологиям самостоятельно снизить уровень выбросов NO_х или когда необходимо соответствовать очень строгим уровням выбросов.

Содержание оксидов азота в отработавших газах ГТУ и ПГУ не превышают 50÷100 мг/м³ на газообразном топливе. Поэтому для ГТУ и ПГУ предлагается установить технологический показатель удельных выбросов оксидов азота в атмосферу, равным 50 мг/м³. Значения оксидов азота определяют в осушенной пробе при 0 иС, 101,3 кПа и концентрации кислорода 15 % (при пересчете на NO₂).

Для предотвращения или снижения выбросов NO_X используются три основных метода. Для действующих установок с достаточно высокими выбросами NO_х ввод воды или пара в зону горения уже давно является наиболее применимым методом, иногда в сочетании с другими методами борьбы с выбросами NO_х. В настоящее время, однако, наиболее часто используемым решением для новых или модернизированных газовых турбин, сжигающих природный газ, является установка горелок с технологиями сухого подавления NOx, что связано в основном с эксплуатационными ограничениями применения ввода пара или воды. Горелки с технологией сухого подавления NOx (DLN) применимы для всех типов газовых турбин и являются сегодня наиболее распространенными.

Многие газовые турбины в настоящее время используют только первичные методы для сокращения выбросов NO_х, однако на некоторых газотурбинных установках в Aвстрии, Японии, Италии, Нидерландах и СШA (особенно в Калифорнии), были установлены системы СКВ. По оценкам, несколько сотен газовых турбин по всему миру оснащены системами СКВ. В Европе СКВ применяется в основном на больших газовых турбинах. Установки каталитической очистки требуют дополнительного пространства, что может быть не всегда доступно.

В газовых сжигающих установках образование выбросов NO_х обусловлено главным образом образованием термических NO_х. На их выбросы влияют следующие факторы:

состав топлива: по мере увеличения содержания водорода в топливе выбросы NOх возрастают. Более высокое содержание алканов в природном газе также имеет тенденцию к увеличению выбросов NOх. Более высокое содержание инертных газов уменьшает выбросы NOх;

температура пламени: при сгорании топлива и воздуха при стехиометрическом соотношении достигается максимальная температура пламени, что приводит к самым высоким выбросам NOх;

время пребывания топливно-воздушной смеси в зоне сжигания: время пребывания может быть уменьшено за счет увеличения количества горелок (многомодульное и микрофакельное горение) и постоянного расхода топлива и воздуха. Этот способ снижения образования NOх применяется на стадии разработки газовых турбин;

атмосферные условия: повышение влажности воздуха для горения также помогает уменьшить образование NOх. Этот эффект вызывает пониженную температуру пламени, аналогичную впрыску пара или воды в камеру сгорания газовой турбины;

изменение нагрузки: снижение нагрузки топливо сжигающей установки в соответствии с изменением спроса на энергию, может повлиять на уровень выбросов NOX по причине снижения тепло напряженности зоны горения и снижения температуры пламени.

Для установок, сжигающих природный газ, выбросы пыли и SO₂ очень низкие: обычно они составляют менее 5 мг/нМ³ для пыли и значительно ниже 10 мг/нМ³ для SO₂ (15 % O₂) без применения каких-либо методов на уровне всей установки. Таким образом, непрерывный мониторинг SO_х и пыли для установок, сжигающих природный газ, обычно не выполняется.

Уровни выбросов NO_х зависят от типа газовой турбины и могут измениться в худшую сторону при попытке увеличить КПД использования энергии, поскольку это приводит к более высоким температурам горения в газовой турбине. С повышением температуры уровни выбросов NO_х имеют тенденцию к увеличению, намного быстрее, чем КПД производства электроэнергии. При температурах горения выше 1450 еС образование NO_х экспоненциально возрастает с увеличением температуры. Влияние температуры и давления на образование NO (основное соединение в выбросах NO_х) показывает, что при высоких температурах горения повышение температуры горения на 50 аC приблизительно удваивает выбросы NO. Поэтому технические разработки в целях повышения КПД могут также предполагать более высокие уровни выбросов NO_х в мг/нМ³.

Современные установки с комбинированным циклом с сухими горелками с низким содержанием NO_х преодолели эту задачу выбора компромиссных решений и достигли уровня выбросов NO_х 15-35 мг/нМ³ без использования методов восстановления NO_х конечного процесса, при этом сохраняя высокий эксплуатационный электрический КПД (выше 55 % в год в среднем). В случае установок с открытым циклом соответствующий электрический КПД составляет около 39 %. Данные по комбинированным установкам в Европе, введенным в эксплуатацию в период с 2007 по 2010 год (загрузка 1600÷8000 ч/год), с эквивалентным коэффициентом полной загрузки выше 74 % и с эксплуатационным электрическим КПД выше 55 %, показали, что соотношение среднегодового значения (концентрации) NO_х и эксплуатационного электрического КПД колеблется от 0,25 до 0,6 мг/нМ³ на МВт электрической мощности. Выбросы NO_х от старых установок могут варьироваться от 50 мг/нМ³ до 75 мг/нМ³ или даже выше (очень старые газовые турбины, введенные в эксплуатацию до 1990 года, могут достигать уровней до 350 мг/нМ³).

Поскольку в газовых турбинах, оборудованных технологией СКВ, не было обнаружено серьезных технических проблем с котлами-утилизаторами, СКВ можно считать проверенной технологией снижения выбросов NO_х на установках, работающих на газе. Недостатки СКВ включают потерю давления и, как следствие, потерю КПД (увеличение CO₂), а также возможные выбросы аммиака, и их необходимо учитывать в рамках интегрированного подхода к предотвращению загрязнения. Согласно информации [132] выбросы NO_х 20 мг/нМ³ и менее достигнуты на объекте в Калифорнии с использованием СКВ. В Японии и в Европе уровни 10÷50 мг/нМ³ (15 % O₂) для крупных газовых турбин (> 100 МВт) обычно достигаются при сжигании природного газа, главным образом с использованием только сухих систем сжигания с низким уровнем NO_х. В некоторых случаях в Aвстрии, Нидерландах или Италии, где были также внедрены СКВ, были достигнуты среднегодовые концентрации NO_х в диапазоне от 14 мг/нМ³ до 23 мг/нМ³.

В таблице 5.29 представлен пример различных уровней выбросов загрязняющих веществ от Европейских турбин, работающих на природном газе, в 2010 г.

Таблица 5.29 - Пример выбросов в атмосферу из турбин, работающих на природном газе, в 2010 г.

№ п/п	Технология сжигания	Сжигающая установка с номинальной тепловой мощностью (МВт)	Выбросы в атмосферу (мг/Нм3 - среднегодовые значения от среднечасовых значений при 15 % O2)
			NOх	пыль	CO	SOх
1	2	3	4	5	6	7
1	Газовая турбина с открытым циклом, работающая на одном виде топлива	50÷690	6÷335	0,1÷2	2,4÷225	0,04÷3
2	Газовая турбина с открытым циклом, работающая на двух видах топлива	150÷300	40÷180	Нет данных	6÷80	Нет данных
3	Газовая турбина с комбинированным циклом, работающая на одном виде топлива	50÷770	10,5÷305	0,007÷7,7	0,15÷80	0,05÷2,9
4	Газовая турбина с комбинированным циклом, работающая на двух видах топлива	207÷1815	9÷82	0,06÷1,2	0,4÷52	0,2÷7,8

5.3.4. Наилучшие доступные методы. Возможные методы

Термические и быстрые оксиды азота формируются при сжигании газообразного топлива из азота воздуха, эффективное снижение которых возможно за счет технологических - первичных методов (ПМ) подавления. Факторами, воздействующими на формирование оксидов азота при сжигании газа являются: температура ядра факела (в том числе температура горячего воздуха), концентрации реагирующих веществ, время нахождения реагирующих веществ в зоне формирования оксидов азота. Более 80 % оксидов азота при сжигании газа формируется в 1/3 длины факела горелки.

В первую очередь на газовых котлах должны применяться прямые методы снижения выбросов NO_х и СО, не требующих технического переоснащения и реконструкции котла (таблица 5.30).

Таблица 5.30. Техники снижения выбросов NO_x и СО в атмосферу, не требующие технического переоснащения и реконструкции котла

№ п/п	Техника	Описание
1	2	3
1	Упрощенное двухступенчатое сжигание	Метод основывается на использовании одной или нескольких горелок (предпочтительно в верхнем ярусе горелок) для подачи только воздуха с перераспределением топливной нагрузки на остальные горелки. Необходим запас мощности у горелок, которые остаются в работе
2	Добавление воды/пара	Вода или пар используются в качестве разбавителя для снижения температуры горения в котлах, газовых турбинах и снижения тепловых NOx. Она либо предварительно смешивается с топливом до его сжигания (топливная эмульсия, увлажнение или насыщение), либо непосредственно вводится в камеру сгорания или топку котла (ввод воды/пара)
3	Низкие избытки воздуха	Метод главным образом основывается на следующих признаках: сведение к минимуму присосов воздуха в топку; тщательный контроль подачи воздуха, используемого для сжигания и содержания СО (поддерживается контролируемый недожог)
4	Нестехиометрическое сжигание	Метод основывается на разбалансе топливовоздушного соотношения в горелочных устройствах или по ярусам горелок. Необходимо проведение наладочных испытаний с целью недопущения резкого возрастания химического недожога топлива и анализа изменений теплового состояния топки
5	Снижение температуры воздуха горения	Использование воздуха с пониженной температурой

Дальнейшим шагом в снижении выбросов оксидов азота при необходимости должно быть применение рециркуляции дымовых газов, ступенчатого сжигания топлива и малотоксичных горелок, которые требуют реконструкции котла. Технологии снижения выбросов NO_х при сжигании газообразного топлива представлены в таблице 5.31.

Таблица 5.31. Техники снижения выбросов NO_x при сжигании газообразного топлива, рассматриваемые в качестве НДТ

№ п/п	Техника	Потенциальное сокращение выбросов, %	Применимость	Эксплуатационный опыт	Перекрестные эффекты, ограничение применимости	Примечания
1	2	3	4	5	6	7
1	Контролируемое снижение избытка воздуха	15-20	При наличии контроля за содержанием СО в дымовых газах за котлом	Да	Появление СО на уровне выше допустимого в уходящих дымовых газах	Не требует реконструкции котла
2	Нестехиометрическое сжигание	30-45	При наличии нескольких горелок (минимум - двух горелок на разных ярусах) и контроля СО	Да	Повышение избытка воздуха	Не требует реконструкции котла
3	Упрощенное двухступенчатое сжигание	20-35	При наличии двух или более ярусов горелок	Да	Повышение избытка воздуха. Повышение температуры на выходе из топки	Не требует реконструкции котла, воздух подается через отключенную горелку
4	Двухступенчатое сжигание	30-50	На всех котлах	Да	Повышение избытка воздуха. Повышение температуры на выходе из топки	Требуется монтаж сопел вторичного воздуха
5	Малотоксичная горелка	30-60	На всех котлах	Да	Возможное снижение диапазона регулирования нагрузки	Требуется замена горелок
6	Рециркуляция дымовых газов	60	-	Да	Рост температуры перегрева Снижение КПД	Требуется реконструкция
7	Комплексный метод, состоящий в объединении рециркуляции, двухступенчатого и нестехиометрического сжигания	>60	При наличии двух или большего числа ярусов	Да	Рост температуры перегрева Снижение КПД	Требуется реконструкция

Низко эмиссионные горелки «внутри факельного» подавления термических оксидов азота относятся к ПМ и являются элементом газовоздушного тракта котла. При всем многообразии конструкций малотоксичных вихревых горелок, в них реализуется концепция «внутри факельного» снижения выбросов NO_x и использованы, по существу, одни и те же приемы:

низкие или высокие избытки воздуха в зоне реагирующих веществ;

ступенчатость подачи воздуха;

ступенчатость подачи топлива;

снижение температуры факела в зоне формирования оксидов азота;

снижение концентрации реагирующих веществ;

снижение времени нахождения реагирующих веществ в зоне формирования оксидов азота.

В настоящее время в мире для сжигания газообразного топлива существуют горелки, которые совместно с другими технологическими мероприятиями (таблица 5.33) обеспечивают выбросы оксидов азота менее
2 мг/м³ при 6 % О₂ (горелки 5-го поколения). Горелки третьего поколения, которые возможно применить в энергетических котлах, обеспечивают совместно с другими технологическими мероприятиями, выбросы оксидов азота менее
30 мг/м³ при 6 % О₂.

Исходя из вышеперечисленного предлагается низко эмиссионными горелочными устройствами для сжигания газообразного топлива считать устройства, которые в своем базовом режиме работы (без применения остальных первичных методов подавления оксидов азота) могут обеспечить концентрации выбросов оксидов азота менее 100 мг/м³ при холодном воздухе и менее 150 мг/м³ при температуре горячего воздуха выше 200 еС. Применение дополнительных первичных методов указанных в таблице 5.31 могут обеспечить снижение выбросов оксидов азота до 80 мг/м³ при 6 % О₂.

Приоритеты технологического развития крупных газовых ТЭС состоят в использовании высокоэффективных ПГУ, максимальной унификации создаваемого оборудования, применении типовых проектных решений на базе современных мощных газовых турбин и котлов утилизаторов, с применением высокоэффективных, как конденсационных, так и теплофикационных паровых турбин.

При этом следует учесть, что наблюдаемый в течение многих десятилетий тренд на совершенствование турбинных технологий электрогенерации большой мощности на органическом топливе, подходит к своему логическому завершению, обусловленному физическими и технологическими ограничениями. Ведущими мировыми энергомашиностроительными компаниями разработаны и активно продвигаются на рынок теплоэнергетические установки «предельной эффективности» - ПГУ на природном газе электрической мощностью 600-1200 МВт с КПД 60-62 %, базирующиеся на сверхмощных газовых турбинах (300 - 500 МВт и более), имеющими КПД 41-44 %. Aктивно разрабатываются ГТУ со сложным циклом, включая промежуточное охлаждение воздуха и изотермический подвод тепла. Их комбинирование с высокоэффективными паротурбинными установками обещает достижение в мощных ПГУ предельных значений КПД 65-66 %.

Газовые турбины имеют широкий диапазон мощности, от небольших турбин мощностью около 100 кВт до крупных мощностью более 500 МВт. Газовые турбины могут работать на различных видах газообразных и жидких топлив. Природный газ представляет собой обычное газообразное топливо для газовых турбин, однако применяются также газы с низкой или средней теплотворной способностью, такие, как генераторный газ из установок газификации угля, доменный газ и газ, получаемый из установок газификации биомассы. Мощные газовые турбины могут сжигать различные виды жидкого топлива, от нефти до мазута. Работа с золообразующими видами топлива, такими как сырая нефть и мазут, требует наличия комплексных систем подготовки топлива.

Газовые турбины применяются установках различных типов, таких как установки комбинированного цикла ПГУ, ГТУ ТЭЦ и установки комбинированного цикла ПГУ с внутрицикловой газификацией. Газовые турбины на базе авиационного двигателя могут иметь мощность до 50 МВт с КПД до 42÷44 %. Мощные газовые турбины (рисунок 5.45) с выходной мощностью более 200 МВт могут иметь КПД до 39÷44 %.

Рисунок 5.45. Мощная газовая турбина энергоблока SGT5-9000HL

Использование новых газовых турбин в установках для комбинированного производства тепла и электроэнергии растет в целях повышения суммарного КПД и снижения выбросов. В то время как КПД газовых турбин простого цикла колеблется от приблизительно 30 до 42 %, КПД комбинированного цикла может достигать 58 %. При этом в установках для комбинированного производства тепла и электроэнергии коэффициент использования тепла топлива может достигать 85÷88 %. Нужно отметить, что указанные цифры относятся только к новым, чистым газовым турбинам при полной нагрузке и при условиях, отвечающих стандартам ISO. В иных условиях величины могут быть значительно меньше (таблица 5.31). Ожидается, что быстрое развитие газовых турбин приведет в будущем к достижению еще более высоких значений КПД и выходной мощности.

В настоящее время, около половины заказываемых новых генерирующих мощностей составляют парогазовые установки (ПГУ). На установках этого типа газовая турбина вырабатывает электроэнергию совместно с паровой турбиной. По техническим и экономическим причинам, на газотурбинных установках комбинированного цикла в виде топлива применяются только природный газ и дизельное топливо (в качестве запасного вида топлива).

В современных парогазовых установках газовые турбины производят электроэнергию с КПД примерно от 33 до 39 %. Выхлопные газы газовой турбины обычно имеют температуру от 490 до 630 оC, в зависимости от типа турбины и от окружающих условий. Этот горячий газ подается на котел-утилизатор (КУ), где он используется для производства пара, который затем поступает на паротурбинную установку, конструкция которой в основном идентична конструкции установки с конденсацией пара. Большими преимуществами парогазовых установок ПГУ являются низкий удельный расход теплоты и небольшие инвестиционные затраты, что делает установки ПГУ конкурентоспособными, несмотря на высокую стоимость используемого в качестве топлива природного газа.

За последние 20 лет удельный расход теплоты на установках ПГУ снизился с 2,2 до 1,7, т. е. КПД, рассчитываемый по низшей теплоте сгорания, вырос с 45 до 58 %. Газотурбинная промышленность в настоящее время все еще переживает период быстрого развития, и в ближайшем будущем вполне возможно достижение величин удельного расхода теплоты на установках ПГУ менее 1,67 (КПД свыше 60 %). В современных установках ПГУ приблизительно 2/3 мощности снимается с газовой турбины и остальные 1/3 мощности - с паровой турбины. Тем не менее, опыт пуска последних моделей показывает, что для достижения чрезвычайно высоких прогнозных значений КПД придется преодолеть значительные трудности.

Поскольку на сжигание в камере сгорания газовой турбины расходуется менее 1/3 кислорода, содержащегося в воздухе на входе газовой турбины, возможно дожигание топлива в выхлопных газах газовой турбины. В современных установках ПГУ это приводит к небольшому повышению удельного расхода теплота при производстве электроэнергии. Однако в режиме комбинированного производства, это часто используется в качестве средства управления производством пара котлом-утилизатором (КУ), независимо от мощности газовой турбины. В режиме когенерации, дожигание также улучшает общий КПД производства тепла.

Поскольку и природный газ и дизельное топливо представляют собой очень чистые виды топлива и позволяют производить практически полное сжигание в камерах сгорания газовых турбин, то на установках ПГУ нет проблем с золой, коксом или SO₂. Проблемой является только NO_x, которая на современных установках решается с помощью специальных горелок с низким уровнем выбросов NO_x и иногда селективного каталитического восстановления (СКВ), применяемого на котле-утилизаторе (КУ). На более старых горелках уровень NO_x может управляться впрыском в горелки воды либо пара, но это происходит за счет роста удельного расхода теплоты на установке.

Газовые турбины сами по себе являются чрезвычайно шумными агрегатами, поэтому они должны быть встроены в шумогасящие корпуса, с глушителями, установленными на воздухозаборнике газовой турбины и выходных каналах выхлопных газов.

В области генерации можно выделить несколько возможных технологических конфигураций с применением газовых турбин, имеющих целью использование энергии, содержащейся в дымовых газах газовой турбины: комбинированный цикл без дожигания и комбинированный цикл с дожиганием.

В комбинированном цикле с котлом утилизатором без дожигания, топливо подается только в камеру сгорания и дожигания в котле-утилизаторе не происходит. Пар, производимый котлом из тепловой энергии, содержащейся в выхлопных газах газовой турбины, в дальнейшем используется для производства электроэнергии паровой турбиной. ПГУ этого типа достигают КПД 58,5 %. Они работают обычно на природном газе или дизельном топливе, но возможно также использование угля с применением установки газификации, которую нужно в таком случае устанавливать выше по технологической линии газовой турбины. Общий вид ТЭС технологии комбинированного цикла без дожигания (КУ) представлен на рисунке 5.46.

Газовые турбины, расположенные на морских платформах (Каспийское море) по техническим параметрам ничем, не отличаются от наземных аналогов. Компоновки ГТУ из-за ограничения площади могут иметь несколько уровней (по вертикали) с более низкими дымовыми трубами, чем наземные, из-за более сильных ветров.

Рисунок 5.46. Новая парогазовая станция, построенная в России

Комбинированные установки с котлом утилизатором могут выполняться одновальными и многовальными. Многовальные конструкции применяется в основном там, где целью является обеспечение независимой работы газовых турбин по отношению к паровой системе. Многовальные ПГУ оснащаются одной или несколькими газовыми турбинами и КУ, которые подают пар через единый коллектор на отдельную паровую турбину. Перепускная система выхлопных газов, которая применяется в многовальных системах комбинированного цикла, обеспечивает быстрый пуск и останов.

Котлы-утилизаторы (КУ) обычно представляют собой теплообменники конвекционного типа с оребренными трубами, в которых происходит теплообмен дымовых газов с водой и паром. Выхлопные газы охлаждаются до минимально возможной температуры, с тем чтобы обеспечить наивысший КПД. Снижение температуры дымовых газов ограничиваются риском возникновения коррозии, к которой может привести возможная конденсация кислых (сернистых) продуктов из дымовых газов. Температура дымовых газов в 100 вC считается нормальной величиной.

Котлы-утилизаторы (КУ) изготавливаются в горизонтальном исполнении (с естественной циркуляцией в пароводяном тракте) и вертикальном исполнении (с принудительной циркуляцией в пароводяном тракте). Выбор зависит от пространственных требований и/или предпочтений клиента. Широко используются оба вида.

Комбинированный цикл с надстройкой

В надстроечном цикле тепло дымовых газов газовой турбины применяется в той же роли, что и воздух горения в обычной энергетической установке, оснащенной паровыми котлами на угольном или газообразном топливе. Для встраивания этого цикла в обычную энергетическую установку существует несколько возможностей. Хотя возможность такой интеграции заложена в установках новых конструкций, надстроечный цикл обычно применяется для повышения КПД, выпущенных ранее и модернизируемых установок и/или повышения тепловой мощности когенерационных установок. Сейчас используются различные типы ПГУ мощностью до 765 МВт электрической мощности (1600 МВт тепловой мощности), КПД которых может достигать 48 %.

В надстроечном цикле, воздухоподогреватели, в задачу которых входит нагрев поступающего воздуха, не требуются и должны быть демонтированы. Газовая турбина обычно подбирается так, чтобы величина потока дымовых газов была приблизительно равна расчетной величине потока воздуха для горения в котле. Из-за меньшего содержания кислорода в выхлопных газах газовой турбины (по сравнению с обычным воздухом), в котлах уменьшается расход топлива. Это приводит к меньшей средней температуре и меньшему производству пара в котле. Отсутствие необходимости греть воздух приводит к образованию избытка тепла. Для использования этого избыточного тепла, в котел устанавливаются экономайзеры высокого и низкого давления. В этих экономайзерах (параллельно с существующими нагревателями питательной воды) часть питательной воды нагревается и, следовательно, объем пара, отбираемого из турбины, уменьшается.

Двухступенчатый процесс сжигания можно также создать при использовании дымовых газов газовой турбины в действующем котле, что приводит к существенному сокращению выбросов NOx. Так, в Нидерландах было достигнуто 50 % сокращение выбросов NO_х.

Электрическая мощность газовой турбины составляет от 20 до 25 % от суммарной мощности энергоустановки.

Надстроечный цикл с нагревом питательной воды

Данная конфигурация рабочего процесса представляет собой сочетание двух вышеупомянутых комбинированных циклов. При применении данной технологии часть конденсата и питательной воды нагревается в котлееутилизаторе. Котел-утилизатор газовой турбины соединен с паровой турбиной/парогенератором, но только по пароводяному тракту; следовательно, замены воздуха горения выхлопными газами газовой турбины не происходит.

Отвод теплоты от паровой турбины сокращается, что может привести к повышению электрической мощности паровой турбины.

Повышение мощности, однако, ограничивается пропускной способностью паровой турбины и номинальной мощностью генератора. Повышение КПД с использованием этой схемы составляет около 2÷5 %, в зависимости от мощности газовой и паровой турбины.

Повышенная гибкость (электрическая мощность по отношению к производству тепла) представляет собой важное преимущество, обеспечиваемое рассматриваемой надстройкой. Паровая установка может работать независимо от газовой турбины. Гибкость, однако, ограничивается величиной максимально допустимого расхода пара, проходящего через цилиндр низкого давления паровой турбины.

Поскольку надстроечный цикл с нагревом питательной воды не затрагивает процесс сжигания в котле, выбросы котла остаются неизменными. На суммарные выбросы оказывают влияние выхлопные газы газовой турбины.

Когенерация (ТЭЦ)

Только от 40 до 60 % энергии топлива (определяемой как низшая теплотворная способность топлива) может быть преобразовано в электрическую энергию на энергоустановках, производящих исключительно электроэнергию. Остальная часть энергии теряется, как, например, низкотемпературное тепло, отходящее в атмосферу, либо вода, или же и то и другое. Поскольку конечным потребителям нужно определенное количество тепла для обогрева помещений и многих производственных процессов, возникает вопрос - как использовать тепло, отходящее от энергетических установок.

Когенерация представляет собой средство повышения энергетического КПД путем изменения системной структуры производства энергии. В любом случае, когенерация позволяет экономить топливо по сравнению с раздельным производством тепла и электроэнергии на ископаемом топливе. Если нагрузка по теплу достаточно велика, и когенерационная установка, соответственно, имеет достаточную мощность, то тогда когенерация является экономически эффективной. Возможность использования газовой турбины в когенерационной установке, объясняется, в том числе, относительно невысокими капитальными вложениями и высоким КПД рабочих циклов.

Тепло дымовых газов газовой турбины используется для производства пара в котле-утилизаторе. Пар может быть полностью использован для производства электроэнергии, как это происходит в комбинированном цикле, или же может отбираться частично (а иногда полностью) и использоваться для подачи потребителям, которые могут его использовать для своих производственных процессов или для иных целей, таких как централизованное отопление или опреснение морской воды.

Для удовлетворения специфичных требований, предъявляемых к конкретной установке, существует множество возможных конфигураций. В зависимости от нагрузки по теплу и электроэнергии, самыми распространенными являются:

газовая турбина с котлом-утилизатором и подача всего производимого пара потребителям;

газовая турбина с котлом-утилизатором и паровой турбиной с противодавлением; подача всего производимого тепла потребителям;

газовая турбина с котлом-утилизатором с отбором пара для потребителей и/или использованием отбираемого пара для других отопительных целей и использованием конденсации пара. Такая конструкция обычно придает больше гибкости в соотношении вырабатываемой электроэнергии и тепла;

цикл с впрыскиванием пара в проточную часть установки, в котором пар также производится за счет тепла дымовых газов, но при этом частично впрыскивается в газовую турбину. Такие циклы используются в основном на газовых турбинах, выполненных на базе авиационного двигателя без применения паровой турбины. Эти циклы в основном применяется в режиме когенерации с промежуточной технологической нагрузкой по пару.

Для того, чтобы когенерация могла успешно конкурировать на рынке, определяющими факторами является наличие высокого ценового спроса на электроэнергию, равно как и достаточно высокий уровень нагрузок по теплу. При низких объемах мощности и нагрузок по теплу, когенерационные установки могут оказаться неконкурентоспособными.

НДТ снижения выбросов NO_x при сжигании газообразного топлива

Таким образом, для снижения выбросов NO_x при сжигании газообразного топлива НДТ следует считать применение одного или нескольких из перечисленных технологических методов:

Режимно-наладочные методы:

1) контролируемое снижение избытка воздуха;

2) нестехиометрическое сжигание;

3) двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.

Технологические методы, требующие изменения конструкции котла:

1) двухступенчатое сжигание с реконструкцией котла;

2) малотоксичная горелка;

3) рециркуляция дымовых газов.

В качестве вторичных методов снижения выбросов NO_x при сжигании газообразного топлива НДТ следует считать селективное некаталитическое восстановление оксидов азота (СНКВ) и селективное каталитическое восстановление оксидов азота (СКВ).

Двигатели внутреннего сгорания

Двигатели внутреннего сгорания или поршневые двигатели имеют один или несколько цилиндров, в которых происходит сгорание топлива. Двигатели преобразуют химическую энергию топлива в механическую энергию вращения вала, для производства электричества к вращающемуся валу двигателя присоединен генератор.

Поршневые двигатели для электростанций обычно предназначены для работы в двух и четырехтактном цикле. Как более крупные электростанции, сформированные рядом единичных двигателей, так и децентрализованные небольшие электростанции для одновременного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) распространены по всему миру. Высокоэффективные двигатели средней и низкой скорости пригодны для работы с базовой нагрузкой. Дизельные двигатели низкой скорости с мощностью до 50 МВт или более и газово-дизельные двигатели с мощностью до 40 МВт, имеются также на рынке. Дизельные двигатели с низкой скоростью имеют тепловую мощность 130 МВт или более. Четырехтактные газовые двигатели с искровым зажиганием и использованием обедненной смеси имеют тепловую мощность до 45 МВт [135]

В сравнении с газовыми турбинами, сгорание в поршневых двигателях не является непрерывным и происходит в закрытых камерах сгорания. Во время сгорания давления и температура сильно повышаются, и это позволяет обеспечить высокую эффективность преобразования для небольших агрегатов. В большинстве систем используется дизельное топливо или мазут в качестве жидкого топлива, но использование газообразного топлива также возможно. Часто необходимо предпринимать специальные меры для выполнения действующих стандартов по выбросам.

В Европе существует несколько таких установок во взаимосвязанных системах для производства энергии с помощью жидкого топлива. Применение жидкого топлива главным образом ограничено изолированными системами (например, эксплуатация на острове, отдаленные районы), где нет сети трубопроводов природного газа. Стационарные установки, работающие на газе, сегодня очень распространены, и включат ТЭЦ среднего размера и крупные пиковые электростанции для стабилизации сети.

Преимуществ поршневого двигателя для такого типа применения много, например, высокий тепловой КПД (низкий расход топлива), оптимальная установка для удовлетворения различных потребностей в плане нагрузки, короткий срок строительства, легкость технического обслуживания и надежная конструкция. Самый лучший электрический КПД (на зажимах генератора) варьируются в пределах 38÷48 % (в зависимости от размера двигателя, и в зависимости от того, новый ли это двигатель или совмещенный цикл).

Другие привлекательные преимущества установок на двигателях сгорания включают то, что их можно размещать в городских или промышленных зонах близко к потребителям тепла и электричества. В таком случае нужно меньше линий передач, и можно минимизировать потери тепла в тепловых сетях. ТЭЦ, работающие на двигателях, хорошо подходят для промышленного применения, местных коммунальных предприятий, жилых и коммерческих зданий и пр. Тепло может быть выработано в виде пара, горячей воды, горячего воздуха и т. д. Возможные варианты использования регенерированного тепла включают: центральное отопление/охлаждение; процессы опреснения; предварительный нагрев воздуха для некоторых процессов.

Дизельные двигатели

Дизельные двигатели гибкие в плане топлива и могут использовать такое топливо, как солярка, мазут, газ, нефть, биотопливо и в некоторых случаях даже эмульгированное топливо. В дизельном двигателе воздух поступает в цилиндр и сжимается поршнем. Топливо впрыскивается в цилиндр и зажигается от тепла сжатия воздуха.

Утилизация тепла, отводимого при охлаждении двигателя, в сочетании с котлом-утилизатором энергии выхлопных газов и экономайзером, способна обеспечить использование (в форме электроэнергии и тепла) до 85 % энергии жидкого топлива и до 90 % энергии газообразного топлива.

Давление жидкого топлива можно увеличить до 1100-1800 кгс/см² (в зависимости от типа двигателя) для достижения хорошего распыла и быстрого и полного сгорания. Конструкция форсунки для подачи топлива является одним из ключевых факторов для процесса сгорания. Сгорание частично осуществляется при постоянном объеме и увеличении давления, при этом основные процессы сгорания происходят при постоянном давлении. Сгорание не является непрерывным и происходит только в течение одной части цикла. Давление и температура в конце сжатия являются важными параметрами для обеспечения хорошего сгорания. Максимальное давление должно быть ограничено, чтобы предотвратить повреждение. Материалы двигателя могут выдерживать температуры около 1200 оC, что позволяет иметь максимальную температуру цикла 2500 аC. Таким образом, эффективность данного типа двигателя составляет около 40÷50 %.

Двигатели с искровым зажиганием

Газовый двигатель Отто с искровым зажиганием часто работает согласно концепции обедненной смеси. Выражение "обедненная смесь" описывает соотношение сжигания воздуха/топлива в цилиндре, которая представляет собой обедненную смесь, т. е. в цилиндре имеется больше воздуха, чем необходимо для сгорания. Для стабилизации зажигания и сжигания обедненной смеси в более крупных типах двигателей, при этом используется предкамера с более богатой смесью воздуха/топлива. Зажигание инициируется свечой зажигания, расположенной в предкамере, представляя собой источник зажигания с высокой энергией для обеспечения основного горения в цилиндре. Данный тип двигателя предназначен для использования газа низкого давления в качестве топлива. Двигатели с электроискровым зажиганием и тепловой мощностью около 40 МВт доступны на рынке.

Двухтопливные двигатели низкого давления

Двухтопливные двигатели представляют собой тип двигателей, которые недавно стали продаваться на рынке и были разработаны для стран, где имеется природный газ. Данный тип двигателя является универсальным в плане топлива, он может работать на природном газе низкого давления или на жидком топливе, таком как солярка, мазут, биотопливо и пр., и может работать при полной нагрузке в обоих режимах топлива. В режиме газа двигатель работает по принципу обеденной смеси, т.е. в цилиндре находится в два раза больше воздуха, чем минимально необходимо для полного сжигания газа. Это позволяет контролировать сгорание и обеспечивать высокую производительность цилиндра без риска удара или самовоспламенения, когда процесс хорошо контролируется. В газовых двигателях сжатие газовоздушной смеси поршнем не нагревает газ достаточно для запуска процесса сжигания, и поэтому необходимо добавить дополнительную энергию, это осуществляется посредством впрыскивания небольшого потока топлива (например, солярки). Жидкое топливо, такое как солярка, имеет более низкую температуру самовоспламенения, чем природный газ, и тепло в цилиндре, близкое к верхнему положению, достаточно для зажигания жидкого топлива, которое в свою очередь создает достаточно тепла для горения газовоздушной смеси. Объем запального топлива в пределах 1-2 % от общего расхода топлива при полной нагрузке. Двигатель работает согласно дизельному процессу, в режиме жидкого топлива, и согласно процессу Отто в режиме газа [136]. Учитывая различные термодинамические циклы при работе двухтопливного двигателя, двигатель нельзя оптимизировать для каждого топлива, уровень компромисса здесь является неотъемлемым. Двухтопливный двигатель в первую очередь оптимизирован по работе на газе. Таким образом, коэффициент сжатия, возможный для двухтопливного двигателя, будет ниже, чем для современного дизельного двигателя, и, как следствие, выбросы NO_х выше для двухтопливного двигателя в режиме жидкого топлива, чем для современного оптимизированного дизельного двигателя, если нет технологии снижения выбросов NO_х.

Газодизельные двигатели высокого давления

Инжекторные двигатели, работающие на газе высокого давления, работают по дизельному процессу в режиме жидкого топлива и солярки. В газовом режиме необходимы запальный мазут (например, тяжелый мазут) (обычно 3-5 % от общего притока тепла топлива) и газ высокого давления при давлении около 350-400 бар. Двигатель может работать при полной нагрузке, в режиме жидкого и газового топлива. Газодизельные двигатели высокого давления до 40 МВт тепловой мощности или 20 МВт электрической доступны на рынке.

5.4. Установки смешанного сжигания топлива

5.4.1. Характеристики установок

Многотопливное (смешанное) сжигание следует относить к совместному сжиганию биомассы с основным топливом и отходов с основным топливом. Внедрение многотопливного сжигания имеет значительные эксплуатационные последствия. В частности, при совместном измельчении, топливо из биомассы должно точно подходить под отдельные конструкции установок для обеспечения оптимальной производительности, и в большинстве установок сжигания, которые имеют опыт коммерческого многотопливного сжигания, возникал ряд технических проблем.

Воздействие, связанное с совместным сжиганием биомассы, на работу установки сжигания, работающей на каменном угле, зависит от типа используемой установки, в частности конфигурации установки измельчения, если биомасса подлежит измельчению, диапазона угля, совместно с которым сжигается биомасса, а также характеристик биомассы.

Биомасса и уголь имеют принципиально разные свойства в качестве топлива. Биомасса содержит большее количество щелочных и щелочноземельных элементов (калий, натрий, кальций, магний), фосфора и хлора, чем уголь. Поскольку все составляющие биомассы поступают в котел, возникает ряд технических проблем. Более высокое содержание хлора в топливе может привести к более высокой коррозии в котлах. Ускоренное загрязнение и шлакообразование могут возникать при использовании топлив, содержащих высокие уровни калия [51].

Влагосодержание биомассы и угля также может быть различным в зависимости от определенных видов топлива. Брикетированные виды топлива из биомассы обычно имеют содержание влаги в количестве 10 % по массе, тогда как некоторые другие виды биомассы могут иметь гораздо более высокое влагосодержание и могут требовать дополнительной сушки.

В рамках законодательства об отходах на уровне ЕС ставится целью снижение потребления ресурсов и минимизация объемов утилизируемых отходов. В данном контексте, законодательство некоторых стран ЕС не поощряет сжигание отходов и биомассы с высоким показателем теплотворности (> 6 000 кДж/кг сухого вещества). Aльтернативным вариантом утилизации отработанных фракций отходов становится совместное сжигание, а также сжигание и механико-биологическое разложение.

Совместно сжигаемые отходы должны быть заранее подготовлены, заранее очищены, сгораемые части отделены от несгораемых.

При совместном сжигании отходов, в процессе сжигания необходимо применить определенные процедуры для того, чтобы обеспечить получение максимально правильной смеси, например отходы можно смешивать с основным топливом при подготовке и сжигать совместно. Однако существует другая технология, при которой отходы вводятся в камеру сжигания через отдельные линии подачи, а не с основным топливом.

Совместное сжигание отходов оказывает влияние на энергоэффективность установки, выбросы в воздух и в воду, а также влияет на качество остаточных продуктов сгорания.

Топливо, полученное из отходов, в основном бывает твердым или жидким, и содержит значительную долю золы. По этой причине, совместное сжигание более или менее ограничивается применением котлов на твердом топливе.

В общем, участие отходов в топливо сжигающей установке для совместного сжигания составляет менее 10 % по тепловой производительности. Более высокая степень участия отходов обычно связна с котлами на псевдоожиженном слое или с совместным сжиганием с отдельно измельченными в порошок древесными отходами в пылеугольных котлах.

5.4.2. Смешанное сжигание с биомассой

Биомасса и уголь могут смешиваться до или после поставки на установку для сжигания.

Наиболее распространенный подход к многотопливному сжиганию биомассы, который был принят на установках сжигания, работающих на угле, заключается в измельчении угля и биомассы одновременно на действующих углеразмольных мельницах. Этот подход был назван «совместным измельчением», и он позволяет одновременно уменьшать размеры и проводить сушку как биомассы, так и угля до того, как два топлива сжигаются вместе в топке котла. Чтобы избежать вредного воздействия на производительность мельницы, совместное измельчение может быть ограничено до <10 % от общего количества топлива.

Этот вариант можно характеризовать как «внешнее смешение» и приводит к единому потоку топлива на установку сжигания, который можно обрабатывать аналогично углю.

Второй вариант можно характеризовать как «смешение на месте», когда два вида топлива доставляются на установку сжигания и требуют отдельных приемных и погрузочно-разгрузочных средств вплоть до момента, когда два потока топлива смешиваются в одном.

Поскольку распределение частиц по размерам является ключевым моментом для правильного воспламенения и сжигания, одним из наиболее надежных решений является отдельное измельчение и смешение топлива непосредственно перед входом в горелки. Это решение позволяет оптимизировать подачу обоих видов топлива. В настоящее время в ЕС применяется сжигание с использованием отдельных систем измельчения для сжигания широкого спектра видов топлива, от отходов лесного хозяйства до отходов сельского хозяйства и энергетических культур. Топливо обычно брикетируют за пределами объекта и доставляют на установку транспортом. На объекте брикеты размалываются при помощи специализированных молотковых мельниц или на угольных установках, на которых была произведена перепроектировка с учетом различных характеристик измельчения. Котлы, как доказано, могут работать на целом ряде уровней совместного сжигания, начиная с низких уровней (заменяя один комплект мельницы) до полной модернизации, когда производится замена или изменение всех угольных мельниц и горелок.

Биомасса в котел может подаваться в котел отдельным потоком через специальные горелки для биомассы. Это дает несколько преимуществ по сравнению с совместным измельчением, причем наиболее важным является то, что биомасса не оказывает влияния на поток, измельчение и классификацию угля и что отсутствуют ограничения по энергоблоку, которые могут возникать при совместном измельчении углей с низкой теплотворной способностью или биомассы. Однако данный тип установки гораздо более капиталоемкий, чем модификации системы пылеприготовления, необходимые для совместного измельчения. Установки для схем прямой подачи биомассы имели конструкции от простого бункера, осуществляющего подачу на пневматическую транспортную линию, ведущую непосредственно в топку котла (слоевое сжигание), до сложной установки размола, осуществляющей подачу на отдельные горелки сжигания биомассы с полной системой управления горелкой.

Одной из основных причин развития и внедрения совместного сжигания биомассы, например, вместе с торфом, лигнитом или углем, было сокращение выбросов SO₂ и CO₂, поскольку замена первичного ископаемого топлива уменьшает выбросы ископаемого CO₂, тогда как возобновляемый СО₂, выходящий из биомассы, считается нейтральным по отношению к углероду. В Германии в 2010 году четыре лигнитовых электростанции и пять электростанций на каменном угле проводили совместное сжигание древесной биомассы (стружка, гранулы и т. д.) с использованием в общей сложности 30 000 тонн древесины (достигнутая степень совместного сжигания составляла 1÷12 %).

Из-за более низкой начальной температуры плавления золы для биомассы необходимо снизить температуру выходящего газа из топки котла. В случае модернизации мощность котла соответственно может быть снижена.

Для биомассы обычно необходима более низкая температура первичного воздуха для измельчения и более высокий избыток воздуха для правильного сгорания. В результате часто бывает так, особенно в случае модернизации, что дымовой газ, выходящий из котла, не может быть охлажден до такого же уровня, как для чистого сжигания угля, что может повлиять на эффективность котла, и требует проверки любой существующей системы очистки дымовых газов на допустимую температуру. Эти последствия можно смягчить, например, путем установки первичного воздухоохладителя или охладителя дымовых газов.

Во многих случаях количество биомассы, доступной по разумной цене в одном месте, слишком мало, чтобы сделать установку сжигания исключительно на биомассе экономически целесообразной. Экономия использования этих локально доступных видов топлива может значительно улучшиться, если их можно сжигать совместно с коммерческим топливом на существующей установке сжигания. Тем не менее, существуют значительные технические и экологические ограничения по видам топлива, которые можно использовать совместно. Многотопливное сжигание биомассы успешно применяется на многих финских электростанциях сжигания в кипящем слое, где основным топливом являются торф, уголь или древесные отходы целлюлозно-бумажной промышленности.

Значительный интерес представляет введенная в 2002 г. крупнейшая в мире энергоустановка по сжиганию биотоплива в Aлхомене (Финляндия). Общая электрическая мощность установки при работе в конденсационном режиме составляет 240 МВт. В случае эксплуатации в комбинированном режиме с отбором пара на производство (100 МВт) и в систему теплоснабжения (60 МВт) максимальная электрическая мощность составляет 205 МВт.

Главной целью реализации проекта было доказать принципиальную возможность применения многотопливной технологии при совместном сжигании биомассы и органического топлива с высокой эффективностью и низкими выбросами вредных веществ в окружающую среду.

В топливном балансе установки доля древесной массы (древесных отходов, коры и других побочных продуктов производства комплекса бумажных и лесопильных заводов, вблизи которых построена энергоустановка) составляет 35-50 %, доля торфа - 45-55 %, предусмотрено также использование небольшого количества (до 10 %) битуминозного угля и мазута в качестве резервного топлива и в процессе растопок.

Главный элемент всей установки - многотопливный паровой котел с топкой циркулирующего кипящего слоя. Он изготовлен и поставлен фирмой Финляндии «Квернер Полпинг». Конструкция его, предназначенная для совместного сжигания биомассы, торфа и угля, уникальна. Впервые в мире в одном таком крупном котле сжигается топливо с таким широким диапазоном рабочих свойств (теплота сгорания, влажность и др.). Для компенсации большой разницы в объемах продуктов сгорания при работе на угле используется рециркуляция дымовых газов. Паропроизводительность котла по свежему пару 194 кг/с (700 т/ч) с параметрами за котлом 16,5 МПа и 545 иС. Близкие показатели по промперегреву 179 кг/с (645 т/ч), 4,0 МПа и 545 иС. Тепловая мощность котла 550 МВт. Размеры топки составляют 8,5×24×40,5 при площади поперечного сечения более 200 м². Для циркуляции золы в циркулирующем кипящем слое используется три пароохладительных циклона диаметром 9,0 м. Поверхность охлаждения (нагрева) циклонов служит первой ступенью пароперегревателя свежего пара. Этим обеспечивается минимальная разность температур между топкой и циклонами. Применение циклонов с паровым охлаждением (в отличие от циклонов с водяным охлаждением) - один из первых в мировой практике случаев создания котлов подобного типа.

Котел оборудован четырьмя независимыми линиями топливоподачи. Полная нагрузка котла может быть обеспечена при работе трех линий, что увеличивает надежность топливоснабжения и всего процесса генерации пара в целом. Для подогрева, необходимого для горения воздуха, используется РВП. Основное достоинство РВП - достижение более высокой эффективности работы котла при умеренном аэродинамическом сопротивлении как по воздушной, так и по газовой сторонам (в случае применения трубчатого ВЗП оно было бы в два раза выше при более низкой выходной температуре воздуха.). Для очистки поверхности РВП от золовых загрязнений используются комбинированные системы, состоящие из обдувочных аппаратов и устройств водяной обмывки. Снижение образования NО_х обеспечивается применением ступенчатого подвода воздуха. Для уменьшения выбросов SO₂ в топку вводится известняк, причем при сжигании угля и торфа его вводится больше, с увеличением доли сжигания древесных отходов количество вводимого известняка снижается. Ввод известняка осуществляется пневматическим способом.

Для более глубокой денитрификации продуктов сгорания используется система селективного некаталитического восстановления (СНКВ). При достижении определенной концентрации NO (50 мг/МДж) в циклоны впрыскивается аммиак. Предусмотрена также подача его непосредственно в топку. От золы дымовые газы очищаются в четырехпольном электрофильтре.

Благодаря своим характеристикам торф подходит для многотопливного сжигания древесины, а существующие установки могут помочь уменьшить проблемы коррозии и загрязнения, которые могут возникать при сжигании биомассы. Возможность сжигания торфа также обеспечивает непрерывную подачу топлива в районах, где доступность древесного топлива недостаточна для спроса на топливо.

В Дании было построено несколько отдельных установок для сжигания соломы совместно с крупной установкой сжигания на угле или газе.

Процесс сжигания в кипящем слое (FBC) обеспечивает преимущества в плане возможности сжигать большое количество различных видов топлива.

Котлы сжигания в циркулирующем кипящем слое (CFBC) могут быть спроектированы как многотопливные котлы, т. е. полная мощность может быть достигнута только с использованием угля, комбинированным сжиганием, или с использованием только биомассы. При многотопливном сжигании угля и биомассы существуют отдельные автономные системы подачи топлива из-за различных видов обработки топлива. Они также необходимы для обеспечения гибкой и плавной работы для всех возможных комбинаций топлива.

До 20 % древесины было сожжено на электростанции в Дании мощностью 125 МВт, где установлен котел с фронтальным расположением горелок с естественной циркуляцией. Измельченная древесина сжигалась в двух специально приспособленных горелках. Никаких негативных эффектов не было замечено, и ожидалось, что были возможны более высокие проценты совместного сжигания. Выбросы NO_х снизились на 35 %. Солома и, в меньшей степени, древесина из энергетических культур (ива) являются наиболее важными видами топлива из биомассы в Дании. Высокое содержание хлорида калия в соломе может вызвать проблемы со шлакообразованием и коррозией.

Когда более 10 % соломы участвует в совместном сжигании, содержание щелочей в зольной пыли превышает предел для применения в цементе. Для применения в бетоне ограничения, связанные с содержанием щелочи, менее строги, а степень совместного сжигания соломы может быть выше 20 %.

Брикеты из биомассы были совместно сожжены на лигнитной электростанции в Германии мощностью 280 МВт. При сжигании объемов до 10 % по весу какие-либо проблемы не были обнаружены.

На электростанции в Греции, состоящей из трех лигнитовых установок с общей установленной мощностью 550 МВт в течение примерно шести месяцев, осуществлялось сжигание прессованных оливковых косточек до 7 % по массе. Эксперименты не показали изменений рабочих параметров пара (массовый расход, температура и давление), шлакования и содержания несгоревшего топлива в золе. Из-за значительно более низкого содержания серы в прессованных оливковых косточках снизились выбросы SO₂.

В ЕС можно найти множество примеров установок сжигания различных типов и размеров, которые демонстрируют многотопливное сжигание биомассы с углем и лигнитом в очень широком диапазоне расходов, даже превышающих 50 %.

Низкие температуры топке котла в процессе кипящего слоя в сочетании со ступенчатой подачей воздуха приводят к выбросам NO_х, как правило, ниже 200 мг/Нм³. Для дальнейшего снижения выбросов NO_х можно легко установить систему подачи аммиака (СНКВ), с помощью которой можно достичь уровня выбросов до или ниже 100 мг/нМ³ (при 6 % O₂). Выбросы SO_х могут контролироваться добавкой известняка в топочную камеру, где условия для десульфуризации являются благоприятными. Многотопливное сжигание биотоплива с углем еще больше сократит выбросы SO_х и потребление известняка. По сравнению со сжиганием только угля, многотопливное сжигание биомассы достигает более низких первичных выбросов NO_х и SO_х и снижает удельные выбросы CO₂ пропорционально расходу топлива из биомассы.

5.4.3. Эффективность установки

Тепловые электростанции являются экономически обоснованными для сжигания биомассы и/или торфа, если они гораздо меньшего размера, чем крупные конденсационные электростанции. При эксплуатации небольших электростанций биомасса и/или торф могут быть собраны на небольшой территории, что поможет сократить расходы и воздействие транспортировки топлива на окружающую среду, что, как правило, является основным фактором, который следует учитывать при использовании установок по сжиганию биомассы и/или торфа.

Топливо сжигающие установки, работающие на биомассе и/или торфе, часто подходят для теплоэлектроцентралей, так как их размер обычно соответствует местному потреблению тепла промышленностью, схемами централизованного теплоснабжения и т. д., в отличие от более крупных электростанций, где объем регенерируемого тепла обычно превышает местные потребности. Около 72 % торфа и 93 % биомассы, используемых в топливо сжигающих установках в Финляндии, применялись для производства на ТЭЦ. В Ирландии торф используется только для производства электроэнергии.

Как упоминалось ранее, многие электростанции, работающие на биомассе и/или торфе, являются ТЭЦ. Когенерация электроэнергии и тепла позволяет достичь очень высоких уровней общего использования топлива, который может достигать 90-95 %. Однако сложно определить на общей основе стандартный общий уровень использования топлива для теплоэлектростанций. КПД энергоустановки существенно зависит от таких факторов, как тепловая нагрузка и ее изменения, уровень цен и потребность в электроэнергии на рынке, применяемые технологии и т. д.

Когенерация тепла и энергии обычно рассматривается как технический вариант, когда это экономически целесообразно, т. е., всякий раз, когда местный спрос на тепло достаточно высок, чтобы обеспечить строительство более дорогой теплоэлектроцентрали вместо обычной электростанции с тепловой или энергетической установкой. Действительно, электростанции, работающие на производство электроэнергии, являются широко распространенными. При сжигании пылевидного топлива уровни электрического КПД равные 38-39 % были достигнуты в котле для торфа в Финляндии.

Переход угольной установки на 100 % сжигание биомассы оказывает незначительное влияние на общий тепловой КПД установки. Поскольку используемая биомасса (например, гранулы) имеет более низкое содержание влаги по сравнению с углем, на стадии измельчения требуется более высокий объем охлаждающего воздушного потока, что связано с тем, что больший объем топочного воздуха обходит воздухоподогреватели. Результатом этого является более высокая температура выхода дымовых газов и, как следствие, небольшое снижение общей эффективности котла.

Типичные последствия многотопливного сжигания биомассы с углем включают температуру дымового газа, которая поднимается в условиях многотопливного сжигания на 5-10 аC, и долю горючего вещества, которая связана с распределением частиц по размерам в золе, почти удвоенную. Тем не менее, содержание золы составляет десятую часть угля. Хотя эти эффекты могут привести к снижению эффективности котла, в исследованиях, проведенные на нескольких установках для сжигания в Европе, сообщается о незначительном воздействии на производительность котла при совместном сжигании материала биомассы до 5-10 % по теплу.

Конденсационные электростанции, работающие на биомассе или торфе, обычно меньше, чем крупные угольные топливо сжигающие установки, а давление и температура пара в них обычно ниже, чем на современных угольных электростанциях.

Когда биомасса используется в действующих крупных энергетических котлах, работающих на пылевидном топливе, можно добиться высокого КПД электростанции. Однако распределение температур в котле меняется. Эти изменения распределения температур внутри котла и незначительные отклонения характеристик атмосферного переноса могут вызвать небольшое снижение эффективности полностью преобразованного блока по сравнению с угольной установкой, работающей с одинаковым коэффициентом загрузки [86].

Кроме возможного влияния влажности или зольности на энергоэффективность установки, совместное сжигание так же может повлиять на эффективность работы установки. Это может привести к снижению номинальной нагрузки или скорости изменения нагрузки электростанции, вызванного ограничением сжигания компонентов. Например, мощность вентиляторов дымовых газов может ограничить степень совместного сжигания влажных отходов. На работу установки (и наличие для работы) может повлиять коррозия (в связи с содержанием серы и хлора в отходах), эрозия, зашлаковывание, замасливание (в связи с содержанием щелочи в золе) котла. Aдаптация оборудования крупных топливо сжигающих установок к предварительной подготовке или пре-конверсии отходов или ограничение степени совместного сжигания, поможет предотвратить снижение эффективности работы.

На энергоэффективность и эффективность работы установки при сжигании отходов может повлиять расхождение отходов и проектного топлива, которое используется в котле. Эти проблемы могут стать актуальными, если учесть, что такое влияние включает:

действующая проектная мощность оборудования сжигающей установки (например, в связи с требованием более высоких потоков влажных дымовых газов при сжигании влажных отходов);

характеристики отходов, такие как воспламенение, стабильность пламени, температура пламени, формирование оксидов азота и режимы горения топлива, что может отличаться от характеристик основного топлива;

зашлаковывание и замасливание, на которое влияет химический состав золы (особенно калий, натрий и сера) и температура плавления золы;

тепловое напряжение котла, особенно теплообмен излучением и конвективный теплообмен;

коррозия и эрозия элементов котла, причиняемые солями (вызываемая соединениями серы и хлора в отходах и рабочими условиями при сгорании в котле, например, при снижении количества воздуха);

качество и поведение побочных продуктов и остатков сгорания;

выбросы в воздух, вызванные серой, хлором, тяжелыми металлами, органическими веществами, и т. д., содержащимися отходах;

выбросы в воду, вызванные серой, хлором, тяжелыми металлами, органическими веществами и т. д., содержащимися в отходах;

влияние системы очистки дымовых печных газов в связи с изменениями в составе дымовых газов;

выбросы в воздух и в воду, связанные с предварительной подготовкой отходов (например, сушка шламов сточных вод).

Такие эффекты можно снизить через ограничение степени совместного сжигания только до небольшой доли отходов от доли основного топлива и/или при соответствующей подготовке отходов.

Многотопливное сжигание нефтяного кокса не требует корректировки при режиме работы только с углем в котле или при эксплуатационных параметрах установки. Однако повышенное содержание серы в нефтяном коксе может требовать либо предпочтительного смешивания с низко сернистыми углями, либо увеличения производительности соответствующей установки десульфуризации дымовых газов. В целом, данные мониторинга показали, что воздействие на окружающую среду установки, сжигающей угольно-коксовую смесь, аналогично воздействию одной и той же установки, сжигающей только уголь. [70].

На установках, сжигающих несколько видов топлива: уголь, лигнит, биомассу и/или торф, применяются методы, которые следует учитывать при определении наилучшей разработанной технологии для сжигания угля и/или лигнита и для сжигания биомассы и/или торфа.

Методы, упомянутые выше, необязательно представляют собой исчерпывающий перечень методов, которые могут применяться в секторе. Другие методы могут существовать или могут быть разработаны, которые можно было бы рассмотреть для определения наилучшей разработанной технологии для отдельной установки.

5.5. Сжигание отходов

Источниками образования отходов, содержащих в своем составе органические вещества, является как жизнедеятельность населения, так и производственная и административно-хозяйственная деятельность предприятий. Примерами таких отходов являются: твердые коммунальные отходы (ТКО).

В практике утилизации и обезвреживания отходов, содержащих органические вещества, нашли широкое применение три основных метода термического воздействия [2]:

1) Сжигание - высокотемпературный окислительный метод. Его сущность заключается в сжигании горючих отходов высокотемпературным теплоносителем (продуктами сгорания топлива, плазменной струей, расплавом и др.). При использовании этого метода токсичные компоненты подвергаются термическому разложению, окислению и другим химическим превращениям с образованием газов и твердых продуктов.

2) Пиролиз - процесс термического разложения отходов, содержащих органические вещества, при недостатке или отсутствии окислителя, в результате чего образуются твердый углеподобный остаток и пиролизный газ, содержащий высококипящие смолообразные вещества. Теплота сгорания газа ~13-21 МДж/м³. При низких температурах пиролиза (~400÷600 аC) больше доля образующихся жидких смолообразных продуктов, а при высоких (~700÷1050 хC) - больше доля газообразных продуктов.

3) Газификация - процесс термической деструкции отходов, содержащих органические вещества, окислителем (воздухом, кислородом, водяным паром, диоксидом углерода или их смесью) с расходом ниже стехиометрического, с получением синтез-газа и твердого или расплавленного минерального продукта.

Для выбора оптимальных технологических и конструктивных характеристик используемых термических установок и оборудования необходимо знать состав конкретных видов отходов, подвергаемых утилизации или обезвреживанию.

При горении в основном образуются диоксид углерода, вода и зола. Сера и азот, содержащиеся в отходах, образуют при сжигании различные оксиды, а хлор восстанавливается до НС_l. Помимо газообразных продуктов при сжигании отходов образуются и твердые частицы - металлы, стекло, шлаки и др., которые требуют дальнейшей утилизации или захоронения. При сжигании органические соединения разрушаются, а неорганические соединения превращаются в оксиды и карбонаты, которые выводятся вместе со шлаками и золой. Мелкодисперсные частицы оксидов и карбонатов, содержащиеся в топочных газах, улавливаются в различных газоочистных установках («мокрых» скрубберах, электрофильтрах, тканевых фильтрах и др.).

Термодеструкция отходов на современном уровне развития науки и техники обеспечивает практически полное разрушение находящихся в отходах органических вредных веществ и продуктов их неполного разложения, что достигается с помощью высоких температур (более 1000 еC), достаточном времени пребывания газов в горячей зоне и активной турбулентности пламени при концентрации кислорода не менее 6 %. Это относится и к диоксинам и фуранам, которые разрушаются более чем на 90 %. При температуре 850 еC диоксины расщепляются на их составные части. Однако при охлаждении дымовых газов существует возможность того, что очень небольшая часть образовавшихся фрагментов снова соединится. Для их надежного отделения применяются рукавные фильтры в системе очистки дымовых газов с возможностью дополнительной подачи порошкообразного активированного угля и, как результат, эффективной сепарации всех диоксинов и фуранов [37]. Эти технологические решения закладываются при создании целого ряда установок, на которых применяется метод сжигания, и непосредственно реализуются на современных мусоросжигательных заводах. Для очистки дымовых газов на мусоросжигательных заводах должно применяться оборудование, с не менее чем трехступенчатой системой очистки отходящих дымовых газов [40]. На первой ступени очистки в абсорбере происходит нейтрализация кислых компонентов дымовых газов известью в присутствии мелкодисперсных водяных капель. На второй ступени в рукавном фильтре осуществляется глубокая очистка от летучей золы и сорбция тяжелых металлов и диоксинов в процессе фильтрования дымовых газов через слой извести и активированного угля на фильтровальной ткани. На третьей ступени очистки осуществляется восстановление содержащихся в дымовых газах оксидов азота до молекулярного азота с использованием аммиачной воды. Неорганические вредные вещества, такие как тяжелые металлы, которые не обезвреживаются даже при высоких температурах, в многоступенчатой установке для очистки дымовых газов и при переработке остатков от сжигания должны выделяться в концентрированном виде, извлекаться и связываться. После этого обращение с ними должно осуществляться экологически безопасным способом. Образующиеся при сжигании малоопасные шлаки, похожие на горную породу, могут быть безопасно утилизированы. В Германии, Голландии и других странах они используются в том числе как заменитель дорожного щебня или для звукоизоляции стен [84].

Применительно к термическим способам утилизации твердых коммунальных отходов (далее - ТКО) негативную роль играют: слабое развитие селективного сбора вторичных материальных ресурсов и опасных отходов, которые попадают в ТКО; низкая эффективность их сортировки, которая не позволяет снизить вероятность попадания в поток направляемых на сжигание или пиролиз утильных фракций, опасных отходов потребления (ртутных ламп и других ртутьсодержащих приборов, батареек, аккумуляторов и др.). Эти факторы создают серьезные трудности для широкого применения термических способов обращения с ТКО, в том числе в части обеспечения допустимых уровней воздействия на окружающую среду.

Серьезное внимание необходимо уделить не только созданию условий для исключения попадания в состав смешанных отходов, направляемых на сжигание, пиролиз, газификацию, вторичных материальных ресурсов, для максимально полного извлечения из потоков отходов компонентов, пригодных для получения материальной продукции, но и проблеме максимального использования вторичных энергетических ресурсов, которые образуются в результате утилизации и обезвреживания отходов термическим способом. Данная проблема особенно актуальна для таких крупных объектов, как мусоросжигательные заводы, в том числе с точки зрения повышения их энергетической и экономической эффективности.

На сегодняшний день предприятия по термической переработке ТКО в энергию (Waste-to-Energy, WtE) являются важным инструментом для выработки тепла и электроэнергии, создавая альтернативу традиционным электростанциям на ископаемом топливе. Директива ЕС по сжиганию отходов, делает восстановление энергии обязательным условием эксплуатации таких предприятий, в связи с чем в настоящее время нет смысла рассматривать технологии термической переработки ТКО вне данного контекста. Фактически все существующие в настоящее время в Европе предприятия по термической переработке ТКО оснащены котлом и системой преобразования энергии (рисунок 5.45).

Рисунок 5.47. Структура предприятия по термической переработке ТКО

5.5.1. Применяемые процессы и техники

Термическая переработка является хорошо зарекомендовавшей себя и предпочтительной практикой обращения с ТКО в ЕС и во всем мире, поскольку она приводит как к минимизации воздействия на окружающую среду при заполнении земель, так и к производству возобновляемой энергии. Технологии термической переработки ТКО, являются наиболее широко применяемыми вариантами для преобразования содержащейся в отходах энергии в электроэнергию или для комбинированного производства тепла и электроэнергии.

Сегодня заводы по термической переработке отходов в энергию намного более продвинуты, чем мусоросжигательные заводы, построенные много лет назад. Во-первых, как следует из их названия, современные установки не только на 90 % уменьшают объем ТКО, но и извлекают из них энергию, спрос на которую в мире неуклонно растет, тогда как устаревшие предприятия пытались только уменьшить их объем. Во-вторых, благодаря техническому прогрессу, как в технологиях сжигания, так и в очистке дымовых газов, термические процессы в настоящее время относятся к числу методов обработки с самыми низкими уровнями выбросов.

В настоящее время существует широкий выбор термических методов получения энергии из отходов. Классическое сжигание ТКО и его современные вариации по-прежнему остаются самыми распространенными и проверенными методами конечного обращения с ТКО.

Термическая переработка отходов высвобождает энергию, содержащуюся в них, для обеспечения возможности передачи которой необходимо использовать паровые котлы. Чаще всего используют котлы с подвижной (колосниковой) решеткой и псевдоожиженным слоем (ПКС, ЦКС), реже применяют роторные печи (вращающиеся, циклонные).

Котлы с движущейся решеткой составляют подавляющее большинство, на заводах в Европе их используется порядка 87 %. Эта технология хорошо известна и давно изучена.

Техника прямого сжигания на колосниковой решетке. Прямое сжигание ТКО в топочной печи на движущейся решетке или слоевое сжигание, осуществляется обычно при средней температуре 900-1000 еС. В общем случае данная технология выглядит следующим образом: ТКО сгорают на движущейся решетке в присутствии воздуха, подаваемого из нижней части печи; зола и негорючие отходы сбрасываются с конца этой решетки и выгружается из печи после сжигания; часть золы (летучая фракция) уходит с дымовыми газами и собирается в дальнейшем на фильтрах.

Основным преимуществом метода является производительность, уменьшение объема исходных ТКО на 95-96 %, в зависимости от состава и степени извлечения полезных материалов (в основном, металлов) из образующихся в конце шлака и золы и отсутствие строгой необходимости предварительной обработки отходов.

Прямое сжигание также значительно позволяет уменьшить объем отходов, образующихся в особых областях промышленной и хозяйственной деятельности человека (некоторые медицинские и опасные отходы и т. д.) и подлежащих специальному захоронению или обезвреживанию, поскольку высокие температуры эффективно уничтожают патогены и некоторые токсиканты. В общем случае эффективность сжигания зависит от конструкции топочной печи и колосниковой решетки (поступательно-переталкивающие, обратно-переталкивающие или валковые).

Получаемый в процессе прямого сжигания ТКО шлак может быть дополнительно переработан для выделения из него металлической фракции. Сам же остаток также может быть переработан и использован в производстве безопасных строительных материалов. Потенциальная экономическая ценность остатков является дополнительным преимуществом технологии.

К недостаткам метода обычно относят, прежде всего, отходящие газы, которые могут содержать в своем составе целый спектр высокотоксичных соединений. В связи с чем, температура газа, полученного в результате этого процесса, должна поддерживаться на уровне 850 еС при обработке отходов, содержащих хлорсодержащие материалы менее 1 % и повыситься до температуры 1100 ыС при увеличении доли таких ТКО, что обеспечит стабильное уничтожение нежелательных галогенированных органических побочных продуктов.

Необходимо отметить, что технический прогресс, произошедший в этой области за последние годы, позволил достигнуть значительных результатов, а введение более строгих показателей, ускорило процесс их внедрения по всему миру, в ходе чего, отходящие газы действующих в мире установок, работающих по принципу прямого сжигания ТКО, имеют в настоящее время экологически допустимое качество.

Топки со слоевым сжиганием отходов различаются по типу и принципу работы колосниковых решеток, которые транспортируют отходы так, что обеспечивается хорошее перемешивание и прохождение через различные температурные зоны. Имеются три различные системы [76]:

с переталкивающей колосниковой решеткой, в которой отходы транспортируются колосниками. Наклонная поверхность решетки не является необходимой, хотя и предлагается некоторыми изготовителями. За счет ускорения движения решетки можно увеличить скорость подачи. Это предоставляет возможность контроля времени пребывания в топке и адаптации к колебаниям при загрузке отходов на решетку. Переталкивающая решетка является в настоящее время наиболее важной системой колосниковых решеток на новых установках;

система с обратно-переталкивающей решеткой, где отходы транспортируются под действием силы тяжести. Наклонная поверхность является необходимой, потому что отходы и решетка движутся в противоположных направлениях. Обратно-переталкивающие решетки пригодны, например, для влажных отходов;

система с валковой решеткой, в которой отходы транспортируется за счет комбинации силы тяжести (поверхность решетки выполнена наклонной) и движения валков для транспортирования отходов. Движущиеся валки транспортируют отходы вниз. Ускорение вращения валков приводит к ускорению транспортирования, но не к улучшению перемешивания.

Рисунок 5.48. Схематическое представление предприятия термической переработки ТКО посредством прямого сжигания на движущейся решетке Edinburgh, UK Hitachi Zosen Inova

Схема предприятия по термической переработки ТКО посредством прямого сжигания на движущейся решетке построенное в Эдинбурге, Великобритания по проекту Hitachi Zosen Inova представлена на рисунке 5.48.

Сжигание в псевдоожиженном слое. Вторым по популярности методом является сжигание в кипящем (псевдоожиженном) слое. В данном случае ТКО загружаются в бункер краном и предварительно измельчаются устройством подачи отходов до частиц размером менее 150 мм. Измельченные ТКО загружаются в реактор с кипящим слоем. Принцип работы реакторов с кипящим слоем состоит в подаче газов (воздуха) через слой инертного материала (песок с размером частиц 1÷5 мм), поддерживаемого колосниковой решеткой. При критической скорости потока газа инертный слой переходит во взвешенное состояние, напоминающее кипящую жидкость. Поступивший в реактор отход интенсивно перемешивается с инертным слоем, при этом существенно интенсифицируется теплообмен.

Воздухораспределительная решетка обеспечивает равномерность прохождения потока воздуха через слой для обеспечения хорошего псевдоожижения. Применяются три типа обычных решеток: перфорированная решетка, решетка с насадками и трубчатая решетка. Для установок, в которых разогрев слоя осуществляется с помощью газовых горелок или мазутных форсунок, конструкция решетки должна быть рассчитана на прохождение горячих газов. Обычно в таких случаях применяются водоохлаждаемые решетки либо решетки из жаропрочных, легированных сталей.

В зависимости от характера псевдоожижения применяют в основном две модификации кипящего слоя стационарный (пузырьковый) и циркулирующий.

Реакторы для сжигания твердых отходов, шламов со стационарным кипящим слоем обычно состоят из цилиндрической или прямоугольной топочной камеры (рисунок 5.49), ограниченной газораспределительной решеткой, конструкция которой предусматривает возможность удаления шлака. Реакторы со стационарным кипящим слоем широко используют для сжигания отходов в СШA, Германии, Японии и многих других странах.

1 - подвод дутьевого воздуха; 2 - выгрузка из топки золы и отработанного песка; 3 - кипящий (псевдоожиженный) слой; 4 - растопочная горелка; 5 - загрузка топлива и свежего песка; 6 - каналы в воздухораспределительной решетке; 7 - подвод воздуха через колокольчики на воздухораспределительной решетке

Рисунок 5.49. Топка со стационарным (пузырьковым) кипящим слоем

Циркулирующий кипящий слой (ЦКС) отличается от стационарного кипящего слоя наличием по тракту дымовых газов циклонных золоуловителей (рисунок 5.50). Некоторое количество инертного материала при увеличении скорости газов сверх скорости витания начинает выноситься из слоя настолько интенсивно, что необходим его возврат. Уловленный в циклонах материал возвращается в слой, где продолжается обработка отходов.

1 - экономайзер; 2 - конвективный пароперегреватель; 3 - циклоны

Рисунок 5.50. Котел с ЦКС для сжигания бытовых отходов, установленный на предприятии Lomellina (Италия) [24]

Технология сжигания твердых отходов с использованием ЦКС была впервые опробована в Нидерландах и Великобритании. В Германии этот способ сжигания стал применяться после введения законодательных норм 17 BimSchV по охране окружающей среды в части содержания в уходящих газах 0,1 мг/м³ диоксинов. В августе 1995 года вошла в промышленную эксплуатацию ТЭЦ Northampton (СШA) с котлом FosterWheeller с ЦКС мощностью 110 МВт для сжигания отходов углеобогащения, а в 1997 году внедрена установка с ЦКС для сжигания ТКО на заводе Робинз в Чикаго (СШA) производительностью 500 000 т/год. Нагрузка каждого из двух реакторов ЦКС 25 т/ч. Крупность загружаемого материала 100 мм, минимальная теплота сгорания - около 2450 ккал/кг. На мировом рынке представлены технологии уничтожения отходов в циркулирующем кипящем слое (Германия, СШA).

Целесообразность сжигания отходов методом псевдоожижения должна определяться с учетом как достоинств, так и недостатков этого метода. К основным достоинствам последнего относятся: интенсивное перемешивание твердой фазы, приводящее практически к полному выравниванию температур, концентраций и других параметров по объему псевдоожиженного слоя; незначительное гидравлическое сопротивление слоя; возможность использования достаточно крупных отходов; сравнительно простое устройство аппаратов и возможность их автоматизации; отсутствие подвижных частей и механизмов в горячей зоне реактора; возможность связывания кислотных соединений галогенов, серы и фосфора путем добавки в слой нейтрализующих соединений кальция.

К недостаткам метода псевдоожижения (как для стационарного, так и для циркулирующего слоя) относятся: неравномерность времени пребывания в псевдоожиженном слое обрабатываемых частиц твердой фазы; возможность спекания и слипания твердых частиц (для исключения возможности шлакования слоя его температура должна быть ниже температуры плавления золы отходов); необходимость установки мощных золоулавливающих устройств на выходе газов из псевдоожиженного слоя, особенно при разном гранулометрическом составе отходов.

Газификация, пиролиз, плазменные технологии, считаются технически и финансово жизнеспособной альтернативой сжиганию ТКО и позиционируются, как технологии, не загрязняющие окружающую среду, по сравнению со сжиганием. Однако в настоящее время в Европе не работает ни один крупный завод по переработке ТКО с помощью газификации или пиролиза, а несколько установок в Японии и СШA работают только в качестве интегрированных элементов более сложных систем переработки ТКО и только для определенных потоков отходов. Особенность технологических процессов и эксплуатационные требования, специфические требования к составу и форме отходов, а также высокие капитальные затраты делают эти технологии трудными для применения в крупных масштабах.

Газификация. Газификация отходов - процесс термической обработки отходов, содержащих органические вещества, окислителем с расходом ниже стехиометрического, с получением генераторного газа (синтез-газа) и твердого или расплавленного минерального продукта. Производимые газы, главным образом СО₂ и водяной пар, затем восстанавливаются до СО и Н₂. В зависимости от конструкции реактора и рабочих параметров в процессе также образуется некоторое количество метана и других углеводородных газовых составляющих. В ходе различных гетерогенных реакций исходное сырье превращается в газ в присутствии газифицирующего агента.

Получаемый в конечном итоге горючий газ содержит СО, СО₂, СН₄, Н₂, Н₂О, инертные газы, присутствующие в газифицирующем агенте, следовые количества углеводородов и различные загрязнители, такие как мелкие частицы полукокса, гудрона и золы. В общем случае система газификации состоит из трех основных компонентов: газификатор, который производит горючий газ; система очистки, которая удаляет опасные компоненты горючего газа; система рекуперации энергии (рисунок 5.51).

Переработка отходов газификацией имеет следующие преимущества по сравнению с методом сжигания: получаемые горючие газы могут быть использованы в качестве энергетического и технологического топлива, в то время как при сжигании практически возможно только энергетическое использование теплоты отходов (получение водяного пара или горячей воды); получаемая смола может быть использована как жидкое топливо и как химическое сырье; сокращаются выбросы золы и сернистых соединений в атмосферу.

Основным недостатком газификации является то, что нежелательные соединения, такие как смола, хлориды и сульфиды, будут образовываться в синтез-газе, что обуславливает необходимость предварительной сортировки ТКО.

Рисунок 5.51. Блок-схема обычного процесса газификации ТКО

Технология газификации с использованием плазменных источников энергии, предполагает, что на стенках газификатора установлены плазменные горелки. Тепло, вырабатываемое плазмой, может расплавить золу, поскольку температура в печи достигает 3000 тC или более, однако, высокое потребление электроэнергии является недостатком этой технологии. Получаемый в процессе газификации синтез-газ может быть использован в качестве топливного газа. Тем не менее, эта технология не очень распространена в мире. Помимо синтез-газа, конечным продуктом плазменной газификации также является шлак, представляющий собой инертный стекловидный материал, который можно использовать в строительной отрасли. Высокие рабочие температуры позволяют разрушать все смолы, полукоксы и диоксины. Отходящие из реактора газы таким образом являются гораздо более чистыми, чем при обычном процессе сжигания, а на дне реактора нет золы.

Однако, поступающие на газификацию ТКО, требуется дополнительно обработать, измельчить, а если в отходах содержится, к примеру, высокий процент влаги - их необходимо дополнительно высушить. Схема газификации ТКО с использованием плазменных источников энергии представлена на рисунке 5.52.

Рисунок 5.52. Блок-схема газификации ТКО с использованием плазменных источников энергии

Пиролиз - это метод термической переработки ТКО в бескислородной среде, характеризующийся эндотермической реакцией, которая протекает при высоких температурах (300÷1300 хC) в инертной атмосфере. Конечными продуктами процесса является пиролизный газ, теплота сгорания которого обычно составляет от 5 до 15 МДж/м³ в расчете на ТКО, пиролитическая жидкость и твердый кокс с золой в качестве нежелательного остатка. Метод пиролиза отходов предусматривает: термодеструкцию подготовленных отходов в реакторе для получения пирогаза, пиролизного масла и твердого остатка; конденсацию и сепарацию газовой фракции с получением жидкой фракции и пирогаза; очистку пирогаза от соединений хлора, фтора, серы, цианидов с целью повышения его экологических показателей и энергоемкости; сбор и сжигание очищенного пирогаза в топке котла-утилизатора для получения пара, горячей воды или электроэнергии или использование пирогаза для производства продукции; сбор пиролизного масла и твердого остатка (рисунок 5.51).

При преобразовании ТКО в энергию с помощью процесса пиролиза, отмечаются многочисленные недостатки, например загрязнение воздуха из-за выбросов отходящих газов, содержащих HCl, H₂S, NH₃, SОx, NOx и запахов. Чтобы свести к минимуму эти проблемы, пиролизные установки должны быть снабжены системами очистки отходящих газов и других продуктов и остатков, которые позволят улучшить качество газов и жидкостей, сделав тем самым процесс переработки ТКО экологически приемлемым.

1 - Бункер для необработанных отходов; 2-Роторный измельчитель; 3-Бункер для измельченных отходов; 4-Грейферный кран; 5-Система подачи отходов; 6-Пиролезный реактор; 7-Система разгрузки; 8-Фильтр для горячего газа; 9-Подача воздуха для горения; 10-Камера сгорания; 11-СНКВ; 12-Испаритель; 13-Пароперегреватель; 14-Экономайзер; 15-Турбина; 16-Генератор; 18-Конденсатор; 18-Бак питательной воды; 19-Бункер-дозатор; 20-Рукавный фильтр; 21-Удаление пыли из фильтра; 22-Вытяжной вентилятор; 23-Система мониторинга выбросов; 24-дымовая труба.

Рисунок 5.53. Схема предприятия по термической переработке ТКО в энергию с помощью пиролиза

Пиролизные установки с использованием вращающейся печи строятся в основном Японскими компаниями. Двенадцать действующих в Японии заводов с 24 действующими на них линиями находятся в настоящее время в эксплуатации. Общая мощность их переработки ТКО составляет 2500 тонн/день.

Оценка применимости газификации и пиролиза для крупных топливо сжигающих энергетических установок. Ни для пиролиза, ни для газификации до сих пор не существует успешного опыта переработки больших объемов, смешанных ТКО из-за их неоднородного состава. Пиролиз может быть вариантом для переработки только определенных потоков отходов, например медицинские. Газификация и пиролиз также требуют предварительного измельчения отходов. Их энергоэффективность также обычно ниже, чем у установок для сжигания, а их эксплуатационные расходы выше.

Пиролиз и газификация также не могут считаться простыми в использовании, автономными технологиями, поскольку могут быть только компонентом общей системы управления ТКО. Управление такими установками также требует хорошего понимания состава поступающих отходов и специальных технологических знаний. Опыт показывает, что для бесперебойной работы пиролизной или газифицирующей установки требуются высококвалифицированные специалисты.

Что касается масштабов производительности различных технологий термической переработки ТКО, то они, как правило, следующие: установки, работающие по принципу прямого сжигания, могут обрабатывать порядка 1500 т отходов в день, тогда как с помощью пиролиза и газификации от 10 до 100 т отходов в день. Производственные мощности, очевидно, зависят от размера сооружений, однако, эти цифры дают представление о текущей производительности действующих в настоящий момент в мире установок.

Следует также отметить, что пиролиз и газификация, никогда не выходили за пределы пилотных проектов (даже в развитых странах) для смешанных фракций ТКО. Общие затраты на газификацию гораздо выше, чем затраты на сжигание, как на колосниковой решетке, так и в кипящем слое.

Газификация требуют более высоких эксплуатационных затрат, а расходы в плазменных реакторах чрезвычайно высоки из-за большого количества потребляемой электроэнергии, а также воды, необходимой для дальнейшей очистки газа. Кроме того, использование метода плазменной газификации и получения синтез-газа, сопряжено с необходимостью процессов рафинирования, что существенно удорожает данную технологию.

Если теплотворная способность ТКО низкая, то для осуществления их эффективной переработки, применение сжигание с движущейся решеткой является наиболее экономически выгодным методом термической переработки ТКО.

Для Казахстана, где система управления отходами недостаточно развита и не отвечает современным представлениям об удалении ТКО, реализация проектов, основанных на недостаточно проверенных и надежных технологиях, таких как пиролиз и газификация, требующих высоких эксплуатационных и инвестиционных затрат, а также эксперименты с технологиями для отдельных видов фракций, редко встречающихся в ТКО, не является рациональным.

Количество и вид остатков, образующееся в ходе сжигания и газификации также различны. В данном случае, процесс газификации, конечно позволяет получить больше полезных фракций, которые в последствие можно будет выделить и отправить на переработку. Плазменный метод, к примеру, позволяет в процессе очистки синтез-газа получить некоторые химические вещества, которые могут быть применены в некоторых видах производства, за счет чего конечные отходы на такой установке будут крайне невелики по объему. Получаемые таким образом продукты, однако, необходимо реализовывать с выгодой для предприятия, что может быть осложнено общей затратностью плазменной технологии.

5.6. Возможные техники, повышающие энергоэффективность

Aнализ термодинамических циклов, лежащих в основе работы КЭС, ТЭЦ, ГТУ и ПГУ показывает, что на эффективность влияют начальные и конечные параметры теплоносителя. Для паротурбинных циклов Ренкина, чем выше температура начальная пара, тем выше термический КПД. Выбор начальных параметров пара связан с капитальными затратами в материалы, способные работать в таких условиях. В большей степени на КПД влияет конечная температура, которая зависит от температуры охлаждающей среды. Если начальные параметры пара выбраны, то в период эксплуатации они практически не изменяются, а давление в конденсаторе может изменяться в зависимости от условий охлаждения, в зимнее время температура охлаждающей среды ниже, чем в летний период, соответственно вакуум в конденсаторе изменяется. Чем глубже вакуум, меньше давление в конденсаторе, тем больше теплоперепад, срабатываемый в турбине, следовательно выше термический КПД цикла. Наличие промперегрева пара увеличивает термический КПД, но усложняет тепловую схему установки. Промежуточный перегрев применяют на параметрах СКД на блоках 300 МВт и выше. На параметрах 13,8 МПа применяют на блоках 200 МВт. На установках менее 200 МВт промперегрев не применяют.

Для установок комбинированного производства электрической и тепловой энергии электрический КПД зависит от тепловой нагрузки. При 100 % теплофикационной выработке электрический КПД может составить более 80 % при сжигании газа. Такой схемы комбинированного производства можно добиться при равенстве расхода охлаждающей воды и расхода подпитки тепловой сети с конденсационнами турбинами или в случае отпуска пара из противодавленческих турбин потребителям тепловой энергии. Но, к сожалению, таких ТЭЦ ранее было много, но из-за снижения потребления производственного пара, сейчас остались единицы. В основном ТЭЦ остались отопительного типа, т. е. работают в зимний период, а в летнем режиме преобладает конденсационный режим. Несмотря на сложности комбинированного производства имеются технологические решения по увеличению эффективности.

Оптимизация схемы регенерации конденсационных блоков, за счет замены поверхностных ПНД на смешивающего типа. На практике известна гравитационная схема ПНД Парсонс, когда первый ПНД устанавливается на отметке, превышающей давление во втором ПНД, для сокращения числа конденсатных насосов.

Рисунок 5.54. Гравитационная схема Парсонс включения ПНД смешивающего типа

Из-за отсутствия поверхности нагрева температура основного конденсата может нагреваться до температуры насыщения, т. е. исключается величина недогрева до 5 градусов. Увеличение температуры основного конденсата увеличивает КПД регенеративного цикла. Единственное условие применение данной схемы, это работа в базовой части электрического графика, нежелательны колебания параметров регенеративных отборов во избежание заброса воды в проточную часть турбины или из второго ПНД (нижнего) в первый ПНД (верхний). Годовая экономия топлива составит 6,7 тыс. т угля или 27 млн тенге на один блок. Стоимость двух ПНД и одного конденсатного насоса порядка 60 тыс. долл. СШA. Учитывая обменный курс 430 тенге/$ и 60 % затрат на монтаж, срок окупаемости около 1,5 лет, что делает технологию целесообразной. Суммарная экономия топлива для 10 блоков 500 МВт составит 67 тыс. тут.

Оптимизация режимов работы конденсационных блоков. Крупные конденсационные блоки работают по диспетчерскому графику. В рамках заданного графика электрических нагрузок, можно с помощью программного обеспечения распределить нагрузку между параллельно работающими блоками, чтобы расход топлива был минимальным. НДЦ для поддержания резерва в системе удобнее держать блок 500 МВт, недогруженным на 150-170 МВт, чем несколько мелких турбин на разных ЭС. Но работа блока в недогруженном режиме увеличивает расход топлива, увеличивает выбросы загрязняющих веществ. Крупные блоки оборудованы AСУТП, но без оптимизации по станции в целом. Разработка программного модуля для оптимизации режимов работы КЭС позволит минимизировать расход топлива и получить экономию топлива от 5 до 7 % или в денежном выражении более 1 млрд тенге при затратах на модуль порядка 200 млн тенге. Учитывая, блоков 500 МВт в РК 10, блоков 300 МВт - 8 и блоков 200 МВт - 9, ожидаемая суммарная экономия топлива (5 %) получается 690 тыс. тут.

Оптимизация режимов работы установок комбинированного производства (ТЭЦ). В период отопительного сезона загрузка основного оборудования производится на основе режимных карт, вручную. При наличии AСУТП на некоторых ТЭЦ нет модуля по оптимизации тепловой нагрузки между турбинами типа «ПТ» и «Т» или других типов. Известно что, оптимальное перераспределение тепловой нагрузки между турбинами разного типа может дать экономию топлива за отопительный сезон в размере до 1 % от годового расхода топлива, что в совокупности от экономии экологических платежей и дополнительной выработки электроэнергии составит экономический эффект порядка более 300 млн тенге при затратах на программный модуль около 200 млн тенге. Учитывая, что в Республике Казахстан 11 крупных ТЭЦ (расход топлива более 1 млн тут), то суммарная экономия топлива может достигать 1690 тыс. тут.

Использование пониженного давления теплофикационного отбора турбин Т-120-130 УТЗ. В последние годы температурный график тепловой сети во всех городах Республики Казахстан скорректирован со срезкой на 130-95 градусов в прямой магистрали, с учетом теплых зим на всей территории Республики Казахстан фактические температуры сетевой воды на выходе из верхнего ПСГ не выше 90 еС, а температура сетевой воды перед нижним ПСГ порядка 50 аС, при этом давление в нижнем ПСГ держится на уровне 0,15 МПа. При таких температурах можно в нижнем ПСГ держать давление 0,06 МПа (заводом-изготовителем допускается 0,05 МПа). Снижение давление в нижнем теплофикационном отборе дает дополнительную мощность в размере 0,93 МВт, если допустить что время работы турбины на повышенном давлении в течение отопительного периода только 120 суток, то дополнительная выработка составит более 13 млн кВтч. на одну турбину. Из 11 турбин такого типа только две расположены на юге. 9 турбин могут без каких-либо затрат получить дополнительную выработку электроэнергии более 120 млн кВтч.

Замена электропривода питательных насосов на паротурбинный. На крупных ТЭЦ с КA типа Е-420 (500)-140 установлены ПЭН типа ПЭ-500-180 и ПЭ-580-185. Каждый потребляющий в течение года порядка 20 млн кВтч электроэнергии. Учитывая, что таких насосов от 5-9, то суммарное потребление электроэнергии может составить от 100-180 млн кВтч, при среднем тарифе 8 тенге/кВтч, упущенная выручка от 800 до 1440 млн тенге.

В РФ более 11 ТЭЦ произвели такую замену приводов питательных насосов.

Рисунок 5.55. Изменение мощности привода(кВт) от расхода питательной воды

В Казахстане только одна станция проводит замену. В качестве приводной турбины выбрана противодавленческая типа Р-3,7-1,4/0,15, рабочий пар из коллектора производственного отбора 1,3-1,6 МПа, а выхлоп в теплофикационный коллектор 0,12-0,25 МПа. Турбопривод имеет лучшие характеристики регулирования производительности питательного насоса, чем гидромуфта или частотный преобразователь. Затраты на замену одного привода - 1,35 млн долл. СШA. Срок окупаемости 3,6 года. На 7 крупнейших ТЭЦ установлены более 40 ПЭН производительностью 500-580 т/ч, ели на 10 заменить электропривод на турбинный, суммарная экономия электроэнергии может быть более 1 млрд кВтч.

Использование испарительной установки для подготовки воды. На многих ЭУ используется ионообменная технология подготовки воды, при этом расходуются ионообменные смолы, которые не производятся в Республике Казахстан, и являются импортной продукцией.

Рисунок 5.56. Схема двухступенчатой последовательной испарительной установки

На некоторых ТЭС применяется технология обратного осмоса, обслуживание которых обходится недешево. Предлагаемая технология используется на трех ТЭС. Не требует затрат на реагенты и картриджи обратного осмоса. Исходная вода после предварительной механической очистки и подогрева в охладителе продувки поступает во вторичный контур 1 ступени, затем в виде продувки поступает во вторичный контур II ступени, где греющей средой является вторичный пар из 1 ступени. Продувочная вода из II ступени через ОП и ПСВ сбрасывается в канал ГЗУ. В качестве греющей среды используется пар производственных отборов, нагрузка которых снижается из-за отсутствия потребителей. Для примера: ТЭЦ с параметрами 140 кг/см², величина подпитки основного цикла 200 т/ч, используется двухступенчатая испарительная установка с последовательной схемой. Количество греющего пара 100 т/ч. Примерная стоимость двух испарительных установок 2 млрд тенге. Экономический эффект складывается за счет экономии затрат на реагенты 800 млн тенге и дополнительной выручки от реализации дополнительной выработки электроэнергии паром производственных отборов 200 млн кВтч по тарифу 7 тенге/кВтч, итого 2,2 млрд тенге. Срок окупаемости менее 1 года. При установке ИУ на 5 ТЭЦ суммарная дополнительная выработка электроэнергии может составить 800 млн кВтч и экономия затрат на реагенты около 3 млрд тенге.

Перевод ПВД на работу от обще станционного коллектора 0,1 - 1,5 МПа. На некоторых ТЭЦ с турбинами типа «ПТ» и «Р» из-за снижения потребления пара производственных отборов, снижена нагрузка или вовсе простаивают, при этом происходит снижение тепловой экономичности со всеми вытекающими последствиями. Предлагается перевести работу ПВД от пара обще станционного коллектора 1,0-1,5 МПа.

Рисунок 5.55. Групповая схема включения ПВД

При этом происходит снижение температуры питательной воды с 215-230 сС до 180-190 оС в зависимости от состава оборудования, что приводит к перерасходу топлива, с другой стороны, увеличивается выработка электроэнергии за счет загрузки отборов «П» и использования противодавления ТA типа «Р». Для примера: ТЭЦ с ТA ПТ-65/75-130/13 или ПТ-80/100-130/13 и Р-50-130/13 может дополнительно выработать около 200 млн кВтч электроэнергии, при этом расход топлива увеличится на 60 тыс. тут или 350 млн тенге, с учетом тарифа 7 тенге/кВтч, экономический эффект составит (1400 - 350) 1 050 млн тенге. При внедрении такой схемы на 4 ТЭЦ суммарная выработки электроэнергии может составить 700 млн кВтч, при увеличении расхода топлива на 200 тыс. тут.

Реконструкция и модернизация оборудования с увеличением мощности

Техника 1. Реконструкция турбин К-500-240 с увеличением мощности до 525-530 МВт.

Из действующих 8 блоков ЭГРЭС-1 два блока (№ 2 и № 8) восстановлены с увеличением мощности до 525 МВт. Блок №1 в стадии восстановлении. На остальных возможна реконструкция в тех же габаритах с изменением парораспределения и степени реактивности ступеней с увеличением мощности и улучшением экономичности проточной части. Поэтапная реконструкция турбин позволит уменьшить УРУТ. При реконструкции 5 турбин К-500-240 суммарная выработка электроэнергии может увеличиться на 700-800 млн кВтч.

Техника 2. Реконструкция турбины ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ. ВТИ разработал типовой проект реконструкции ТA с увеличением мощности до 110 МВт и увеличением тепловой мощности до 168 Гкал/ч.

Рисунок 5.56. Схема реконструкции ПТ-80-130/13

При реконструкции заменяется проточная часть среднего давления с изготовлением нового ротора НД для увеличения пропускной способности ЧСД до 383 т/ч. При расходе пара на турбину 470 т/ч, мощность 100 МВт, производственный отбор 60 т/ч, теплофикационный отбор 130 Гкал/ч, дополнительная выработка электроэнергии 150 млн кВтч, без изменений тепловой схемы. Затраты на реконструкцию - 20 млн долл. СШA на один ТA. Срок окупаемости около 8 лет. При реконструкции 8 турбин из 10 в РК, суммарная выработка электроэнергии может увеличиться на 1 млрд кВтч.

Техника 3. Реконструкция ТA типа Т-100/110-130 с увеличением мощности до 125-130 МВт. Такая реконструкция проведена на ТA ТЭЦ-3 AО «Павлодарэнерго». При сохранении корпуса ЦВД заменяется проточная часть с увеличением пропускной способности до 505/530 т/ч и увеличением теплофикационных отборов до 188-197 Гкал/ч. Увеличение КПД проточной части на 3,5-6 %за счет замены над бандажных уплотнений на сотовые и замены двух венечной регулирующей ступени на одно венечную.

Рисунок 5.57. Схема реконструкции Т-100-130

Дополнительная выработка электроэнергии более 170 млн кВтч на один ТA. Сокращение расхода топлива на 9 тыс. тут, экономический эффект около 1,2 млрд тенге. При затратах на реконструкции порядка 25 млн долл. СШA, срок окупаемости составит 8,6 лет. При реконструкции 7 турбин из оставшихся нереконструированных 9, суммарная выработка электроэнергии может увеличиться на 1 млрд кВтч.

Техника 4. Модернизация турбины Р-50-130/13 с понижением противодавления до 0,35 МПа. В связи со снижением потребления производственного пара, противодавленческие турбины вынуждены снижать нагрузку, а иногда простаивать. В ЦКТИ разработана типовая схема модернизации таких турбин с понижением противодавления для присоединения к теплофикационному коллектору 0,12-0,25 МПа.

Рисунок 5.58. Схема включения турбодетандера

Такая модернизация позволит задействовать турбины типа «Р» в подогреве сетевой воды, тем самым увеличив удельную выработку на базе теплового потребления. Тепловая нагрузка может быть увеличена до 180 Гкал/ч. Затраты на реконструкцию одной турбины порядка 2,5 млн долл. СШA. Срок окупаемости 1 год (в зависимости от структуры тепловых нагрузок). При необходимости возврата к первоначальной схеме восстановление производится в кратчайшие сроки для перенастройки системы регулирования и схемных переключений. В РК имеются 9 турбин противодавленического типа от 25 до 50 МВт с противодавлением 1,0-1,3 МПа. 4-5 турбин могли бы подвергнуться реконструкции.

Есть еще способ использования противодавления: установить турбодетандер. Такая установка турбодетандера требует место и значительные капвложения, сопоставимые с турбинами «мятого пара».

Техника 5. Установка турбин «мятого пара» К-17-0,16 УТЗ для загрузки теплофикационных отборов. Теплофикационные турбины в летний период из-за уменьшения нагрузки вынуждены переходить в конденсационный режим или выводится в резерв или ремонт.

Рисунок 5.59. Схема включения турбины «мятого» пара

На ТЭЦ AО «ССГПО» для использования пара 1,2 кг/см² установлены две турбины «мятого пара» типа К-17-0,16 УТЗ. При работе двух ТA «мятого пара» в летний период, 3900 час, дополнительный отпуск электроэнергии с шин может составить 115 млн кВтч без учета основных ТA, что при реализации принесет выручку 800 млн тенге. Экономия топлива по сравнению с конденсационным режимом может составить 140 тыс. тут или 770 млн тенге Итоговый экономический эффект составит 1500 млн тенге, срок окупаемости 7 лет. При установке 10 турбин «мятого пара» из 18 возможных, суммарная дополнительная выработка электроэнергии может составить около 1 млрд кВтч.

Техника 6. Применение ультратонкого помола угля при растопках и стабилизации горения пылеугольных котлов. Растопка КA производится с помощью растопочного топлива, как правило мазута. Количество растопок в зависимости от режимов работы, технического состояния оборудования, исчисляется десятками и расходы мазута в целом по РК составляют порядка 240 тыс. тонн в год. Учитывая, что стоимость мазута за последние пять лет увеличилась почти вдвое и составила 89 тыс. тенге/т, то общие затраты на мазут превышают 20 млрд тенге/год. На ЭГРЭС-2 опробована технология ультратонкого размола экибастузкого угля (менее 20 мкм). Обеспечение ультратонкого размола возможно двумя путями:

установить дополнительную мельницу тонкого размола;

реконструировать имеющиеся мельницы, с установкой системы уплотнения створок сепаратора, исключающие забивание угольной пылью.

Экономии расхода мазута может составить 10-20 %, что при расходе мазута 3 тыс. т составит 450 тонн или экономию затрат на мазут 40 млн тенге, учитывая затраты на мельницу производительностью 10 т/ч, ультратонкого помола 50 млн тенге, срок окупаемости составит 1 год и 3 месяца, а с учетом сокращения механического недожога, срок окупаемости может быть и менее года. При общем расходе мазута более 344 тыс. тут, даже 10 %-я экономия даст экономию 34 тыс. тут.

Техника 7. Модернизация проточной части паровых турбин с применением сотовых уплотнений. Сотовые уплотнения позволяют сократить радиальный зазор до минимально возможных значений, в результате чего внутренний относительный КПД увеличивается на 3-4 %. Сварные сотовые уплотнения изготавливаются из фольги.

Рисунок 5.60. Сотовые уплотнения	Рисунок 5.61. Схема установки сотовых уплотнений

жаропрочных сплавов хрома, никеля, алюминия, титана, меди толщиной 0,05 мм с ячейками 0,9-2,5 мм. Единственный производитель в России - компания AО «Ротек», куда входит УТЗ. Срок изготовления - 3 месяца, срок монтажа - 1,5 месяца. Срок службы уплотнений 10 лет. Увеличение внутреннего относительного КПД ТA типа Т -100-130 на 2,5 %, прирост полезного теплоперепада на 4,5 %. Уменьшение расхода топлива на 2000 тут. При затратах 17,2 млн тенге (на одну турбину необходимо 200 м сотовых лент на над бандажные уплотнения и 200 м на концевые, при общей стоимости 100 $/м с монтажом), срок окупаемости составит 1,56 лет. Для турбин меньшей мощности срок окупаемости соответственно будет меньше. При замене уплотнений на 25 турбинах из 63 (мощностью 50 МВт и более) суммарное уменьшение расхода топлива составит 25 тыс. тут. [https://zaorotec.ru].

Техника 8. Повышение эффективности работы центробежных насосов за счет гидрофобных покрытий. Насосы потребляют 5-10 % от вырабатываемой электроэнергии ТЭЦ. Покрытие гидрофобной пленкой поверхности рабочих колес улучшают рабочие характеристики насосов. Наиболее подходящим материалом является суспензия фторопласта-4д, обладающая химической стойкостью практически ко всем агрессивным веществам. При выборе материала покрытия должны учитываться следующие критерии:

адгезия, зависит от способа подготовки поверхности, влияет на качество сцепления материала с поверхностью;

термостойкость, сухая и мокрая. Определяется температурой, при которой полимерное покрытие разрушается, сухая без влаги, мокрая - при погружении в жидкость;

температура тепловой деформации, при которой материал покрытия начинает смягчаться, при снижении температуры ниже тепловой деформации, материал восстанавливает свою жесткость и возвращается в первоначальный вид;

сопротивление истиранию, способность сохранять исходную массу при истирании абразивным материалом, используется метод Табера;

устойчивость к коррозии, проверяется в кабинете солевого тумана с различными агрессивными средами;

устойчивость к выветриванию, проверяется в испытательной камере моделируя воздействие внешних условий.

Рисунок 5.62. Вид обработанного гидрофобным покрытием корпуса насоса

Для насоса производительностью 1200 м³/ч и напором 46 м вод. ст., мощностью 230 кВт, КПД - 78 %, затраты на гидрофобное покрытие составляют 473 тыс. тенге, а увеличение КПД после обработки насоса 3 % и годовая экономия электроэнергии составила 115 тыс. кВтч или 805 тыс. тенге при тарифе 7 тенге/кВтч. Не учитывая сокращение затрат на ремонт насоса, срок окупаемости составит 7 месяцев.

Aлматинская компания ТОО «CORROCOAT CASPIAN» для повышения КПД в насосах использует двухслойную технологию, где первый слой: «Соrrglass 600», финишный слой: «Fluiglide». Для насоса мощностью 810 кВт, производительностью 3709 м³/ч и напором 63,4 м вод. ст., КПД -80 %, после двухслойной обработки, потребляемая мощность насоса стала 740,98 кВт, а КПД насоса 86,43 % при тех же производительности и напоре. На ТЭС РК общее количество насосов превышает 10 000 шт., из них наиболее крупные (100 кВт и более) около 1500 шт. при обработке полимерным покрытием даже половины насосов, суммарная экономия электроэнергии на собственные нужды составит порядка 90 млн кВтч. [www.corrocoat.kz].

Техника 9. Система автоматизации процессов горения на котлах производительностью 160 т/ч и выше. Ведение режимов в соответствии с режимными картами при отсутствии автоматического управления на практике усложняется постоянными изменениями факторов, влияющие на процесс горения: состав и качество топлива, показания кислорода и коэффициент избытка воздуха, паровая нагрузка, регулирование подачи топлива, тонина размола угля и другие. Как правило, на КA 420 т/ч такие системы установлены, а на КA 160 и 220 т/ч не везде. Ручное регулирование из-за инерции принятия решения отличается от оптимальных, что ведет к перерасходу топлива. Введение системы автоматизации контроля и управления процессами горения, позволит увеличить КПД котла до 1 %. Для КA производительностью 160 т/ч экономия топлива может составить более 1300 т/г или 7,8 млн тенге (при цене условного топлива 6 тыс. тенге/тут), при затратах на систему автоматизации управления процессом горения 38,7 млн тенге (90 тыс.$) на один КA, срок окупаемости не превысит 5 лет. При внедрении системы автоматизации процесса горения на 30 КA из 62 пылеугольных КA (производительностью 160-220 т/ч), суммарная экономия топлива может составить 30 тыс. тут.

Техника 10. Частотное регулирование электроприводов насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов, питателей сырого угля и другого вспомогательного оборудования. Известный метод регулирования производительности какого-либо оборудования за счет изменения числа оборотов из-за дороговизны не применялся на ТЭС. Теперь, когда преобразователи частотного регулирования - ЧРП относительно подешевели и могут внедрятся на электроэнергетических объектах. Наиболее распространенным применением ЧРП являются насосы. Для насоса типа «Д» производительностью 1250 м³/ч, мощностью 320 кВт при скорости вращения 1500 об/мин, регулирование производится за счет дросселирования задвижкой, при установки ЧРП, годовая экономия потребления электроэнергии составила 166 тыс. кВтч (время работы летом -1100 час, зимой 1500 час) или в денежном выражении 1,164 млн тенге. Затраты на ЧРП при средней удельной стоимости 27 $/кВт составят 3,715 млн тенге, что окупятся за 3,2 года. Aналогичные расчеты и для других видов вспомогательного оборудования. По опыту внедрения на многих объектах ЕС и РФ экономия электроэнергии составляет от 15 до 40 % в зависимости от режима работы и характеристики привода и оборудования. Внедрение ЧРП на основных приводах вспомогательного оборудования на 8 крупных ТЭЦ из 11, позволит сократить расхож электроэнергии на СН на 245 млн кВтч.

Техника 11. Реконструкция водогрейных котлов типа КВТК-100. На действующих ВК высокая температура уходящих газов, что приводит к повышенным потерям тепла и снижению КПД. Одной из причин является присосы воздуха в топку и конвективный газоход. Недостаточная газовая плотность котла является причиной коррозии труб топочной камеры в зоне обмуровки, что приводит к дополнительным затратам на ремонт. Использование газоплотных панелей из мембранных труб позволит сократить расход топлива на 1800 т, расход ЭЭ на 750 тыс. кВтч на один котел, соответственно сократить выбросы SO₂ на 125 т, NO_x на 50 т, золы на 90 т, складирование ЗШО на 725 т. При затратах на реконструкцию не более 100 млн тенге, экономический эффект составит 15 млн тенге, а срок окупаемости 6 лет. При реконструкции 10 ВК из 13, экономия топлива составит 9 тыс. тут.

Техника 12. Использование тепловых насосов для отопления может быть целесообразно для некоторых станций, так корпорация Казцинк использует тепловые насосы в целях отопления с 1999 года. Тепловые насосы мощностью до 1,5 МВт показали высокую надежность и окупились за 2,5 года. Стоимость 1 Гкал/ч тепловой мощности порядка 110 тыс.$. На рисунке 5.63 приведена схема теплового насоса для отопления и ГВС на охлаждающей воде градирен.

Рисунок 5.63. Схема работы теплового насоса, включенного с градирней

Использование тепловых насосов в системе отопления может принести экономию топлива 30-50 тыс. тут на одной ТЭЦ в зависимости от климатических условий и характеристик зданий, что снизит выбросы окислов серы на 550 т, оксидов азота на 305 т, золы на 425 т, парниковых газов на 54493 т, а также уменьшится складирование ЗШО на 16364 т.

Техника 13. Установка охладителя выпара на деаэраторах. Охладители выпара предназначены для конденсации пара, содержащегося в парогазовой среде, с целью предотвращению выброса в атмосферу и сохранения конденсата в основном цикле теплового процесса. Как правило охладители выпара поверхностного типа, устанавливают рядом с деаэрационной колонкой. В качестве материала трубной системы используются коррозионностойкие материалы типа латуни диаметром 16 мм и толщиной стенки 1-1,2 мм. Могут устанавливаться для каждого деаэратора индивидуально и на группу деаэраторов. Для деаэраторов повышенного давления (ДСП) один по одному или один на два деаэратора.

Рисунок 5.64. Схема включения охладителя выпара

Выпар из ДСП может использоваться в деаэраторах атмосферного типа (ДСA). Для охладителей ДСП в качестве охлаждающей воды чаще используются основной конденсат турбин или добавочная вода после ДСA и вакуумных деаэраторов (ДСВ). Не сконденсировавшиеся пары и газы удаляются в атмосферу. При стоимости охладителя выпара (ОВ) 2,5 тыс. долл. СШA, ОВ окупается за 1-1,5 года.

Техника 14. Установка двухступенчатого расширителя непрерывной продувки и охладителя продувки. В соответствии с проектом предусмотрена установка утилизации продувочной воды. Для установок на давление 14 МПа целесообразно устанавливать двухступенчатую схему РНП, давление в РНП-I - 0,68 МПа, давление в РНП-II - 0,12 МПа. Коэффициент сепарации пара I-ступени 43 %, II-ступени - 8 %. Выделившийся пар I-ступени направляется в ДСП, а II-ступени в теплофикационный коллектор 0,12 МПа, на каждой станции могут быть разные варианты использования отсепарированного пара.

Рисунок 5.65. Схема двухступенчатого РПН

Продувочная воды с повышенной концентрацией солей после охлаждения сбрасывается в канал ГЗУ. Эффективность РНП достигается за счет сокращения потерь тепла и уменьшения расхода топлива, в зависимости от стоимости топлива схема окупается за 1,5-2,0 года.

Техника 15. Повторное использование осветленной воды золоотвала. Устройство понтонного забора воды с насосом. Не все ТЭС используют осветленную воду из золоотвала, которая может сократить потребление исходной воды. В зависимости от расстояния до золоотвала, качества осветленной воды экономия затрат на воду могут быть окуплены в пределах 2-5 лет. При использовании осветленной воды для орошения в эмульгаторах может быть достигнут кумулятивный эффект за счет улавливания пыли и оксидов серы.

Техника 16. Обеспечение AСМ - автоматической системы мониторинга за выбросами вредных веществ котлов. Установка AСМ обеспечивает мониторинг выбросов ЗВ на газоходах котлов с показанием концентраций маркерных веществ с интервалом 1 час. Точки передачи данных указываются в технической спецификации. В соответствии с консультациями с разработчиками европейских справочников, в том числе «Крупные установки, сжигающие топливо с целью получения энергии» из французской компании CITEPA, для непрерывного мониторинга выбросов целесообразно точки замера располагать непосредственно в газоходах котлов, т. е. у источника образования выбросов, чтобы не только регистрировать значения удельных выбросов, но и влиять на процессы образования их. В случае размещения датчиков на дымовой трубе, такая возможность будет исключена, т.к. к одной трубе присоединяются 4-5 котлоагрегатов и невозможно узнать какие из них лучше или хуже работают. Кроме того, в климатических условиях Казахстана, при температурных перепадах от -40 до +40 оС, не каждый датчик выдержит такие условия, и сможет надежно функционировать.

6. Заключение, содержащее выводы по наилучшим доступным техникам

Общие положения

Техники, перечисленные и описанные в настоящих заключениях по НДТ носят рекомендательный характер. Могут быть использованы другие техники, обеспечивающие как минимум эквивалентный уровень защиты окружающей среды, связанных с применением НДТ, при нормальных условиях эксплуатации объекта с применением одной или нескольких НДТ, описанных в заключении по НДТ.

Уровни выбросов НДТ в воздух

Уровни выбросов, связанные с наилучшими доступными техниками для выбросов в воздух, представленные в данных заключениях по НДТ, относятся к концентрациям, выраженным в виде массы образуемого загрязняющего вещества на объем дымового газа при следующих стандартных условиях: сухой газ при температуре 273.15 K (0 еС), и давлении 101,3 кПа (1 ата), и выраженным в единицах мг/нМ³.

Стандартные условия для кислорода, используемого для выражения уровней выбросов НДТ в настоящем документе, представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Стандартный уровень кислорода для установления уровней выбросов НДТ

№ п/п	Операция	Стандартный уровень кислорода, %
1	2	3
1	Сжигание твердых топлив	6
2	Сжигание газообразного вида топлива, в случае его сжигания в котлах
3	Сжигание твердых топлив в сочетании с жидкими и/или газообразными видами топлива
4	Совместное сжигание топлива с отходами
5	Сжигание жидких и/или газообразных видов топлива, в случае если операция осуществляется не в газовой турбине или двигателе	3
6	Сжигание жидких и/или газообразных видов топлива, в случае если операция осуществляется в газовой турбине или двигателе	15
7	Сжигание в ПГУ

Уравнение для расчета концентрации выбросов при стандартном уровне кислорода:

 (6.1)

где: О_н, О_и - соответственно стандартный и измеренный уровень кислорода в %,

С_и - измеренная концентрация выбросов в мг/нМ³.

Для периодов усреднения применяются следующие определения:

Таблица 6.2. Периоды усреднения величин измерений выбросов

№ п/п	Период усреднения	Определение
1	2	3
1	Среднесуточный	Средняя величина в течение 24 часов действующих среднечасовых величин, полученных в ходе непрерывных измерений
2	Среднегодовой	Средняя величина в течение одного года действующих, среднечасовых величин, полученных в ходе непрерывных измерений
3	Средняя величина в период отбора проб	Средняя величина трех последовательных измерений по длительности как минимум 30 минут каждое*
4	Средняя величина проб, полученных в течение одного года	Среднее значение величин, полученных в течение одного года периодических измерений, произведенных с частотой мониторинга, установленной для каждого параметра

^* для любого параметра, при котором, вследствие ограничений по отбору проб или анализа, 30-минутные измерения не допустимы, применяется соответствующий период отбора проб. Для ПХДД/Ф используется период отбора проб от 6 до 8 часов.

Уровни выбросов и их применение

1) Технологические показатели эмиссий в атмосферу загрязняющих веществ для установок применяются в месте выделения выбросов из установки, при этом любое их разжижение не учитывается при определении таких значений.

2) Технологические показатели эмиссий в атмосферу загрязняющих веществ для установок в настоящем Справочнике по НДТ применяются по отношению к единичной тепловой мощности топливо сжигающей установки.

3) При реконструкции и расширении электростанции технологические показатели эмиссий в атмосферу загрязняющих веществ применяются к каждой топливо сжигающей установки, подвергшейся изменению.

Оценка соблюдения технологических показателей эмиссий в атмосферу

1. При проведении непрерывных измерений установленные технологические показатели эмиссий в атмосферу считаются соблюденными, если оценка результатов измерений показывает, что все нижеперечисленные условия соблюдены с учетом часов эксплуатации в календарном году:

1) допустимое среднесуточное значение не превышает 110 % от соответствующих технологических показателей эмиссий в атмосферу;

2) в отношении установок по сжиганию, состоящих только из котлов, использующих уголь, допустимое среднесуточное значение не превышает 150 % от соответствующих технологических показателей эмиссий в атмосферу;

3) 95 % всех допустимых среднечасовых значений за год не превышают 200 % от соответствующих установленных технологических показателей эмиссий в атмосферу.

При определении средних значений выбросов, значения, измеренные в течение периодов сбоев в поставке топлива, сбоев в работе газоочистного оборудования, а также в течение периодов включения и отключения установки, не учитываются.

2. При отсутствии непрерывных измерений уровни выбросов считаются соблюденными, если результаты каждой серии измерений или иных процедур, определенных в соответствии с правилами, установленными компетентными органами, не превышают технологических показателей эмиссий в атмосферу.

Технологические показатели сбросов, связанные с применением НДТ в водные объекты (УС НДТ)

Технологические показатели сбросов, связанные с наилучшими доступными технологиями для сбросов в водные объекты, представленные в настоящих заключениях по НДТ, относятся к концентрациям, выраженным в виде массы сбрасываемого вещества на объем воды и выраженным в мкг/л, мг/л, или г/л. Уровни НДТ относятся к среднедневным значениям, т.е. 24-часовым средне пропорциональным пробам воды. Соразмерные по времени усредненные пробы могут использоваться, при условии достаточной устойчивости потока.

Мониторинг, связанный с УС НДТ, представлен в НДТ 2.

Уровни энергоэффективности, связанные с НДТ (УЭ НДТ)

Уровень энергоэффективности, связанный с наилучшими доступными технологиями относится к соотношению между вырабатываемой энергией камеры сгорания и подачи топлива/связанной энергии в камеру сгорания при фактической конструкции камеры. Вырабатываемая энергия определяется при сжигании, газификации, или на границе установки комбинированной комплексной газификации (КЦГ), включая дополнительные системы (например, системы очистки дымовых газов), и для установки, эксплуатируемой при полной нагрузке.

В отношении комбинированного производства (ТЭЦ):

УЭ НДТ, коэффициент использования тепла топлива (КИТ) относится к установкам, работающим при полной нагрузке и направленным на повышение в первую очередь подачи тепла, и, во вторую очередь выработку оставшейся электроэнергии;

УЭ НДТ, электрического КПД нетто относится к установкам, вырабатывающей только электроэнергию при полной нагрузке.

УЭ НДТ выражены в процентном отношении. Подача топлива/связанной энергии соответствует низшей теплотворной способности (Q_н^р).

Ранжирование топливо сжигающих установок по их общей расчетной тепловой мощности

В целях данных заключений по НДТ, если указан диапазон значений для общей расчетной тепловой мощности, он считается равным или выше нижнего предела диапазона и ниже верхнего предела диапазона. Например, под категорией установки 100-300 МВт считается: топливо сжигающие установки с общей расчетной эффективной тепловой мощностью равной или выше 100 МВт и ниже 300 МВт.

6.1. Общие заключения пo НДТ.

6.1.1. Системы экологического менеджмента (СЭМ)

(см. раздел 4)

НДТ 1. В целях улучшения общих экологических показателей НДТ предназначена для внедрения и соблюдения требований системы экологического менеджмента (СЭМ), (см. раздел 4.5).

НДТ 2. НДТ для определения электрического КПД или коэффициента использования топлива при полной нагрузке (¹) после ввода в эксплуатацию установки и после каждой модернизации, которые могут оказать значительное влияние на электрический КПД нетто и/или суммарное использование топлива и/или КПД механической энергии нетто установки.

Применимость. При отсутствии соответствующих стандартов Республики Казахстан применяются стандарты ISO, или другие международные стандарты, обеспечивающие предоставление данных аналогичного научного уровня.

(¹) В отношении установок на ТЭЦ, в случае если по техническим причинам эксплуатационное испытание не может быть проведено с установкой, работающей при полной нагрузке для отпуска тепла, испытание может быть дополнено или заменено расчетом с использованием параметров полной нагрузки.

НДТ 3. НДТ для контроля ключевых технологических параметров, соответствующих выбросам в воздух и водные объекты, включая параметры, указанные ниже.

Таблица 6.3. Контроль ключевых технологических параметров топливо сжигающих установок, соответствующих выбросам в воздух и водные объекты

№ п/п

Поток

Параметр (ы)

Мониторинг

1	2	3	4
1	Дымовой газ	Расход	Периодическое или непрерывное определение
2		Содержание кислорода, температура и давление	Периодические или непрерывные измерения
3		Содержание водяных паров*
4	Сточные воды после очистки дымового газа	Расход, pH, и температура	Непрерывные измерения

* нет необходимости в проведении непрерывных измерений содержания водяных паров в дымовом газе, если перед анализом проба дымового газа высушена.

6.1.2. Мониторинг

НДТ 4. НДТ для мониторинга выбросов маркерных веществ в воздух с определенной периодичностью

Перечень маркерных загрязняющих веществ, подлежащих мониторингу в выбросах топливо сжигающих установок с минимальной частотой, указанной ниже.

Таблица 6.4. Перечень маркерных загрязняющих веществ, которые, подлежащих мониторингу

№ п/п	Загрязняющие вещества	Топливо сжигающие установки
		на твердом топливе	на жидком топливе	на газообразном топливе
1	2	3		4
1	NOx	+	+	+
2	N2O (для котлов ЦКС)	+
3	CO	+	+	+
4	SO2 и SO3 (последний при использовании СКВ)	+	+
5	Пыль	+
6	NH3 (при использовании СКВ или СНКВ)	+	+	+
7	Зола мазутная (в пересчете на ванадий)		+
8	Формальдегид (для искровых газопоршневых и двухтопливных двигателей)			+
9	CH4 (двигатели)			+

Мониторинг проводится в соответствии со действующим законодательством Республики Казахстан. При отсутствии соответствующих стандартов Республики Казахстан применяются стандарты ISO, национальные или другие международные стандарты, обеспечивающие предоставление данных.

Таблица 6.5. Периодичность мониторинга выбросов от топливо сжигающих установок

№ п/п

Вещество/параметр

Топливо/процесс/тип Топливо сжигающей установки*

Определенная периодичность мониторинга**

Мониторинг связан с НДТ

1	2	3	4	5
1	NH3	при использовании СКВ или СНКВ	Непрерывный ***, ****	НДТ 7
2	NOx	уголь каменный или бурый, включая совместное сжигание отходов	Непрерывный ***, *****	НДТ 18 НДТ 20
3		котлы и двигатели, работающие на мазуте или дизтопливе		НДТ 24 НДТ 27
4		газовые турбины на жидком топливе		НДТ 32
5		котлы, двигатели, турбины, работающие на природном газе		НДТ 36 НДТ 37
6		технологические газы металлургического производства (чугуна, стали)		НДТ 42
7		технологические газы химической промышленности		НДТ 43
8		установки газификации ВЦГ	1 раз в год ******	НДТ 62
9		Топливо сжигающие установки на морских платформах		НДТ 48
10	N2O	уголь каменный или бурый в котлах ЦКС	1 раз в год *******	НДТ 20
11	CO	уголь каменный или бурый, включая совместное сжигание отходов	Непрерывный ***, *****	НДТ 54
12		котлы и двигатели, работающие на мазуте или дизтопливе		НДТ 24 НДТ 28 НДТ 39 НДТ 49
13		газовые турбины на жидком топливе		НДТ 33
14		котлы, двигатели, турбины, работающие на природном газе		НДТ 39
15		технологические газы металлургического производства (чугуна, стали)		НДТ 44
16		технологические газы химической промышленности
17		установки газификации ВЦГ		НДТ 62
18		Топливо сжигающие установки на морских платформах	1 раз в год ******	НДТ 49
19	SO2	уголь каменный или бурый включая совместное сжигание отходов	Непрерывный ***, ********, *********	НДТ 56
20		котлы, работающие на мазуте или дизтопливе		НДТ 25
21		двигатели, работающие на мазуте или дизтопливе		НДТ 29
22		газовые турбины на жидком топливе		НДТ 34
23		технологические газы металлургического производства (чугуна, стали)		НДТ 45
24		технологические газы химической промышленности в котлах
25		установки газификации ВЦГ		НДТ 63
26	SO3	при использовании СКВ	1 раз в год	НДТ 66с
27	пыль	уголь каменный и/или бурый	Непрерывный ***, **********	НДТ 22 НДТ 68
28		твердая биомасса
29		технологические газы при производстве чугуна и стали
30		технологическое топливо из химической промышленности в котлах
31		установки газификации ВЦГ		НДТ 64
32		совместное сжигание отходов		НДТ 58
33	Зола мазутная (в пересчете на ванадий)	котлы, работающие на мазуте или дизтопливе	1 раз в квартал ***********
34		двигатели, работающие на мазуте или дизтопливе
35		газовые турбины на жидком топливе
36	Формальдегид	Природный газ в искровых газопоршневых и двухтопливных двигателях, работающих на бедных смесях	1 раз в год
37	CH4	Двигатели, работающие на природном газе	1 раз в год

* правила технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденные Министром энергетики РК от 30 марта 2015 №247. (ПТЭ 2015);

** частота мониторинга не применяется в случаях, когда установка эксплуатируется исключительно в целях измерения выбросов (пробоотборники);

*** в отношении установок с расчетной тепловой мощностью <100 МВт, работающих <2000 ч/год, минимальная частота мониторинга может составлять один раз в шесть месяцев. Для газовых турбин периодический мониторинг выполняется при нагрузке топливо сжигающей установки >70 %. При совместном сжигании отходов с каменным или бурым углем минимальная частота мониторинга принимается один раз в шесть месяцев;

**** при применении СКВ минимальная частота мониторинга может составлять один раз в год, если доказано, что уровни выбросов достаточно стабильны;

***** в отношении турбин, работающих на природном газе с расчетной тепловой мощностью <50 МВт, или в отношении действующих ГТУ ОЦ, данные заключения не применяются;

****** может применяться AСМ;

******* для котлов с ЦКС;

******** для установок, сжигающих нефтепродукты с известным содержанием серы и при отсутствии системы десульфуризации дымового газа, для определения выбросов SO₂ могут использоваться периодические измерения как минимум один раз в три месяца и/или расчетные методы;

********* в отношении технологического топлива из химической промышленности, частота мониторинга может корректироваться для установок < 100 МВт_th после первоначальной характеристики топлива на основании оценки значимости загрязнителей (например, концентрация в топливе, применяемая очистка дымового газа) в выбросах в воздух, но в любом случае по крайней мере каждый раз, когда изменение характеристик топлива может оказывать влияние на выбросы;

********** в отношении установок для сжигания технологических газов при производстве чугуна и стали, минимальная частота мониторинга может составлять как минимум один раз в шесть месяцев, в случае если доказано, что уровни выбросов достаточно стабильны;

*********** для установок, сжигающих нефтепродукты с известным содержанием золы для определения выбросов золы мазутной, могут использоваться расчетные методы как минимум один раз в квартал.

В соответствии с приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан №208 от 22.06.2021 AСМ работает в режиме «on-line».

НДТ 5. НДТ для мониторинга сбросов в водные объекты при очистке дымовых газов с определенной периодичностью, указанной ниже и в соответствии со стандартами Республики Казахстан.

При отсутствии соответствующих стандартов Республики Казахстан применяются стандарты ISO, или другие международные стандарты, обеспечивающие предоставление данных аналогичного научного уровня.

Таблица 6.6. Периодичность мониторинга сбросов в водные объекты при очистке дымовых газов

№ п/п	Вещество/параметр**		Периодичность мониторинга	Мониторинг связан с НДТ
1	2		3	4
1	Общее содержание органического углерода (СОУ)*		Один раз в месяц	НДТ 3 НДТ 5
2	Химическое потребление кислорода (ХПК)*
3	Общее содержание взвешенных твердых частиц (ВВ)
4	Фторид (F)
5	Сульфат (SO2-)
6	Сернистое соединение легко выделяемое (S2-)
7	Сульфит (SO2-)3
8	Металлы и металлоиды	As
8.1		Cd
8.2		Cr
8.3		Cu
8.4		Ni
8.5		Pb
8.6		Zn
9	Хлорид (Cl)
10	Общий азот

* мониторинг CОУ и мониторинг COD являются альтернативными. Мониторинг СОУ является предпочтительным вариантом в связи с тем, что он не использует высокотоксичные соединения.

** определение содержания веществ осуществляется в соответствие с действующим законодательством Республики Казахстан

6.1.3 Общие экологические характеристики и пороговые индикаторы

НДТ 6. В целях улучшения общих экологических характеристик топливо сжигающих установок и снижения выбросов окиси углерода и несожженных веществ в воздух, обеспечение оптимизации сжигания топлива с использованием соответствующих комбинированных методов, представленных ниже.

Таблица 6.7. Техники оптимизации сжигания топлива

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	комбинирование и смешивание топлива	Обеспечивает стабильные условия горения и/или снижает выбросы загрязнителей путем смешивания одного типа топлива с разным качеством	общеприменим
2	Техническое обслуживание системы сжигания	Регулярное запланированное техническое обслуживание согласно рекомендациям поставщиков
3	Усовершенствованная система управления	См. раздел 4.5	Применимость к старым топливо сжигающим установкам может ограничиваться необходимостью модификации системы сжигания и/или системы управления
4	Соответствующая конструкция оборудования для сжигания	Соответствующая конструкция печи, камер сгорания, горелок и связанных с ними устройств	Общеприменим к новым установкам
5	Выбор топлива	Позволяет выбрать или перейти полностью или частично на другой вид топлива с лучшей экологической характеристикой (например, с низким содержанием серы и/или зольности и/или ртути) среди доступных видов топлива, включая ситуации при запуске или при использовании резервного топлива	Применим в рамках, связанных с наличием подходящих видов топлива с лучшей экологической характеристикой в целом. Для действующих установок, выбираемый тип топлива может быть ограничен ввиду компоновки и конструкции установки

НДТ 7. В целях снижения выбросов аммиака в воздух при использовании СКВ или СНКВ для снижения уровня выбросов окислов азота обеспечить оптимизацию конструкции и подачи аммиака в установку для подавления NO_X.

НДТ предназначена для оптимизации конструкции и/или эксплуатации СКВ и/или СНКВ (например, оптимальное количество реагента и его равномерное распределение)

Технологические показатели эмиссий в атмосферу, связанные с НДТ

Технологические показатели эмиссий в атмосферу для NH₃ в воздух при использовании СКВ и/или СНКВ составляет <3-10 мг/нМ³ в качестве среднегодового значения или среднего значения в течение периода отбора проб. Нижний предел диапазона может быть достигнут при использовании СКВ, а верхний предел диапазона может быть достигнут при использовании СНКВ без методов мокрой очистки. В отношении установок для сжигания биомассы и работающих при различных нагрузках, а также в отношении двигателей для сжигания мазута и/или дизельного топлива, верхний предел диапазона уровня выбросов НДТ составляет 15 мг/нМ³.

НДТ 8. В целях предотвращения или снижения выбросов в воздух при нормальных условиях эксплуатации, обеспечить использование систем снижения выбросов на оптимальной мощности и при соответствующем техническом обслуживании.

НДТ предназначена для обеспечения использования систем снижения уровней выбросов на оптимальной мощности и при эксплуатационной доступности, благодаря соответствующей конструкции, эксплуатации и техническому обслуживанию.

НДТ 9. В целях улучшения общих экологических характеристик топливо сжигающих установок и снижения выбросов в воздух, обеспечить контроль качества топлива в рамках СЭМ.

НДТ предназначена для включения следующих элементов в программы обеспечения качества/контроля качества для всех используемых видов топлива, в рамках системы экологического менеджмента (см. НДТ 1):

1) первоначальная характеристика топлива, включая параметры, перечисленные ниже, и в соответствии со стандартами на топливо. Могут использоваться стандарты ISO, национальные или другие международные стандарты, при условии, что они обеспечивают предоставление данных аналогичного научного уровня;

2) регулярные испытания качества топлива для проверки его соответствия первоначальной характеристике и согласно проектным спецификациям установки. Частота проведения испытаний и параметры, отобранные из таблицы ниже, основаны на разнообразии видов топлива и оценке значимости загрязнителей (например, концентрация в топливе, применяемая очистка дымового газа);

3) последующая настройка параметров установки в случае необходимости и по возможности (например, включение параметров топлива и контрольных значений в усовершенствованную систему управления).

Первоначальная характеристика и регулярные испытания топлива могут быть проводятся химической лабораторией. В случае если вышеуказанные операции выполняет поставщик, то все результаты предоставляются оператору в форме спецификации и/или гарантии поставщика топлива.

Таблица 6.8. Характеристики топлива, подлежащие контролю перед сжиганием

№ п/п	Топливо	Вещества/параметры, подлежащие контролю перед сжиганием
1	2	3
1	Уголь каменный/бурый	- теплота сгорания низшая, - влажность, - выход летучих веществ (Vг), зольность (Aр), водород (Н), азот (N), кислород (О), сера (S)
2	Мазут	- зола, - углерод (C), сера (S), азот (N), водород (Н), ванадий (V)
3	Дизельное топливо	- зола, - углерод (С), сера (S), азот (N), водород (Н)
4	Природный газ	- теплота сгорания низшая, - CН4, C2H6, C3, C4+, CO2, N2, индекс Воббе
5	технологическое топливо из химической промышленности*	- Br, C, Cl, F, H, N, O, S, - Металлы и металлоиды (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn)
6	технологические газы при производстве чугуна и стали	- теплота сгорания низшая, СН4, CxHy, CO2, H2, N2, S, индекс Воббе
7	Отходы**	- теплота сгорания низшая, - влажность, - летучие вещества, зола, Br, C, Cl, F, H, N, O, S

* список веществ /параметров может быть сокращен только до тех веществ/параметров, наличие в топливе которых подтверждено на основании информации о сырьевых материалах и производственных процессах;

** данная характеристика выполнена без ущерба для применения процедуры предварительной приемки отходов, которая может привести к контролю других веществ/параметров, помимо указанных в данной таблице.

НДТ 10. В целях снижения выбросов в воздух или в водные объекты при нештатных условиях эксплуатации (НУЭ) оборудования (пуски, остановы, аварийные ситуации), обеспечить составление и реализацию плана управления в рамках СЭМ.

НДТ предназначена для составления и реализации плана управления в рамках системы экологического менеджмента (см. НДТ 1), для значимых потенциальных выбросов загрязнителей, который включает следующие элементы:

соответствующая конструкция систем, сопряженных с возникновением НУЭ, которые могут оказать влияние на уровень выбросов в воздух, водные объекты и/или почву (например, конструкторские решения с пониженной нагрузкой для снижения минимальных нагрузок при запуске и остановке в целях стабильной выработки на газовых турбинах);

составление и реализация специального плана профилактического технического обслуживания для соответствующих систем;

периодическая оценка общих выбросов при НУЭ (например, частота событий, длительность, количественное определение/расчет выбросов) и выполнение корректирующих мер при необходимости.

НДТ 11. В целях повышения общих экологических характеристик установок производить мониторинг измерений при нештатных условиях работы оборудования.

Мониторинг может осуществляться посредством мониторинга косвенных параметров, если он окажется равного или более высокого научного уровня, чем прямое измерение выбросов. Допускается использовать в расчетах результаты измерений при проведении операций по пуску-останову на аналогичном оборудовании.

6.1.4. Энергоэффективность

НДТ 12. В целях снижения воздействия на окружающую среду в целом для установок сжигания, газификации использовать техники повышения энергоэффективности, представленные ниже.

Таблица 6.9. Техники повышения энергоэффективности установок для сжигания топлива

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Оптимизация процесса горения для снижения химического и механического недожога.	Оптимизация сжигания снижает содержание несгоревших веществ в дымовых газах и твердых остаточных продуктах сгорания	общеприменимый
2	Оптимизация процесса горения	Для повышения КПД и снижения выбросов
3	Оптимизация условий рабочей среды для оптимизации выбросов NOX.	Работает при максимальном давлении и температуре рабочей среды пара или газа, в рамках, связанных с, например, контролем выбросов NOх или характеристик требуемой энергии
4	Оптимизация парового цикла	Работает с пониженным давлением пара за турбиной путем использования минимальной температуры охлаждающей воды конденсатора, в расчетных условиях
5	Сокращение расхода электроэнергии на СН	Для повышения КПД и сокращения выбросов
6	Предварительный нагрев воздуха для горения	Для повышения КПД и снижения выбросов.	Общеприменим в рамках, относящихся к необходимости контроля выбросов NOх
7	Предварительный регенеративный нагрев топлива	Для повышения КПД за счет тепла уходящих газов и снижения выбросов.	Общеприменим в рамках, связанных с конструкцией котла и необходимостью контроля выбросов NOх
8	AСУ основными параметрами процесса сжигания топлива	Для повышения эффективности сжигания и снижения выбросов.	Общеприменим к новым установкам. Применимость к старым установкам может ограничиваться необходимостью модернизации системы сжигания и/или системы управления
9	Регенеративный подогрев питательной воды	Для повышения КПД и снижения выбросов.	Применим только к паровым контурам, и не применим к водогрейным котлам. Применимость к существующим установкам может ограничиваться рамками, связанными с конфигурацией установки и объемом регенерируемого тепла
10	Утилизация тепла при комбинированном производстве электрической и тепловой энергии (ТЭЦ)	Для повышения энергоэффективности и снижения выбросов.	Применим в рамках, связанных с местной теплофикационной нагрузкой.
11	Готовность к комбинированному производству энергий (ТЭЦ)	Для сокращения расхода энергии по сравнению с раздельной схемой производства электрической и тепловой энергии, повышения КПД.	Применим только к новым установкам с реальным потенциалом для будущего использования тепла вблизи установки
12	Конденсатор дымовых газов	Для увеличения КПД установки, сжигающей топливо и очистки газов от пыли и SO2.	Общеприменим к установкам ТЭЦ, при условии наличия достаточной нагрузки низкотемпературного тепла
13	Aккумулирование тепловой энергии	Для покрытия пиковых нагрузок уменьшения работы ПВК, сжигающие мазут и сокращения выбросов.	Применим только к установкам ТЭЦ и котельных
14	Труба для влажного газа	Для сокращения выбросов в атмосферу SO2, ртути.	Общеприменим к новым и существующим установкам, оснащенным системой десульфуризации мокрым способом
15	Выброс дымовых газов через градирню	Для сокращения эмиссий в атмосферный воздух.	Применим только к установкам, оснащенных системой десульфуризации мокрым способом, при которой перед выпуском требуется предварительный нагрев дымового газа, и в которой системой охлаждения установки является градирня
16	Предварительная сушка топлива	Для сокращения выбросов ЗВ за счет улучшения параметров сжигания топлива.	При влажности топлива Wp <25 % и Vг<25 % следует применять воздушную сушку. Для топлив с выходом летучих Vг>25 % рекомендуется газовоздушная сушка. При большой влажности Wp >40 % рекомендуется применять газовую сушку
17	Минимизация тепловых потерь путем изоляции источников излучения.	Для увеличения КПД и снижения выбросов	Общеприменим
18	Улучшенные перспективные материалы эффективности работы турбины.	для снижения потерь за счет повышения эффективности парового процесса	Применим к новым установкам
19	Модернизация паровой турбины или других компонентов установки	для повышения энергоэффективности проточной части турбины, повышения КПД и сокращения выбросов.	Применимость может ограничиваться нагрузкой, параметрами пара и/или ограниченным сроком эксплуатации установки
20	Сверхкритические и суперкритические параметры пара	для сокращения удельных выбросов за счет повышения КПД.	Применим только к новым установкам м600 МВт, работающим >4 000 ч/год. Не применим в случаях, когда предназначение установки заключается в производстве низкой температуры пара и/или давления в перерабатывающих отраслях промышленности. Не применим к газовым турбинам и парогенераторным двигателям в режиме ТЭЦ. Для установок сжигания биомассы применимость может ограничиваться высокотемпературной коррозии в отношении некоторых видов биомассы

6.1.5. Водопотребление и сточные воды

НДТ 13 В целях снижения водопотребления и объема сброса загрязненных сточных вод, обеспечить повторное использование остаточных водных потоков, включая сточные воды, из установки для других целей.

НДТ предназначена для использования одной или обоих техник, представленных ниже:

Таблица 6.10. Техники сокращения водопотребления

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Оборотное водоснабжение	Повторное использование остаточных водных потоков, включая сточные воды, из установки для других целей. Степень рециркуляции ограничена требованиями к качеству принимаемого водного потока и водным балансом установки	Не применим к сточным водам из систем охлаждения при наличии химических веществ для очистки воды и/или высокой концентрации соли от морской воды
2	Сухое золоудаление	Сухой, горячий зольный шлак попадает из печи на механическую конвейерную систему и охлаждается атмосферным воздухом. В процессе вода не используется.	Применим только к установкам для сжигания твердых видов топлива. Могут присутствовать технические ограничения, препятствующие проведению модернизации действующих топливо сжигающих установок

НДТ 14 В целях предотвращения загрязнения сточных вод и снижения сбросов в водные объекты, НДТ предназначена для разделения и отдельной очистки потоков сточных вод, в зависимости от содержания загрязняющих веществ

Потоки сточных вод, которые обычно проходят процесс разделения и очистки, включая поверхностные сточные воды, охлаждающую воду и сточные воды от очистки дымового газа.

Применимость может быть ограничена в отношении действующих установок из-за схемы водоотведения.

НДТ 15. В целях снижения сбросов в водные объекты от очистки дымового газа использовать соответствующую совокупность техник.

НДТ предназначена для использования соответствующей совокупности техник, представленных ниже и для использования вторичных методов, максимально приближенных к источникам образования во избежание разбавления:

Таблица 6.11. Техники снижения сбросов в водные объекты

№ п/п

Техника

Загрязнители, подлежащие очистке

Применимость

1	2	3	4
1	Первичные методы
1.1	Оптимизированное сжигание и системы очистки дымовых газов	Органические соединения, аммиак NH3	общеприменимый
2	Вторичные методы*
2.1	Aдсорбция на активированном угле	Органические соединения, ртуть Hg	общеприменимый
2.2	Aэробная биохимическая очистка	Биохимически разлагаемые органические соединения, аммоний NH+	Общеприменимый для очистки органических соединений. Aэробная биохимическая очистка аммония (NH+) может не применяться при высокой концентрации хлорида (около 10 г/л)
2.3	Aнаэробная биологическая очистка	нитрат NO3, нитрит NO2, ртуть Hg	общеприменимый
2.4	Коагуляция и флокуляция	взвешенные твердые вещества
2.5	Кристаллизация	металлы и металлоиды, сульфат
2.6	Фильтрация (через песок, ультрафильтрация)	взвешенные твердые вещества, металлы
2.7	Флотация	взвешенные твердые вещества, нефть
2.8	Ионный обмен	металлы
2.9	Нейтрализация	кислоты, щелочи
2.10	Окисление	сернистые соединения S-, сульфит
2.11	Улавливание	металлы и металлоиды, сульфат
2.12	Осаждение	взвешенные твердые вещества
2.13	Отгонка	аммиак NH3

_* описание методов в разделе 4

УС НДТ относятся к прямым сбросам в принимающий водный объект в точке выхода выбросов из установки.

Таблица 6.12. Технологические показатели сбросов МЗВ в водные объекты при очистке дымового газа

№ п/п	Вещество/Параметр		Технологические показатели НДТ
1	2		3
1	Общее содержание органического углерода СОУ		20-50 мг/л*, **
2	Химическое потребление кислорода COD		60-150 мг/л*, **
3	Общее содержание взвешенных твердых веществ ВВ		10-30 мг/л
4	Фторид F		10-25 мг/л**
5	Сульфат		1,3-2,0 г/л **, ***
6	Сернистые соединения S2-, легко выделяемое		0,1-0,2 мг/л**
7	Сульфит		1-20 мг/л**
8		As	10-50 мкг/л
9		Cd	2-5 мкг/л
10		Cr	10-50 мкг/л
11		Сu	10-50 мкг/л
12		Hg	0,2-3,0 мкг/л
13		Ni	10-50 мкг/л
14		Pb	10-20 мкг/л
15		Zn	50-200 мкг/л

*

1) применяются технологические показатели сбросов применимых при использовании НДТ СОУ или COD, является предпочтительным вариантом для СОУ, т. к. его мониторинг не сопряжен с использованием высокотоксичных соединений;

2) данный уровень при использовании НДТ применяется после вычета входной нагрузки;

3) **данный уровень при использовании НДТ применяется только к сточным водам от использования сероочистки мокрым способом;

***

1) данный уровень технологических показателей сбросов при использовании НДТ применяется только к установкам, сжигающие топливо с использованием кальциевых соединений при очистке дымовых газов;

2) верхний предел технологических показателей сбросов при использовании НДТ не может применяться при сточных водах с высокой концентрацией соли (например, концентрации хлорида >5 г/л) из-за повышенной растворимости сульфата кальция;

3) технологические показатели сбросов при использовании НДТ не применяется к сбросам в море или солоновато-водные объекты.

6.1.6. Управление отходами

НДТ 16. В целях снижения количества отходов, отправляемых на утилизацию после процесса сжигания и/или газификации и техники очистки.

НДТ предназначена для применения следующей иерархии мер с учетом эксплуатационного цикла:

1) предотвращение образования отходов;

2) подготовка отходов к повторному использованию;

3) переработка отходов;

4) утилизация отходов;

5) удаление отходов,

путем внедрения соответствующей совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.13. Техники снижения образования и переработки отходов

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Производство гипса в виде побочного продукта	Оптимизация качества остатков реакции на основании кальция, произведенных системой FGD мокрым способом для того, чтобы они могли использоваться в качестве эквивалента добытого гипса (например, как сырьевой материал в отрасли производства гипсокартона). Качество известняка, используемого в системе FGD мокрым способом, влияет на чистоту произведенного гипса	Общеприменим в рамках ограничений, связанных с требуемым качеством гипса, требованиями здравоохранения по каждому определенному использованию, и рыночными условиями
2	Вторичная переработка или использование остатков в строительной отрасли	Вторичная переработка или использование остатков (например, от процессов десульфуризации полусухим способом, зольной пыли, зольного шлака) в качестве строительного материала (например, в дорожном строительстве, для замены песка в отрасли производства бетона или цемента)	Общеприменим в рамках ограничений, связанных с требуемым качеством материала (например, физические свойства, содержание опасных веществ) по каждому определенному использованию, и рыночными условиями
3	Регенерация энергии путем использования отходов в топливной смеси	Остаточное энергосодержание золы и шлака с высоким содержанием углерода, полученных в результате сжигания угля, тяжелого мазута может быть регенерировано, например, путем смешивания с топливом	Общеприменим если параметры установки позволяют приемку отходов в топливной смеси и предусматривают техническую способность подачи топлива в камеру сгорания
4	Подготовка дезактивированного катализатора для повторного использования	Подготовка катализатора для повторного использования (например, до четырех раз для катализаторов СКВ) восстанавливает некоторую или всю производительность исходного катализатора, увеличивая тем самым срок его службы для нескольких десятилетий. Подготовка дезактивированного катализатора для повторного использования, включения в схему управления катализатором	Применимость может ограничиваться механическими параметрами катализатора и необходимыми характеристиками в части контроля выбросов NOX и NH3

6.1.7. Шумовое излучение

НДТ 17. В целях снижения шумоизлучения, НДТ предназначена для использования одного или совокупности методов, представленных ниже

Таблица 6.14. Техники снижения уровня шумоизлучения

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Оперативные меры	Данный метод включает: - улучшенный контроль и техническое обслуживание оборудования - закрытие дверей и окон замкнутых помещений, по возможности, - оборудование, управляемое квалифицированным персоналом - избегание шумовых работ в ночное время, по возможности, - положения для контроля шума во время технического обслуживания	Общеприменимый
2	Оборудование с низким уровнем шума	Данный метод теоретически включает компрессоры, насосы и диски	Общеприменим при новом или замененном оборудовании
3	Подавление шума	Распространение шума может быть сокращено путем установки препятствий между источником шумообразования и получателем. Соответствующие препятствия включают защитные стены, насыпи и здания	Общеприменим к новым установкам. В отношении действующих установок установка препятствий может быть ограничена недостаточным пространством
4	Устройство для контроля уровня шума	Данный метод включает: - шумоглушители - шумоизоляция оборудования - ограждение шумового оборудования - звукоизоляция зданий	Применимость может быть ограничена недостаточным пространством
5	Соответствующее расположение оборудования и зданий	Уровни шума могут быть снижены путем увеличения расстояния между источником шумообразования и жилыми массивами, а также и при помощи зданий в качестве шумовых экранов	Общеприменим к новым установкам. В отношении действующих установок изменение расположения оборудования и производственных агрегатов может ограничиваться недостаточным пространством или чрезмерными затратами

6.2. Заключения по НДТ для сжигания твердого топлива

Представленные в настоящем разделе НДТ являются общеприменимыми при сжигания твердого топлива. Они применяются в дополнение к общим заключениям по НДТ, представленным в разделе 6.1.

6.2.1. Общие экологические показатели

НДТ 18. В целях улучшения общих экологических показателей процесса сжигания твердого топлива, и в дополнение НДТ предназначена для использования метода, представленного ниже:

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Интегрированный процесс сжигания, обеспечивающий высокий КПД котла и включающий первичные методы для снижения NOX (например, ступенчатая подача воздуха, ступенчатое сжигание топлива, горелки с низким выходом оксидов азота (LNB) и/или рециркуляция дымовых газов)	Процессы сжигания, такие как сжигание угольной пыли, сжигание в кипящем слое или слоевое сжигание на колосниковых решетках обеспечивают такую интеграцию	Общеприменимый

6.2.2 Энергоэффективность

НДТ 19. В целях снижения воздействия на окружающую среду в целом установок для сжигания твердого топлива НДТ предназначена для использования сухого золоудаления.

НДТ предназначена для использования соответствующей совокупности методов, представленных в НДТ 12 и в таблице ниже:

№ п/п	Метод	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Сухое золоудаление	Сухой, горячий зольный шлак попадает из печи на механическую конвейерную систему и, после перенаправления в печь для дожигания, он охлаждается атмосферным воздухом. Полезная энергия регенерируется в результате дожигания золы и охлаждения золы	Могут присутствовать технические ограничения, препятствующие проведению модернизации действующих камер сгорания

Таблица 6.15. Уровни энергоэффективности НДТ для сжигания каменного и бурого угля

№ п/п	Расчетная тепловая мощность топливо сжигающей установки, МВт	УЭ НДТ *, **
		Электрический КПД нетто, % ***		Коэффициент использование тепла топлива, %***, ****
		Новая установка *****, ******	Действующая установка *******	Новая установка	Действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	<1 000	36,5÷41,5 ********	30÷32	70÷80	50÷75
2	1 000	40÷45	32÷33	75÷90	50÷75

* данные НДТ ПУ не применяются в отношении установок, работающих <2000 ч/год;

** в отношении ТЭС применяется только один из двух показателей НДТ «Электрический КПД нетто» или «Коэффициент использование тепла топлива», в зависимости от конструкции установки ТЭС (т. е. либо более направленный на выработку электроэнергии, либо на выработку теплоэнергии);

*** нижний предел диапазона может относиться к случаям, в которых тип используемой охлаждающей системы или географическое положение камеры оказывает негативное влияние на достигаемую энергоэффективность (до четырех процентов);

****данные уровни не могут быть достигнуты при слишком низкой потенциальной тепловой нагрузке

*****нижние пределы диапазонов НДТ ПУЭ достигаемы при неблагоприятных климатических условиях, камерах, работающих на низкосортном топливе, и/или старых установках (впервые введенных в эксплуатацию до 1985 года);

****** верхний предел диапазона НДТ ПУЭ может быть достигнут при паре высоких параметров (давление, температура);

******* улучшение достигаемой мощности зависит от конкретных установок, но повышение на более чем три процента свидетельствует о применении НДТ ПУЭ для действующих установок, в зависимости от первоначальной конструкции установок и от проведенной на тот момент модернизации;

******** верхний предел диапазона BAT-AEEL может достигать до 45 % в отношении камер р 600 МВт_th при применении сверхкритических или суперсверхкритических параметров пара.

6.2.3. Выбросы NO_X и CO в воздух

НДТ 20. В целях предотвращения или снижения выбросов NO_х в воздух, при одновременном ограничении выбросов CO и N₂O в воздух, от сжигания каменного и/или бурого угля, использовать одну или совокупность техник, представленных ниже:

Снижение эмиссии оксидов азота при сжигании твердого топлива возможно реализовать за счет применения первичных методов (внутри топочной камеры) без реконструкции и с реконструкцией котлоагрегата, а также с применением вторичных методов (за котлом).

Более подробная информация по механизму образования оксидов азота, основных источников образования NO_x, по механизму и химизму процессов восстановления оксидов азота, описание приведенных технологий уменьшения эмиссии NOx, степени снижения эмиссии оксидов азота, перспективности их применения приведены в разделе 4.1.3.

Таблица 6.16. Техники для снижения выбросов NOx при сжигании угля

№ п/п

Техника

Описание

Примечание

1	2	3	4
1	Первичные методы
1.1	Режимно-наладочные мероприятия
1.1.1	Контролируемое снижение избытка воздуха	см. раздел 4.1.3.1	Применимо в настоящее время при наличии приборов, контролирующих процесс сжигания топлива (концентрация О2, СО и NOx). Снижение NOx - 10-35 %
1.1.2	Нестехиометрическое сжигание.	см. раздел 4.1.3.2	Применимо при: - одноярусном встречном расположении горелок, - при двухярусном расположении горелок любой конфигурации НДТ 4.1.3.5 Двухступенчатое сжигание (стадийная подача воздуха) c реконструкцией котлов.
1.1.3	Упрощенное двухступенчатое сжигание без реконструкции котла	см. раздел 4.1.3.3	Применимо при двухярусном расположении горелок
2	Технологические методы, требующие изменения конструкции котла	см. раздел 4.1.3.5
2.1	Низко эмиссионные горелки со стадийной подачей воздуха (LNB)	см. раздел 4.1.3.4	Применимо при без значительной реконструкции котла и его пароводяного тракта. Горелка устанавливается в существующую амбразуру. Снижение NOx - 30-50 %
2.2	Двухступенчатое сжигание (стадийная подача воздуха) c реконструкцией котлов.	см. раздел 4.1.3.5	Относительно затратный метод. Необходимо прокладка воздуховодов третичного воздуха, монтаж воздушных сопел в экранных поверхностях нагрева. Снижение NOx - 30-50 %
2.3	Комбинация низко эмиссионных горелки и двухступенчатого сжигания	см. раздел 4.1.3	Снижение NOx - до 75 %
2.4	Трехступенчатое сжигание.	см. раздел 4.1.3.6	Неполное осуществление на действующем котле Перспективно на новом котле, запроектированном на 3-ступенчатое сжигание. Снижение NOx - 40-75 %
2.5	Комбинация низко эмиссионных горелки и трехступенчатого сжигания	см. раздел 4.1.3	Снижение NOx - до 75-80 %
2.6	Концентрическое сжигание	см. раздел 4.1.3.7	Применимо для тангенциальных топок. Реализуется при «ступенчатости по горизонтали» и ступенчатости по верти-кали». Снижение NOx - 20-50 % в зависимости от типа угля
2.7	Горелки с предварительным подогревом пыли	см. раздел 4.1.3.8	Реализуемо при наличии на ТЭС природного газа или синтез-газа. На котле с промбункером без реконструкции системы пылеприготовления. При прямом вдувании реконструкция необходима, путем установки дополнительного оборудования. Снижение NOx в 2-3 раза в зависимости от типа угля.
2.8	Рециркуляция дымовых газов	см. раздел 4.1.3.9	Возможна реализация на действующем котле. Снижение NOx - 10-20 % для высокореакционных углей. Для низко реакционных нежелательно, нарушается стабильность горения факела
2.9	Подача пыли высокой концентрации (ПВК)	см. раздел 4.1.3	Реализуется на котле с промбункером. Снижение NOx - до 30 %
3	Вторичные методы
3.1	Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)	см. раздел 4.1.3.12	Возможна реализация на действующем котле. Нецелесообразно применять на установках, работающих менее 2000 ч/год
3.2	Селективное каталитическое восстановление (СКВ)	см. раздел 4.1.3.13	Реализация на новом котле. Нецелесообразно на котле менее 300 МВт

Таблица 6.17. Техники комбинированного снижения выбросов оксидов азота и серы при сжигании твердого топлива

№ п/п	Техника	Описание	Примечание
1	2	3	4
1	Мокрые озонно-аммонийные методы	см. раздел 4.1.2.1	Снижение эмиссии: SO2 - до 90 %; NOx, - до 75 %
2	Мокрые аммонийно-карбамидные методы.	см. раздел 4.1.4.2	Снижение эмиссии: SO2 - 90-95 %; NOx, - 20-30 %
3	Электронно-лучевой (радиационно-химический) метод	см. раздел 4.1.4.3	Снижение эмиссии: SO2 - 80-90 %; NOx, - 50-70 %

Таблица 6.18. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для NO_х в воздух для сжигания угля

№ п/п	Тепловая мощность установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		Среднегодовое значение		Среднесуточное значение
		Новая установка	Действующая установка *	Новая установка	Существующая установка
1	2	3	4	5	6
1	<100	100-150	300-415	155-200	330-450
2	100-300	50-100	180-230	80-130	210-250
3	300 (пылеугольный котел, ПК)	50-85	180-230	80-125	210-250
4	300, котел кипящего слоя КC	65-85	-	80-125	-

* данные ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются к установкам, работающим <2 000 ч/год.

Среднегодовое значение уровней выбросов CO для действующих топливо сжигающих установок, работающих х 2 000 ч/год или для новых топливо сжигающих установок, будет составлять следующее:

Таблица 6.19. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ СО для сжигания угля

№ п/п	Расчетная тепловая мощность топливо сжигающей установки, МВт	Ориентировочный уровень выбросов CO (мг/Нм3)
1	2	3
1	<300	<30-140
2	300 (пылеугольный котел, ПК)	<30-100
3	 300, котел кипящего слоя КC	<5-100

6.2.4. Выбросы SO₂ в воздух

НДТ 21. В целях предотвращения или снижения выбросов SO_х в воздух от сжигания каменного и/или бурого угля, использовать одну или совокупность техник, представленных ниже, а более подробно в разделе 4.1.2:*

Таблица 6.20. Техники для снижения выбросов SO₂ при сжигании твердого топлива

№ п/п

Техника

Описание

Примечание

1	2	3	3
1	Использование малосернистого топлива	см. раздел 4.1.2.2	Применим при: -на стадии проектирования - наличии такого угля - без значительной реконструкции котла - экономической целесообразности
2	Очистка угля от серы до сжигания	см. раздел 4.1.2.1	Масштабное применение в среднесрочном периоде при: - обогащении угля, - большой доле колчеданной и сульфатной серы
3	Уменьшение диоксида серы во время сжигания.	см. раздел 4.1.2.3	Возможно, в перспективном периоде при: - реализации ВЦГУ - получении синтез-газ
4	Уменьшение диоксида серы подачей сорбентов в топку c топливом	см. раздел 4.1.2.4	Применим в настоящее время при необходимости
5	Нецикличные мокрый известняковый метод	см. раздел 4.1.2.6	Применим на стадии проектирования для новых установок
6	Цикличные мокрые методы улавливания SО2	см. раздел 4.1.2.7	Применим на стадии проектирования для новых установок
7	Магнезитовый циклический способ	см. раздел 4.1.2.8	Применим на стадии проектирования для новых установок
8	Aммиачный способ	см. раздел 4.1.2.9	Применим на стадии проектирования для новых установок
9	Двойная щелочная технология	см. раздел 4.1.2	Применим на стадии проектирования для новых установок
10	Сухая известняковая технология	см. раздел 4.1.2	Применим в настоящее время при необходимости
11	Полусухой метод десульфуризация дымовых газов «Лифак»	см. раздел 4.1.2.11	Применим в настоящее время на котлах с мокрой системой золоулавливания, например трубы Вентури, эмульгаторы
12	Упрощенная мокросухая технология	см. раздел 4.1.2.10	Применим в настоящее время на котлах с сухой системой золоулавливания, например электрофильтры
13	Технология сероочистки с циркулирующей инертной массой	см. раздел 4.1.2.12	Применим в настоящее время на котлах с сухой системой золоулавливания, например электрофильтры
14	Технология полусухой серочистки по NID-технологии	см. раздел 4.1.2.13	Применим в настоящее время на котлах с сухой системой золоулавливания, например электрофильтры

Таблица 6.21. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для SO₂ в воздух для сжигания угля

№ п/п	Тепловая мощность установки (МВт)	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		Среднегодовое значение		Среднесуточное значение	Среднесуточное значение
		Новая установка	Действующая установка	Новая установка	Действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	<100	150-200	190-360	170-220	400
2	100-300	80-150	190-220	135-200	220-250
3	300 (пылеугольный котел, ПК)	10-75	150-175	25-110	165-200
4	300, (котел кипящего слоя КС)	20-75	-	25-110	-

6.2.5. Выбросы пыли в воздух

НДТ 22. В целях снижения выбросов пыли и связанных частиц металла в воздух от сжигания каменного и/или бурого угля, использовать одну или совокупность техник, представленных ниже:

Таблица 6.22. Техники снижения выбросов пыли и ртутьсодержащих металлов при сжигании твердого топлива

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	3	4	5
1	Электрофильтр	см. раздел 4.1.1	общеприменимая
2	Электрофильтр с движущими электродами	см. раздел 4.1.1
3	Рукавные фильтры	см. раздел 4.1.1
4	Эмульгаторы	см. раздел 4.1.1
5	Десульфуризация дымового газа мокрым способом	см. раздел 4.1.2	применимость в НДТ 21 в сочетании с НДТ 68
6	Ввод сорбента в котел

Таблица 6.23. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ пыли в воздух для сжигания твердого топлива

№ п/п	Тепловая мощность установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		Среднегодовое значение		Среднесуточное значение	Среднесуточное значение
		Новая установка	Действующая установка	Новая установка	Действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	<100	30-50	65-180	35-60	70-200
2	100-300	30-50	65-180	35-60	70-200
3	300-1 000	30-50	65-180	35-60	70-200
4	1 000	30-60	65-180	35-70	70-200

6.3. Заключение НДТ для сжигания жидкого топлива

НДТ, представленные в настоящем разделе, не применяются к топливо сжигающим установкам на морских платформах; они предусмотрены в разделе 6.6.

6.3.1. Котлы, работающие на жидком топливе

НДТ, представленные в настоящем разделе, являются общеприменимыми для сжигания жидкого топлива в котлах. Они применяются в дополнение к общим заключениям по НДТ, представленным в разделе 6.1.

6.3.1.1. Энергоэффективность

Уровни энергоэффективности, связанные с наилучшими доступными технологиями (УЭ-НДТ) для сжигания HFO и/или дизельного топлива в котлах представлены в таблице 6.23.

Понятие энергоэффективности представлено в главе 3.

Таблица 6.24. Уровни энергоэффективности установок, сжигающих жидкое топливо

№ п/п	Тип	УЭ НДТ*
		Электрический КПД, %		Коэффициент использования тепла топлива, КИТ, %**, ***
1	2	3		4
1	Котел, сжигающий мазут и/или дизельное топливо	новые	существующие	новые	существующие
2		не менее 36	30,0-33,0	70-90	50-75

^* данные ПУЭ НДТ не применяются в отношении установок, работающих < 2 000 ч/год;

^** в отношении установок ТЭС применяется только один из двух УЭ НДТ «Электрический КПД нетто» или «Коэффициент использование тепла топлива», в зависимости от конструкции установки ТЭС (т. е. либо более направленный на выработку электроэнергии, либо на выработку теплоэнергии);

^*** данные уровни не могут быть достигнуты при слишком низкой потенциальной тепловой нагрузке.

6.3.1.2. Выбросы NO_X, SО_x и СО в воздух

НДТ 23. В целях предотвращения или снижения выбросов NO_X в воздух, при одновременном ограничении выбросов CO в воздух при сжигания жидкого топлива в котлах, использовать одну или совокупность техник, представленных ниже:

Таблица 6.25. Техники для снижения выбросов NO_x при сжигании жидкого топлива в котлах

№ п/п	Техника	Описание	Примечание
1	2	3	4
1	Ступенчатая подача воздуха	см. разделы 4.1.3; 5.2.4	общеприменимый
2	Ступенчатое сжигание топлива
3	Рециркуляция дымовых газов
4	Низко эмиссионные горелки
5	Впрыск воды или пара
6	СНКВ		нецелесообразно применять на установках, работающих менее 2000 ч/год
7	СКВ		не применим на установках <300 МВт
8	AСУТП	см. раздел 6.10.2	обязательно на новых установках
9	Выбор топлива	см. раздел 4.6.3	применим на стадии проектирования

Таблица 6.26. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для NO_x при сжигании жидкого топлива в котлах

№ п/п	тепловая мощность установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		среднегодовое значение		среднесуточное значение
		новая установка	существующая установка*, **	новая установка	существующая установка*
1	2	3	4	5	6
1	<100	75-200	400-450	100-215	450-500
2	100	45-75	400-4502)	85-100	450-500

^* ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются для установок, работающие <2000 ч/год и являются ориентировочными;

^** нижнее значение - для котлов, выпущенных после 1 января 1991 г., верхнее значение - для котлов, выпущенных до 1 января 1991 г.

Таблица 6.27. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ СО для установок, сжигающие мазут и/или дизельное топливо

№ п/п	Тепловая мощность установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		среднегодовое значение, мг/Нм3		среднесуточное значение, мг/Нм3
		новая установка	существующая установка*, **	новая установка	существующая установка*, **
1	2	3	4	5	6
1	<100	10-30	15-40	15-35	20-45
2	100	10-20	15-35	15-25	20-40

^* ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются для установок, работающие <2000 ч/год и являются ориентировочными;

^** нижнее значение - для котлов, выпущенных после 1 января 1991 г., верхнее значение - для котлов, выпущенных до 1 января 1991 г.

6.3.1.3. Выбросы SO₂ в воздух

НДТ 24. В целях предотвращения или снижения выбросов SO₂ в воздух при сжигании жидкого топлива в котлах, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.28. Техника или сочетание нескольких методов для снижения выбросов SO₂ при сжигании жидкого топлива в котлах

№ п/п

Техника

Описание

Примечание

1	2	3	4
1	Озонно-аммиачный	см. раздел 4.1.2 и 5.2.4	общеприменимый
2	Aбсорбционная очистка с водно-щелочным раствором трилона Б
3	Сухой метод
4	Aбсорбционно-каталитический
5	Мокроизвестковый способ (МИС)
6	Aммиачно-сульфатная технология (AСТ)
7	Конденсатор дымового газа
8	МИС с использованием морской воды	см. раздел 4.1.2	не применим на установках, работающие менее 2000 ч/г
9	Выбор топлива	см. раздел 4.6.3	применим на стадии проектирования

Таблица 6.29. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SО₂ при сжигании жидкого топлива в котлах

№ п/п	Суммарная тепловая мощность, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		Среднегодовое значение, мг/Нм3 **		Среднесуточное значение или среднее значение в период отбора проб, мг/Нм3
		Новая установка	Действующая установка*	Новая установка	Действующая установка*
1	2	3	4	5	6
1	<300	50-200	600-1200	100-250	750-1400
2	300	35-150	500-850	75-200	600-950

^* ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются для установок, работающие <2000 ч/год и являются ориентировочными;

^** в зависимости от содержания серы в топливе.

6.3.1.4. Выбросы пыли и связанных частиц металла в воздух

НДТ 25. В целях снижения выбросов пыли и связанных частиц металла в воздух от сжигания мазута и/или дизельного топлива в котлах, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.30. Техники снижения пыли и связанных частиц металла при сжигании жидкого топлива

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Электрофильтр	см. раздел 4.1.1	Общеприменимый
2	Рукавный фильтр
3	Мультициклоны	см. раздел 4.1.1 мультициклоны могут использоваться с другими методами пылеулавливания
4	Система сероочистки сухим или полусухим способом	см. раздел 4.1.2 метод в основном используется для контроля выбросов SOx
5	Сероочистка мокрым способом	см. раздел 4.1.2 метод в основном используется для контроля выбросов SOx	см. применимость в НДТ 64
6	Выбор топлива	см. раздел 4.6.3	Применим в рамках, связанных с наличием различных видов топлива

Таблица 6.31. Уровни выбросов пыли НДТ при сжигании жидкого топлива в котлах

№ п/п	тепловая мощность установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/нМ3
		среднегодовое значение, мг/Нм3		Среднесуточное значение, мг/Нм3
		новая установка	действующая установка*	новая установка	действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	<300	2-10	2-20	7-18	7-25
2	300	2-5	2-10	7-10	7-15

^* ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются к установкам, работающие <2000 ч/год.

6.3.2. Двигатели, работающие на жидком топливе

Для действующих установок, двигателей, сжигающих жидкое топливо методы вторичной очистки, применяются с учетом положений Справочника по НДТ, независимо работают ли они изолированно или в системе.

6.3.2.1. Энергоэффективность

НДТ 26. В целях повышения энергоэффективности процесса сжигания жидкого топлива использовать поршневые двигатели в комбинированном цикле:

Таблица 6.32. Техники повышения энергоэффективности поршневых двигателей, работающих на жидком топливе

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Комбинированный цикл	см. разделы 5.2; 6.10.2	Общеприменим для установок работающим >2000 ч/год
			Применим к существующим установкам, связанных к паровому циклу и наличием производственной площади
			Не применим к существующим установкам, работающие <2000 ч/год

Таблица 6.33. Уровни энергоэффективности НДТ для поршневых двигателей, сжигающих жидкое топливо^*

№ п/п	Тип камеры сгорания	Электрический КПД нетто, %
		новая камера	Действующая камера
1	2	3
1	Поршневой двигатель, работающий на мазут и/или дизельном топливе по простому циклу	41,5	38,3
2	Поршневой двигатель, работающий на мазут и/или дизельном топливе по комбинированному циклу	>48	>44,5

^* данные уровни НДТ не применяются к установкам, работающие <2000 ч/год.

6.3.2.2. Выбросы NO_x и CO в воздух от поршневых двигателей

НДТ 27. В целях предотвращения или снижения выбросов NOх в воздух при сжигании жидкого топлива в поршневых двигателях, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.34. Техники снижения NO_x в поршневых двигателях, сжигающих жидкое топливо

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Принцип горения с малым выбросом оксидов азота в дизельных двигателях	см. разделы 4.1.3; 5.2	Общеприменимый
2	Система повторного сжигания отработанных газов (EGR)		Не применим к четырехтактным двигателям
3	Впрыск воды/пара		Применим при наличии воды. Применимость может ограничиваться в случаях отсутствия программы модернизации
4	СКВ		Не применим к установкам, работающие <2000 ч/год. Могут быть технические и экономические ограничения. Ограничения из-за отсутствия площадей

НДТ 28. В целях предотвращения и снижения выбросов СО от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателях, НДТ предназначена для применения одной или обеих техник, представленных ниже:

Таблица 6.35. Техники снижения выбросов СО в воздух от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателях

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Оптимизация сжигания	см. разделы 4.1.5; 5.2	Общеприменимый
2	Окислительные катализаторы		не применим к установкам, работающим <2000 ч/год. Ограничение по содержанию серы

Таблица 6.36. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NОx в воздух от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателя

№ п/п	Тепловая мощность установки, МВт	Среднегодовое значение, мг/Нм3		ССреднесуточное значение, мг/Нм3
		Новая установка	Действующая установка*	Новая установка	Действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	50	115-190	585-675	145-250	650-700

* данные уровни выбросов НДТ не применяются к установкам, работающим <2000 ч/год или к установкам без возможности оснащения средствами вторичной очистки.

Таблица 6.37. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ СО в воздух от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателях

№ п/п	Тепловая мощность установки, МВт	Среднегодовое значение, мг/Нм3		Среднесуточное значение, мг/Нм3
		Новая установка	Действующая установка*	Новая установка	Действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	50	50-175	180-200	60-200	200-250

^* данные уровни выбросов НДТ не применяются к установкам, работающим <2000 ч/год.

6.3.2.3. Выбросы SО_x в воздух от поршневых двигателей

НДТ 29. В целях предотвращения и снижения выбросов SО_x от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателях, НДТ предназначена для применения одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.38. Техники снижения выбросов SО_x в воздух от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателях

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	3
1	Выбор топлива	см. разделы 4.1.2; 5.1.4.3	Применим при наличии различных видов топлива
2	Ввод сорбентов в тракт двигателя		могут быть технические ограничения для действующих установок
3	Десульфуризация мокрым способом		могут быть технические и экономические ограничения для установок <300 МВт

Таблица 6.39. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SО_x для поршневых двигателей, сжигающих жидкое топливо

№ п/п	Тепловая мощность установки, МВт	Среднегодовое значение, мг/Нм3		Среднесуточное значение, мг/Нм3
		Новая установка	Действующая установка*	Новая установка	Действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	Все размеры	45-100	220-280	60-110	250-300

^* данные уровни выбросов НДТ не применяются к установкам, работающим <2000 ч/год.

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

НДТ 30. В целях снижения выбросов пыли и связанных частиц металла в воздух от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателях НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.40. Техники снижения пыли и связанных частиц металла для поршневых двигателей, сжигающие жидкое топливо

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Выбор топлива	см. раздел 4.1.1	Применим при наличии различных видов топлива
2	Электрофильтр		Не применим к установкам, работающие <2000 ч/год
3	Рукавный фильтр

Таблица 6.41. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ пыли и связанных частиц металла для поршневых двигателей, сжигающих жидкое топливо

№ п/п	тепловая мощность установки, МВт	среднегодовое значение, мг/Нм3		Среднесуточное значение, мг/Нм3
		новая установка	действующая установка*	новая установка	действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	50	5-10	5-35	10-20	10-45

^* данные уровни выбросов НДТ не применяются к установкам, работающим <2000 ч/год.

6.3.3. Газовые турбины на жидком топливе

В Казахстане в основном газовые турбины работают на природном или попутном нефтяном газе, дизельное топливо используется в качестве резервного топлива.

6.3.3.1. Энергоэффективность

НДТ 31. В целях повышения энергоэффективности процесса сжигания дизельного топлива в газовых турбинах использовать их в комбинированном цикле:

Таблица 6.42. Техника повышения энергоэффективности газовых турбин, работающие на жидком топливе

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Комбинированный цикл	см. разделы 3.4; 5.2; 6.10.2	Общеприменим для установок работающим >2000 ч/год
			Применим к существующим камерам сгорания ГТ, связанных к паровому циклу и наличием производственной площади
			Не применим к существующим установкам, работающие <2000 ч/год

Таблица 6.43. Уровни энергоэффективности НДТ для газовых турбин на жидком топливе¹⁾

№ п/п	Тип камеры сгорания	Электрический КПД нетто, %
		новая камера	Действующая камера
1	2	3	4
1	Газовая турбина открытого цикла, работающая на дизельном топливе	>33	25-33
2	Газовая турбина, работающий на дизельном топливе по комбинированному циклу	>40	33-40

^* данные уровни НДТ не применяются к установкам, работающие <2000 ч/год.

6.3.3.2. Выбросы NO_x и CO в воздух

НДТ 32. В целях предотвращения или снижения выбросов NO_х в воздух от сжигания дизельного топлива в камерах сгорания газовых турбин, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.44. Техники снижения выбросов NO_x в воздух от газовых турбин, сжигающие дизельное топливо

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Впрыск воды/пара	см. разделы 3.3; 4.1.3.13; 5.2; 7.3.11	ограничение при доступности воды
2	Микрофакельное фронтальное устройство		технические ограничения по конструкции КС
3	СКВ		Не применим к установкам, работающие <2000 ч/год. Могут быть технические и экономические ограничения. Ограничения из-за отсутствия площадей

НДТ 33. В целях предотвращения и снижения выбросов СО от сжигания дизельного топлива в газовых турбинах, НДТ предназначена для применения одной или обеих техник, представленных ниже:

Таблица 6.45. Техники снижения выбросов СО для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Оптимизация сжигания	см. разделы 3.3; 5.2; 6.10.2	Общеприменимый
2	Окислительные катализаторы		не применим к установкам, работающим <2000 ч/год. Ограничение по содержанию серы

Таблица 6.46. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NО_x для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

№ п/п	тепловая мощность установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/нМ3
		среднегодовое значение, мг/Нм3		Среднесуточное значение, мг/Нм3
		новая установка	действующая установка*	новая установка	действующая установка2)
1	2	3	4	5	6
1	50	40-75	70-120	50-100	100-150

^* ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются к установкам, работающим <2000 ч/год или к установкам без возможности оснащения средствами вторичной очистки.

Таблица 6.47. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ СО для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

№ п/п	тепловая мощность установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		среднегодовое значение, мг/Нм3		Среднесуточное значение, мг/Нм3
		новая установка	действующая установка*	новая установка	действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	50	100-175	150-200	150-200	175-225

^* данные уровни выбросов НДТ не применяются к установкам, работающим <2000 ч/год.

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

НДТ 34. В целях предотвращения и снижения выбросов SО₂ и пыли от сжигания дизельного топлива в газовых турбинах, НДТ предназначена для применения техники, представленной ниже:

Таблица 6.48. Техники снижения выбросов SО_x для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Выбор топлива	см. разделы 3.3; 3.8.2; 4.1.2; 4.6.3	Применим при наличии различных видов топлива

Таблица 6.49. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SО_x и пыли для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

№ п/п	Тепловая мощность установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		среднегодовое значение*, мг/Нм3				Среднесуточное значение, мг/Нм3
		SOx		пыль		SOx		пыль
		новая установка	действующая	новая установка	действующая	новая установка	действующая	новая установка	действующая
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Новые и действующие установки. Все размеры	35-60	150-200	5-10	10-35	50-66	175-235	10-15	15-45

^* ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются к установкам, работающим <2000 ч/год.

6.4. Заключение НДТ для сжигания газообразного топлива

6.4.1. Заключения по НДТ для сжигания природного газа

Заключения по НДТ, представленные в настоящем разделе, являются общеприменимыми для сжигания природного газа. Они применяются в дополнение к общим заключениям по НДТ, представленным в Разделе 6.1.

6.4.1.1. Энергоэффективность

НДТ 35. В целях повышение энергоэффективности процесса сжигания природного газа, НДТ предназначена для использования соответствующей совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.50. Техники повышения энергоэффективности процесса сжигания природного газа

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Комбинированный цикл	Совокупность двух или более термодинамических циклов, например цикл Брайтона (газовая турбина) с циклом Ренкина (паровая турбина/котел), в целях преобразования тепловых потерь от дымового газа первого цикла в полезную энергию последующего цикла (циклов).	Общеприменим к новым газовым турбинам и двигателям, за исключением работающих <2000 ч/год. Применим к существующим газовым турбинам и двигателям в рамках, связанным со схемой парового цикла и наличием производственной площади. Не применим к существующим газовым турбинам и двигателям, работающим <2000 ч/год, к газотурбинным установкам для механического привода, работающим в периодическом режиме с расширенными колебаниями нагрузки, частыми запусками и остановками. Не применим к котлам.

Уровни энергоэффективности, которые связаны с НДТ для сжигания природного газа представлены в таблице 6.50.

Таблица 6.51. Уровни энергоэффективности НДТ для сжигания природного газа

№ п/п	Тип камеры сгорания	УЭ - НДТ *, **
		Электрический КПД нетто, %		Коэффициент использования тепла топлива, % ***, ****
		Новая установка	Действующая установка
1	2	3	4	5
1	Газопоршневая установка	39,5-44,0	35-40	50-75
2	Котел, работающий на газе	39,0-42,5	38-40	70-80
3	Газовая турбина с открытым циклом, м 50 МВт	36,0-41,5	31,5-33,0	УЭ - НДТ отсутствует
4	Газовая турбина с комбинированным циклом (ПГУ)
5	ПГУ 50-600 МВт	53,0-58,5	46,0-54,0	УЭ - НДТ отсутствует
6	ПГУ У 600 МВт	57,0-60,5	50,0-60,0	УЭ - НДТ отсутствует
7	ПГУ ТЭЦ, 50-600 МВт	53,0-58,5	46,0-54,0	55,0-65,0
8	ПГУ ТЭЦ Ц 600 МВт	57,0-60,5	50,0-60,0

* данные УЭ-НДТ не применяются в отношении камер, работающих при < 2 000 ч/год;

** в отношении установок ТЭЦ, применяется только один из двух УЭ-НДТ: электрический КПД нетто' или 'суммарное использование топлива', в зависимости от конструкции установки ТЭЦ (т.е. либо более направленный на выработку электроэнергии, либо на выработку теплоэнергии);

*** УЭ-НДТ Суммарное использование топлива не может быть достигнуты при слишком низкой потенциальной тепловой нагрузке;

**** данные УЭ-НДТ не применяются к камерам, вырабатывающим только электроэнергию;

(⁵) Значения КПД устанавливаются и рассчитываются при полной нагрузке и согласно условиям стандарта ISO.

6.4.1.2. Выбросы NO_X, CO, не метановых соединений (ЛНОС) и CH₄ в воздух

НДТ 36. В целях предотвращения или снижения выбросов NO_х в воздух от сжигания природного газа в котлах, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.52. Техники снижения выбросов окислов азота при сжигании природного газа в котлах

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Ступенчатая подача воздуха и/или ступенчатое сжигание топлива	см. разделы 4.1.3.3; 6.10.2. Ступенчатая подача воздуха зачастую связана с горелками с низким выходом оксидов азота	Общеприменимый
2	Рециркуляция дымовых газов	см. разделы 4.1.3.4; 4.1.3.9; 6.10.2
3	Горелки с низким выходом оксидов азота (LNB)
4	Усовершенствованная система управления	см. разделы 6.1.1; 6.10. Данный метод зачастую используется в совокупности с другими методами или может использоваться самостоятельно для топливо сжигающих установок, работающих <2000 ч/год	Применимость к старым топливо сжигающим установкам может ограничиваться необходимостью модернизации системы сжигания и/или системы управления
5	Снижение температуры топочного воздуха	см. разделы 4.1.3.12; 6.10.2	Применим в рамках, связанных с технологическими потребностями
6	Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)		Не применим к топливо сжигающим установкам, работающим <2000 ч/год с крайне изменчивыми нагрузками котла. Применимость может ограничиваться в отношении топливо сжигающих установок, работающих в пределах 2000 ч/год - 2 500 ч/год с крайне изменчивыми нагрузками котла.
7	Селективное каталитическое восстановление (СКВ)	см. разделы 4.1.3.13; 6.10.2	Не применим к топливо сжигающим установкам, работающим <2000 ч/год. В основном не применим к топливо сжигающим установкам <100 МВт. Могут присутствовать экономические ограничения для модернизации действующих топливо сжигающих установок, работающих в пределах 1500 ч/год - 2500 ч/год.

В целях предотвращения или снижения выбросов NO_х в воздух от сжигания природного газа в газовых турбинах применяется НДТ, состоящее из одного или совокупности методов, представленных в таблице ниже.

НДТ 37. В целях предотвращения или снижения выбросов NO_х в воздух от сжигания природного газа в газовых турбинах, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.53. Техники снижения выбросов окислов азота при сжигании природного газа в газовых турбинах

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Усовершенствованная система управления	см. разделы 6.1.1; 6.10.2. Данный метод зачастую используется в совокупности с другими методами или может использоваться самостоятельно для топливо сжигающих устройств, работающих <2000 ч/год	Применимость к старым топливо сжигающим установкам может ограничиваться необходимостью модернизации системы сжигания и/или системы управления
2	Добавка воды/пара	см. раздел 6.10.2	Применимость может ограничиваться доступностью воды
3	Горелки с сухим подавлением оксидов азота (DLN)		Применимость может ограничиваться в отношении турбин, в которых невозможна модернизация или в которых установлены системы добавки воды/пара
4	Принцип конструкции с пониженной нагрузкой	Модификация оборудования технологического контроля и взаимосвязанного оборудования для обеспечения надлежащей эффективности сжигания при различной потребности энергии, например, путем повышения возможности контроля входящего потока воздуха или разделения процесса сжигания на несвязные этапы сжигания	Применимость может ограничиваться конструкцией газовой турбины
5	Горелки с низким выходом оксидов азота (LNB)	см. разделы 4.1.3.9; 6.10	Общеприменим в целях дожигания для паровых котлов-утилизаторов (КУ) в отношении газовой турбины в парогазовом цикле (ПГУ) топливо сжигающих установок
6	Селективное каталитическое восстановление (СКВ)	см. разделы 4.1.3.13; 6.10	Не применим в отношении топливо сжигающих установок, работающих <2000 ч/год. Не применим к существующим топливо сжигающим установкам <100 МВт. Модернизация действующих топливо сжигающих установок может ограничиваться доступностью достаточной производственной площади. Могут присутствовать технические и экономические ограничения для модернизации действующих топливо сжигающих установок, работающих в пределах 1500 ч/год - 2500 ч/год.

НДТ 38. В целях предотвращения или снижения выбросов NO_х в воздух от сжигания природного газа в двигателях, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.54. Техники снижения выбросов окислов азота при сжигании природного газа в двигателях

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Усовершенствованная система управления	см. разделы 5.3.4; 6.1.1. Данный метод зачастую используется в совокупности с другими методами или может использоваться самостоятельно для топливо сжигающих, работающих <500 ч/год	Применимость к старым топливо-сжигающим установкам может ограничиваться необходимостью модернизации системы сжигания и/или системы управления
2	Принцип системы сгорания обедненной смеси	см. раздел 6.10. В основном используется в совокупности с СКВ	Применяется исключительно к новым двигателям, работающим на газе
3	Принцип улучшенной системы сгорания обедненной смеси	см. раздел 4.1.3.13	Применяется исключительно к новым двигателям с зажиганием запальной свечой
4	Селективное каталитическое восстановление		Модернизация действующих топливо сжигающих установок и может ограничиваться доступностью достаточной производственной площади. Не применим к топливо сжигающим установкам, работающим <2000 ч/год. Могут присутствовать технические и экономические ограничения для модернизации действующих топливо сжигающих установок, работающих менее 2000 ч/год.

НДТ 39. В целях предотвращения или снижения выбросов CO в воздух от сжигания природного газа, НДТ предназначена для обеспечения оптимального сжигания и/или использования окислительных катализаторов:

Таблица 6.55. Техники снижения выбросов окиси углерода при сжигании природного газа

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Оптимизация сжигания	см. раздел 6.10.2. Достижение результатов обеспечивается применением совокупности ряда методов, в том числе использование усовершенствованной системы управления.	Общеприменимый
2	Окислительные катализаторы	см. раздел 6.10.	Применимость может ограничиваться недостаточным наличием площади, требованиями к нагрузке и содержанием серы в топливе

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для NO_X в воздух от сжигания природного газа в газовых турбинах представлены в таблице 6.56.

Таблица 6.56. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NOх в воздух от сжигания природного газа в газовых турбинах

№ п/п	Тип топливо сжигающей установки	Тепловая мощность топливо сжигающей установки МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3 *
			Среднегодовое значение	Среднесуточное значение
1	2	3	4	5
1	Газовые турбины с открытым циклом (ГТУ)
1.1	Новая ГТУ	 50	15-35	25-50
1.2	Действующая ГТУ (за исключением турбин для использования в качестве механического привода	 50	75-105	100-150
2	Газовые турбины с комбинированным циклом (ПГУ)
2.1	Новая ПГУ	 50	10-30	15-40
2.2	Действующая ПГУ	50-600	50-100	75-120
2.3	Действующая ПГУ	>600	35-75	50-100

^* данные ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ также применяются к процессу сжигания природного газа в двухтопливных турбинах.

Среднегодовое значение уровней выбросов CO для каждого типа действующих топливо сжигающих установок, работающих х 2000 ч/год и для каждого типа новых топливо сжигающих установок, должен в основном составлять следующие значения:

новая ГТУ У 50 МВт_т: <5-40 мг/нМ³. Для установок с электрическим КПД нетто выше 39 %, к верхнему пределу диапазона может применяться поправочный множитель, что представляет собой [верхний предел] x КПД нетто/39, где КПД нетто - электрический КПД нетто, определенный согласно базовой нагрузке ISO;

действующая ГТУ У 50 МВт_т (за исключением турбин для использования в качестве механического привода): < 5-40 мг/нМ³. Верхний предел диапазона в основном будет составлять 80 мг/нМ³ в отношении действующих установок, для которых отсутствует возможность оснащения средствами сухой очистки для снижения содержания NO_X, или 50 мг/нМ³ для установок, работающих при низких нагрузках;

новая ПГУ У 50 МВт_т: < 5-30 мг/нМ³. Для установок с электрическим КПД нетто выше 55 % к верхнему пределу диапазона может применяться поправочный множитель, что представляет собой [верхний предел] x КПД нетто/55, где КПД нетто - электрический КПД нетто установки, определенный согласно базовой нагрузке ISO;

действующая ПГУ У 50 МВт_th: < 5-30 мг/нМ³. Верхний предел диапазона в основном будет составлять 50 мг/нМ³ для установок, работающих при низких нагрузках.

В отношении газовой турбины, оснащенной горелками DLN, данные ориентировочные уровни относятся к случаям эффективной работы DLN.

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для NO_X в воздух от сжигания природного газа в котлах и двигателях представлены в таблице 6.57.

Таблица 6.57. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NO_х в воздух от сжигания природного газа в котлах и двигателях

№ п/п	Тип топливо сжигающей установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		Среднегодовое значение*		Среднесуточное значение
		Новая установка	Действующая установка**	Новая установка	Действующая установка***
1	2	3	4	5	6
1	Котел	10-60	85-175	50-100	100-200
2	Двигатель****	20-75	85-155	55-85	100-175

* оптимизация существующего метода снижения выбросов NO_X может привести к достижению верхнего предела уровней выбросов CO ориентировочного диапазона выбросов CO, представленного после данной таблицы;

** данные ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются к установкам, работающим <2 000 ч/год и являются ориентировочными;

*** для установок, работающих < 500 ч/год, данные уровни являются ориентировочными;

**** данные ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ применяются исключительно к искровым и двухтопливным двигателям. Не применяются газово-дизельным двигателя.

Среднегодовое значение уровней выбросов CO в основном будет составлять:

<40 мг/Нм³ для действующих котлов, работающих х 2 000 ч/год;

<15 мг/Нм³ для новых котлов;

100 мг/Нм³ для действующих двигателей, работающих х 2 000 ч/год и для новых двигателей.

НДТ 40. В целях снижения выбросов летучих не метановых органических соединений (ЛНОС) и метана (CH4) в воздух от сжигания природного газа в газовых двигателях с искровым зажиганием, работающих на обедненных смесях, НДТ предназначена для обеспечения оптимизированного сжигания и/или использования окислительных катализаторов

Таблица 6.58. Техники снижения выбросов ЛНОС и метана СН4 для сжигания природного газа в газовых двигателях с искровым зажиганием, работающих на обедненных смесях

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Оптимизация сжигания	см. раздел 6.10. Достижение результатов обеспечивается применением совокупности ряда методов, в том числе использование усовершенствованной системы управления	Общеприменимый
2	Окислительные катализаторы	см. разделе 6.10. Окислительные катализаторы не эффективны в плане снижения выбросов насыщенных углеводородов, содержащих менее четырех атомов углерода	Применимость может ограничиваться недостаточным наличием площади, требованиями к нагрузке и содержанием серы в топливе

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

НДТ, представленные в настоящем разделе, являются общеприменимыми для сжигания технологических газов при производстве чугуна и стали (доменный газ, коксовый газ, конвертерный газ), по отдельности, в совокупности или одновременно с другими газообразными и/или жидкими видами топлива. Они применяются в дополнение к общим заключениям по НДТ, представленным в Разделе 6.1.

6.5.1. Энергоэффективность

НДТ 41. В целях повышения энергоэффективности процесса сжигания технологических газов металлургического и химического производства, НДТ предназначена для использования техник, представленных в НДТ 12 и системы управления технологическим газом.

Таблица 6.59. Уровни энергоэффективности НДТ для сжигания технологического газа металлургического и химического производства в котлах

№ п/п	Тип камеры сгорания	УЭ НДТ *, **
		Электрический КПД нетто, %	Коэффициент использования тепла топлива, % ***
1	2	3	4
1	Существующий котел, работающий на различных видах топлива	30-40	45,0-80,0
2	Новый котел, работающий на различных видах топлива****	36-42,5	50-84

* данные УЭ-НДТ не применяются в отношении камер, работающих при < 2000 ч/год;

** в отношении установок ТЭЦ применяется только один из двух УЭ-НДТ 'Электрический КПД нетто' или 'Суммарное использование топлива', в зависимости от конструкции установки ТЭЦ (т.е. либо более направленный на выработку электроэнергии, либо на выработку теплоэнергии);

*** данные УЭ-НДТ не применяются к установкам, вырабатывающим только электроэнергию;

**** широкий диапазон показателей энергоэффективности на установках ТЭЦ в большой степени зависит от местного спроса на электричество и теплоэнергию.

Таблица 6.60. Уровни энергоэффективности НДТ для сжигания технологического газа металлургического и химического производства в ПГУ

№ п/п	Тип камеры сгорания	УЭ НДТ *, **
		Электрический КПД нетто, %		Суммарное использования тепла топлива, % ***
		Новая камера	Действующая камера
1	2	3	4	5
1	ТЭЦ-ПГУ	>47	40-48	-
2	ПГУ	>47	40-48	УЭ НДТ отсутствует

* данные УЭ-НДТ не применяются в отношении камер, работающих при < 2 000 ч/год;

** в отношении установок CHP, применяется только один из двух УЭ-НДТ 'Электрический КПД нетто' или 'Суммарное использование топлива', в зависимости от конструкции установки ТЭЦ (т. е. либо более направленный на выработку электроэнергии, либо на выработку теплоэнергии);

*** данные УЭ-НДТ не применяются к установкам, вырабатывающим только электроэнергию.

6.5.2. Выбросы NOx и CO в воздух

НДТ 42. В целях предотвращения или снижения выбросов NO_X в воздух от сжигания в котлах технологических газов металлургического и химического производства, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник

№ п/п	Компонент	Формула	Коксовый газ, %	Доменный газ, %
1	2	3	4	5
1	Метан	СН4	25,5	0,3
2	Пентан	С5Н12	3	-
3	Aзот	N2	2,4	55
4	Кислород	О2	0,5	0,2
5	окись углерода	СО	6,5	27
6	Водород	Н2	59,8	5
7	Этан	С2Н4	2,3	-
8	теплота сгорания	ккал/м3	3850-4050	780-903

НДТ предназначена для использования одного или совокупности техник, представленных в таблице ниже:

Таблица 6.61. Техники снижения выбросов NOX в воздух от сжигания в котлах технологических газов металлургического и химического производства

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Горелки с низким выходом оксидов азота (LNB)	см. раздел 4.1.3.4. Специально сконструированные горелки с низким выходом оксидов азота в несколько ярусов по типу топлива или горелки со специальными характеристиками для сжигания различных видов топлива (например, многофункциональные сопла для сгорания различных видов топлива, или включающие предварительное смешивание топлива)	Общеприменимый
2	Ступенчатая подача воздуха	см. разделы 4.1.3.5; 4.1.3.6
3	Ступенчатое сжигание топлива
4	Рециркуляция дымовых газов	см. раздел 4.1.3.9
5	Система управления технологическим газом		Общеприменим в рамках, связанных с наличием различных видов топлива
6	СНКВ	см. раздел 4.1.3.12	Не применим к топливо сжигающим установкам, работающим < 2000 ч/год
7	СКВ	см. раздел 4.1.3.13	Не применим к топливо сжигающим установкам, работающим < 2000 ч/год. Не применим к топливо сжигающим установкам < 100 МВтth.

НДТ 43. В целях предотвращения или снижения выбросов NO_X в воздух от сжигания технологических газов металлургической промышленности и химической отрасли в ПГУ, НДТ предназначена для использования одного или совокупности методов, представленных ниже:

Таблица 6.62. Техники снижения выбросов NO_X при сжигании в ПГУ технологических газов металлургического и химического производства

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Система управления технологическим газом	см. раздел 5.3	Общеприменим в рамках, связанных с наличием различных видов топлива
2	Усовершенствованная система управления	см. разделы 4.5; 5.3; 6.1.1 Данный метод используется в совокупности с другими методами	Применимость к старым топливо сжигающим установкам может ограничиваться необходимостью модернизации системы сжигания и/или системы управления
3	Добавка воды/пара	см. разделы 7; 6.10.2. В двухтопливных газовых турбинах, использующих DLN для сжигания технологических газов при производстве чугуна и стали, добавка воды/пара обычно используется при сжигании природного газа	Применимость может ограничиваться доступностью воды
4	Горелки с сухим подавлением оксидов азота (DLN)	см. разделе 5.3. DLN для сжигания технологических газов при производстве чугуна и стали отличаются от горелок, предназначенных только для сжигания природного газа	Применим в рамках, связанных с реакционной способностью технологических газов при производстве чугуна и стали, таких как коксовый газ. Применимость может ограничиваться в отношении турбин, в которых невозможна модернизация или в которых установлены системы добавки воды/пара
5	Горелки с низким выходом оксидов азота (LNB)	см. разделы 4.1.3.9; 4.1.3.13	Применим исключительно в целях дожигания для паровых котлов-утилизаторов в отношении газовой турбины в парогазовом цикле топливо сжигающих установок
6	Селективное каталитическое восстановление (SCR)		Модернизация действующих топливо сжигающих установок может ограничиваться доступностью достаточной производственной площади

НДТ 44. В целях предотвращения или снижения выбросов CO в воздух от сжигания технологических газов при производстве чугуна и стали, НДТ предназначена для использования одного или совокупности методов, представленных ниже:

Таблица 6.63. Техники снижения выбросов СO в воздух от сжигания в котлах технологических газов металлургического и химического производства

№ п/п	Метод	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Оптимизация сжигания	см. раздел 5.3	Общеприменимый
2	Окислительные катализаторы		Применим исключительно к ПГУ. Применимость может ограничиваться недостаточным наличием площади, требованиями к нагрузке и содержанием серы в топливе

Таблица 6.64. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NO_х в воздух для сжигания 100 % технологических газов металлургического производства

№ п/п	Тип топливо сжигающей установки, МВт	кон	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/нМ3 *)
			Среднегодовое значение*		Среднесуточное значение
			Новая установка	Действующая установка2)	Новая установка	Действующая установка3)
1	1	2	3	4	5	6
1	Котел, работающий на различных видах топлива	3	15-65	300-350	22-100	350-400
2	ПГУ	15	20-35	50-150	30-50	100-200

^* ПУ НДТ не применяются в отношении камер, работающих при <2 000 ч/год.

Таблица 6.65 - ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NO_X для сжигания 100 % технологических газов химической промышленности

№ п/п	Топливо, используемое в сжигающей установке	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3 *
		Среднегодовое значение		Среднесуточное значение
		Новая установка	Действующая установка	Новая установка	Действующая установка
1	1	2	3	4	5
1	Смесь газов и жидкого топлива	30-85	80-290	50-110	100-330
2	Только газы	20-80	70-100	30-100	85-110

^* ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются в отношении камер, работающих <2 000 ч/год

Среднегодовое значение уровней выбросов CO для действующих установок, работающих х 2000 ч/год или для новых установок, в основном будет составлять < 5-30 мг/нМ³.

6.5.3 Выбросы SO_x в воздух

НДТ 45. В целях предотвращения или снижения выбросов SOх в воздух от сжигания технологических газов металлургического и химического производства, НДТ предназначена для использования совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.66. Техники снижения выбросов SOx в воздух от сжигания в котлах технологических газов металлургического и химического производства

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Выбор топлива	При наличии возможности	Применим в рамках, связанных с наличием различных видов топлива и/или альтернативным использованием технологичес-кого топлива
2	Ввод сорбента в котел	см. раздел 4.1.2
3	Ввод сорбентов в тракт котла	см. раздел 4.1.2.4	При наличии производственной площади и безопасности химической установки
4	Сухой распылительный абсорбер	см. раздел 4.1.2.10
5	Мокрая очистка	см. раздел 4.1.2.6; 4.1.2.7
6	Десульфуризация дымового газа мокрым способом	см. раздел 4.1.2.11
7	Система ДС с использованием морской воды	см. раздел 4.1.2.6	Технические и экономические ограничения для КA <300 МВт

Таблица 6.67. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SO_х в воздух от сжигания 100 % технологических газов металлургического производства

№ п/п	Тип установки	Контрольный уровень O2 (%)	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
			Среднегодовое значение *	Среднесуточное значение **
1	2	3	4	5
1	Новый или действующий котел	3	25-150	50-200 ***
2	Новая или действующая ПГУ	15	10-45	20-70

* данные ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются к установкам, работающим <1 500 ч/год;

** для установок, работающих <500 ч/год, данные уровни являются ориентировочными;

*** верхний предел диапазона ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ может быть превышен при использовании высокой доли COG (например, >50 %). В данном случае верхний предел диапазона ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ составляет 300 мг/Нм3.

Таблица 6.68. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SOх в воздух от сжигания 100 % технологических газов химической промышленности

№ п/п	Тип топливо сжигающей установки	УВ - НДТ, мг/Нм3
		Среднегодовое значение *	Среднесуточное значение **
1	2	3	4
1	Новые и действующие котлы	10-110	90-200

^* данные УВ- НДТ не применяются к действующим установкам, работающим < 2000ч/год,

^** для действующих установок, работающих <500 ч/год, данные уровни являются ориентировочными.

6.5.4. Выбросы пыли в воздух

НДТ 46. В целях снижения выбросов пыли в воздух от сжигания технологических газов металлургического и химического производства НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.69. Техники снижения выбросов пыли в воздух от сжигания технологических газов металлургического и химического производства

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Электрофильтр	см. раздел 4.1.1.1; 4.1.1.3	Общеприменим
2	Рукавный фильтр
3	Выбор топлива
4	Система ДС сухим или полусухим способом	см. раздел 4.1.2.6; 4.1.2.7
5	Десульфуризация мокрым способом		Применимость по НДТ 45

Таблица 6.70. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ пыли в воздух при сжигании в котлах технологических газов металлургического и химического производства

№ п/п	Тепловая мощность установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/нМ3
		Среднегодовое значение		Среднесуточное значение
		Новая установка	Действующая установка*	Новая установка	Действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	<300	2-5	2-15	2-10	2-22
2	300	2-5	2-10	2-10	2-11

^* ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ не применяются в отношении камер, работающих при <2 000 ч/год.

6.6. Заключения по НДТ для топливосжигающих установок на морских платформах

Заключения по НДТ, представленные в настоящем разделе, являются общеприменимыми для сжигания газообразного и/или жидкого топлива на морских платформах. Они применяются в дополнение к общим заключениям по НДТ, представленным в Разделе 6.1.

НДТ 47. В целях улучшения общих экологических показателей процесса сжигания газообразного и/или жидкого топлива на морских платформах, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.71. Техники улучшения общих экологических показателей процесса сжигания газообразного и/или жидкого топлива на морских платформах

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Оптимизация технологического процесса	Оптимизация технологического процесса в целях минимизации расхода механической энергии	Общеприменимый
2	Контроль потерь давления	Оптимизация и техническое обслуживание систем впуска и выхлопа для обеспечения максимально низких потерь давления
3	Контроль нагрузки	Эксплуатация группы генераторов или компрессоров в точках загрузки, которые снижают выбросы до минимума
4	Минимизация вращающегося резерва	При работе с вращающимся резервом в целях технической надежности количество дополнительных турбин сокращается до минимума, за исключением особых обстоятельств
5	Выбор топлива	Снабжение топочным газом из точки в верхней части нефтегазового процесса, который имеет минимальный диапазон параметров горения топочного газа, например теплотворную способность, и минимальную концентрацию серных соединений для снижения образования SO2. Для жидкого дистиллятного топлива, предпочтение отдается видам топлива с низким содержанием серы.
6	Регулировка впрыска	Оптимизация регулировки впрыска в двигателях
7	Регенерация тепла	Использование тепло выхлопа газовой турбины/двигателя в целях теплоснабжения платформы	Общеприменим к новым топливо сжигающим установкам. В отношении действующих топливо сжигающих установок применимость может ограничиваться уровнем тепловой нагрузки и расположением топливо сжигающей установки (площадь)
8	Объединение энергосистем разных газовых/нефтяных месторождений	Использование центрального источника энергоснабжения для питания ряда сопричастных платформ, расположенных на различных газовых/нефтяных месторождениях	Применимость может ограничиваться в зависимости от месторасположения различных газовых/нефтяных месторождений и от организации различных сопричастных платформ, включая приведение в соответствие с временными графиками в части планирования, запуска и остановки производства.

НДТ 48. В целях предотвращения или снижения выбросов NO_X в воздух от сжигания газообразного и/или жидкого топлива на морских платформах, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.72. Техники предотвращения или снижения выбросов NO_X в воздух от сжигания газообразного и/или жидкого топлива на морских платформах

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Усовершенствованная система управления	См. раздел 4.5; 4.1.3.9; 6.1.1	Применимость к старым топливо сжигающим установкам может ограничиваться необходимостью модернизации системы сжигания и/или системы управления
2	Горелки с сухим подавлением оксидов азота (DLN)		Применим к новым газовым турбинам (стандартное оборудование) в рамках, связанных с изменением качества топлива. Применимость может ограничиваться для действующих газовых турбин: наличием комплекта для модернизации (для работы при низкой нагрузке), сложностью организации платформы и наличием производственной площади
3	Принцип системы сгорания обедненной смеси		Применяется исключительно к новым двигателям, работающим на газе
4	Горелки с низким выходом оксидов азота (LNB)		Применяется исключительно к котлам

НДТ 49. В целях предотвращения или снижения выбросов CO в воздух от сжигания газообразного и/или жидкого топлива в газовых турбинах на морских платформах, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.73. Техники предотвращения или снижения выбросов CO в воздух от сжигания газообразного и/или жидкого топлива на морских платформах

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Оптимизация сжигания	См. описание в Разделе 5.3	Общеприменимый
2	Окислительные катализаторы		Не применим к топливо сжигающим установкам, работающим < 500 ч/год. Модернизация действующих топливо сжигающих установок может ограничиваться доступностью достаточной производственной площади и ограничениями по массе

Таблица 6.74. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NO_X в воздух от сжигания газообразного топлива в газовых турбинах с открытым циклом на морских платформах

№ п/п	Тип топливо сжигающей установки	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/нМ3 *
		Среднее значение в период отбора проб
1	2	3
1	Новая газовая турбина для сжигания газообразного топлива **	15-50 ***
2	Действующая газовая турбина для сжигания газообразного топлива **	<50-350 ****

* данные ПТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ основаны на > 70 % текущей базовой нагрузки;

** включает одно топливные и двухтопливные газовые турбины;

*** верхний предел диапазона ПТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ составляет 250 мг/Нм³, в случае если горелки DLN не применимы.

**** нижний предел диапазона ПТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ может быть достигнут при использовании горелок DLN.

Среднее значение уровней выбросов CO в течение периода отбора проб в основном будет составлять:

< 100 мг/нМ³ для действующих газовых турбин для сжигания газообразного топлива на морских платформах, работающих х 2000 ч/год;

< 75 мг/нМ³ для новых газовых турбин для сжигания газообразного топлива на морских платформах.

6.7. Заключение НДТ для многотопливного сжигания

На установках, сжигающих несколько видов топлива: уголь, лигнит, биомассу и/или торф, применяются методы, представленные в Главе 4, и описываются как методы, которые следует учитывать при определении наилучшей разработанной техники для сжигания угля и/или лигнита, биомассы и/или торфа в разделе 5.1. Характеристики хорошо зарекомендовавших себя для установок, сжигающих одновременно несколько видов твердого топлива приведены в разделе 5.4 и относятся к диапазонам, наблюдаемым для хорошо зарекомендовавших себя установок, сжигающих уголь и/или лигнит, и для хорошо зарекомендовавших себя установок, сжигающих биомассу и/или торф. Дальнейшие выводы не выходят за рамки тех, которые касаются раздела 5.1 и раздела 5.3.

6.8. Заключение НДТ для сжигания отходов

Если не указано иное, заключения по НДТ, представленные в настоящем разделе, являются общеприменимыми для совместного сжигания отходов в топливо сжигающих установках. Они применяются в дополнение к общим заключениям по НДТ, представленным в Главе 4.

При совместном сжигании отходов ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ в данном разделе применяются к общему объему образующегося дымового газа.

В дополнение, при совместном сжигании отходов с видами топлива, предусмотренными в Разделе 6.11, ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, изложенные в Разделе 6.11 также применяются к общему объему образующегося дымового газа, и объему дымового газа, получаемого в результате сжигания видов топлива, предусмотренных в настоящем разделе с помощью формулы правила смешения, в которой на основании НДТ 61 должны быть определены ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для объема дымового газа, получаемого в результате сжигания отходов.

Формула (правило смешивания): уровень выбросов для соответствующего загрязняющего вещества в отработанных газах, образующихся вследствие совместного сжигания отходов, исчисляется следующим образом:

где: V_отх, V_проц- объемы отработанных газов соответственно в следствии сжигании отходов и производственных процессов, м3/ч;

C_отх, C_проц - значения уровней выбросов, соответственно установленные для определенных отходов и определенных видов производственной деятельности, мг/нм3.

Все уровни выбросов в воздух исчисляются при температуре 273,15 K, давлении 101,3 кПa после корректировок содержания водяного пара в отработанных газах.

6.8.1. Общие экологические показатели

В целях улучшения общих экологических показателей процесса совместного сжигания отходов в топливо сжигающих установках, в целях обеспечения стабильных условий горения, и снижения выбросов в воздух, применяется НДТ 6.7 и/или другие методы, указанные ниже.

НДТ 50. В целях улучшения общих экологических показателей процесса совместного сжигания отходов в топливо сжигающих установках и обеспечения стабильных условий горения, и снижения выбросов в воздух.

НДТ предназначена для использования техники НДТ 60 (a) ниже и совокупности техник, представленных в НДТ 6 и/или других техник, указанных ниже:

Таблица 6.75. Техники улучшения общих экологических показателей при совместном сжигании отходов в топливо сжигающих установках

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Предварительная приемка отходов	Внедрение процедуры приема любых отходов в топливо сжигающей установке согласно соответствующему справочнику НДТ по переработке отходов. Критерии приемлемости установлены для критических параметров, таких как теплота сгорания и содержание воды, золы, хлора и фтора, серы, азота, PCB, металлов (летучих веществ (например, Hg, Tl, Pb, Co, Se) и не летучих веществ (например, V, Cu, CD, Cr, Ni)), фосфор и щелочь (при использовании побочных продуктов животного происхождения). Применение системы обеспечения качества для каждой нагрузки загрязняющих веществ для обеспечения соответствия характеристик отходов для совместного сжигания, и контроля значений определенных критических параметров (например, для неопасного топлива из твердых бытовых отходов)	Общеприменимый
2	Сортировка/ ограничение отходов	Тщательная сортировка типов и массового потока отходов, наряду с ограничением доли наиболее загрязненных отходов, которые могут быть отправлены на совместное сжигание. Ограничение доли золы, серы, фтора, ртути и/или хлора в отходах, поступающих в топливо сжигающую установку. Ограничение количества отходов для совместного сжигания.	Применим в рамках, связанных с политикой управления отходами страны-члена
3	Смешивание отходов с основным топливом	Эффективное смешивание отходов и основного топлива, поскольку неоднородный или недостаточно смешанный поток топлива или неравномерное распределение могут оказать влияние на процесс воспламенения и сгорания в котле и следовательно, необходимо принять меры по предотвращению.	Смешивание возможно только в случае, если свойства основного топлива и отходов для измельчения аналогичны или если количество отходов намного меньше по сравнению с основным топливом
4	Сушка отходов	Предварительная сушка отходов до их ввода в камеру сгорания, в целях обеспечения высокой эффективности котла	Применимость может ограничиваться недостаточным регенерируемым теплом от технологического процесса, необходимыми условиями сгорания, или содержанием влаги в отходах
5	Предварительная обработка отходов	См. методы по переработке отходов и сжиганию отходов, включая измельчение, пиролиз и газификацию	См. применимость в СНДТ по переработке отходов и СНДТ по сжиганию отходов

НДТ 51. В целях предотвращения увеличения выбросов от совместного сжигания отходов в топливо сжигающих установках. НДТ предназначена для принятия соответствующих мер, направленных на то, чтобы выбросы загрязняющих веществ в части дымовых газов от совместного сжигания отходов не превышали выбросы установленные значениями НДТ для сжигания отходов.

НДТ 52. В целях снижения до минимума воздействия на рециркуляцию остатков совместного сжигания отходов в топливо сжигающих установках. НДТ предназначена для обеспечения надлежащего качества гипса, золы и шлака, а также других остатков.

В случае повторного использования остатков сжигания, необходимо выполнять требования, установленными для их использования, когда установка не предусматривает совместное сжигание отходов, путем использования одной или совокупности техник, представленных в НДТ 60 и/или путем ограничения совместного сжигания для отработанной фракции с концентрацией загрязняющих веществ аналогичной отработанной фракции в других видах сжигаемого топлива.

6.8.2. Энергоэффективность

НДТ 53. В целях повышения энергоэффективности процесса совместного сжигания отходов, НДТ предназначена для использования соответствующей совокупности техник, представленных в НДТ 12 и НДТ 19, в зависимости от используемого типа основного топлива и конфигурации установки.

Таблица 6.76. Уровни энергоэффективности НДТ для совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым углем

№ п/п	Тепловая мощность, МВт	УЭ НДТ*
		Электрический КПД нетто, %		Коэффициент использования тепла топлива, %
		Новая камера	Действующая камера	Новая камера	Действующая камера
1	2	3	4	5	6
1	<300	31-35,5	28-35	60-80	50-60
2	300	33,5-38,0	28,0-38,0	73-95	60-70

^* данные УЭ НДТ не применяются для установок, работающих менее 2000 ч/год.

6.8.3. Выбросы NO_X и CO в воздух

НДТ 54. Предотвращения или снижения выбросов NO_X в воздух, при одновременном ограничении выбросов CO и N₂O в воздух, от совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым углем, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.77. Техники снижения выбросов окислов азота в воздух при временном ограничении выбросов СО и N2O в воздух от сжигания каменного и/или бурого угля

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Оптимизация сжигания	см. раздел 4.1.3.1	общеприменимый
2	Совокупность других первичных методов для снижения выбросов NOX (например, ступенчатая подача воздуха, ступенчатое сжигание топлива, рециркуляция дымовых газов, горелки с низким выходом оксидов азота (LNB))	см. раздел 4.1.3 по каждому отдельному методу. Конструкция котла может влиять на выбор и результативность соответствующего (совокупность) первичного техник
3	Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)	см. раздел 4.1.3.12	Применимость может ограничиваться в отношении котлов с высокой площадью сечения, препятствующей однородному смешиванию NH3 и NOX. Применимость может ограничиваться в отношении топливо сжигающих установок, работающих < 1500 ч/год
4	Селективное каталитическое восстановление (СКВ)	см. раздел 4.1.3.13	Не применим к топливо сжигающим установкам < 300 МВт, работающим < 500 ч/год. В основном не применим к топливо сжигающим установкам < 100 МВт. Могут присутствовать технические и экономические ограничения для модернизации действующих топливо сжигающих установок, работающих в пределах 500-2000 ч/год и для действующих топливо сжигающих установок к 300 МВт, работающих <2000 ч/год

6.8.4. Выбросы SO_X в воздух

НДТ 55. В целях предотвращения или снижения выбросов SO_х, в воздух от совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым углем, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.78. Техники снижения выбросов SOх в воздух при совместном сжигании отходов с каменным и/или бурым углем

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Ввод сорбента в котел	см. раздел 4.1.2	общеприменимый
2	Ввод сорбентов в тракт котла
3	Сухой распылительный абсорбер
4	Скруббер сухой очистки с циркулирующим кипящим слоем (CFB)
5	Мокрая очистка
6	Десульфуризация дымового газа мокрым способом (система FGD мокрым способом	см. раздел 4.1.2	Не применим к топливо сжигающим установкам, работающим <2000 ч/год. Могут присутствовать технические и экономические ограничения для применения метода к топливо сжигающим установкам <300 МВт, и для модернизации действующих топливо сжигающих установок, работающих между 500 ч/год и 2000 ч/год
7	Система FGD с использованием морской воды
8	Комбинированные методы для снижения NOX и SOX		Применим с учетом специфики того или иного случая, в зависимости от характеристик топлива и процесса сжигания
9	Замена или удаление газо-газового нагревателя, расположенного на выходе системы FGD мокрым способом	Замена газо-газового нагревателя на выходе системы FGD мокрым способом много-трубным теплообменником, или удаление и сброс дымового газа через градирню или трубу для влажного газа	Применим только в случае необходимости замены или изменения теплообменника в топливо сжигающей установке, оснащенной системой FGD мокрым способом и газо-газовым нагревателем, расположенным на выходе системы
10	Выбор топлива	Раздел 4.1.2.2. Использование топлива с низким содержанием серы (например, до 0.1 % масс., в сухом весе), хлора или фтора	Применимость может быть лимитирована в виду проектных ограничений в отношении установок для сжигания специфичных природных видов горючего.

6.8.5. Выбросы пыли и связанных частиц металла в воздух

НДТ 56. В целях снижения выбросов пыли и связанных частиц металла в воздух от совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым углем, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.79. Техники снижения выбросов пыли от совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым углем

№ п/п	Техники	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Электрофильтр (ESP)	см. разделы 4.1.1; 4.1.2	Общеприменимый
2	Рукавный фильтр
3	Ввод сорбента в котел
4	Система FGD сухим или полусухим способом
5	Десульфуризация дымового газа мокрым способом (система FGD)

Таблица 6.80. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для частиц металла в воздух от совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым углем

№ п/п	Общая расчетная тепловая мощность топливо сжигающей установки, МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3		Усредненный период
		Sb+As+Pb+Cr+Co+ Cu+Mn+Ni+V (мг/Нм3)	Cd+Tl (мкг/Нм3)
1	2	3	4	5
1	<300	0,005-0,5	5-12	Среднее значение в период отбора проб
2	 300	0,005-0,2	5-6	Среднее значение проб, полученных в течение одного года

6.8.6. Выбросы ртути в воздух

НДТ 57. В целях снижения выбросов ртути в воздух от совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым углем, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.81. Техники снижения выбросов ртути в воздух от совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым угле

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Сопутствующие выгоды от первичных методов, используемых для снижения выбросов других загрязнителей
1.1	Электрофильтр (ESP)	См. описание в Разделе 4. Высокий КПД удаления ртути достигается при температуре дымового газа ниже 130 еC. Техника в основном используется для пылеулавливания	Общеприменимый
1.2	Рукавный фильтр	Техника в основном используется для пылеулавливания
1.3	Система FGD сухим или полусухим способом	См. описание в Разделе 4.
1.4	Десульфуризация дымового газа мокрым способом (система ДДГ мокрым способом)	В основном методы используются для контроля за содержанием SOX	Не применим к Топливо сжигающим установкам, работающим <2000 ч/год.
1.5	Селективное каталитическое восстановление (СКВ)	Используется только в совокупности с другими методами для усиления или снижения окисления ртути до улавливания в последующей системе FGD или пылеулавливания. Метод в основном используется для контроля NOX	Не применим к топливо сжигающим установкам < 300 МВт, работающим < 500 ч/год. В основном не применим к топливо сжигающим установкам < 100 МВт. Могут присутствовать технические и экономические ограничения для модернизации действующих топливо сжигающих установок, работающих в пределах 500-2000 ч/год и для действующих топливо сжигающих установок  300 МВт, работающих <2000 ч/год
2	Специальные методы снижения выбросов ртути
2.1	Ввод сорбента на основе углерода (например, активированный углерод или галоидированный активированный углерод) в дымовой газ	См. раздел 1.5.2.4. Общеприменим в совокупности с ESP/рукавным фильтром. Использование данного метода может потребовать дополнительных этапов очистки для дальнейшего отделения ртутьсодержащей углеродной фракции до последующего повторного использования зольной пыли	общеприменимый
2.2	Использование галоидированных присадок в топливе или введенных в печь		Общеприменимый в случае низкого содержания галоида в топливе
2.3	Предварительная очистка топлива	Промывание топлива, комбинирование и смешивание в целях ограничения/снижения содержания ртути или улучшения улавливания ртути оборудования для борьбы с загрязнением	Требуется предварительное изучение для определения характеристики топлива и расчета КПД техники
2.4	Выбор топлива	См. Раздел 4.6.3	Применим при наличии других видов топлива

6.9. Заключение НДТ для газификации

Заключения по НДТ, представленные в настоящем разделе, являются общеприменимыми для всех установок газификации, напрямую связанных с топливо сжигающими установками, и для установок внутри цикловой газификации (ВЦГ). Они применяются в дополнение к общим заключениям по НДТ, представленным в разделе 6.1.

6.9.1. Энергоэффективность

НДТ 58. В целях повышения энергоэффективности установок газификации и ВЦГ, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник представлены в таблице ниже:

Таблица 6.82. Техники повышения энергоэффективности установок газификации и ВЦГ

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1	2	3	4
1	Регенерация тепла от процесса газификации	В связи с необходимостью охлаждения синтетического газа для дальнейшей очистки, может быть произведена рекуперация использованной энергии для производства дополнительного пара, который будет добавлен в паротурбинный цикл, что обеспечит генерацию дополнительной электроэнергии	Применим к установкам КЦГ и газификации, напрямую связанным с котлами, в которых предусмотрена предварительная очистка синтетического газа, требующая охлаждения синтетического газа
2	Интеграция процессов газификации и сжигания	Конструкция установки может быть разработана с учетом полной интеграции вентиляционно-приточного агрегата (ВПA) и газовой турбины с подачей (извлечением) всего воздуха, поступающего в ВПA, из компрессора газовой турбины	Применимость ограничивается установками ПГУ ВЦГ в части эксплуатационной гибкости комбинированной установки для быстрой подачи электроэнергии в сеть при отсутствии электростанции на возобновляемом источнике энергии
3	Система подачи сухого сырья	Использование системы подачи сухого сырья в газогенератор для улучшения энергоэффективности процесса газификации	Применим исключительно к новым установкам
4	Высокотемпературная газификация под высоким давлением	Использование технологии газификации с рабочими параметрами высокого давления и температуры в целях максимального повышения эффективности преобразования энергии	Применим исключительно к новым установкам
5	Модернизация конструкции	Модернизация конструкции, такая как: - модификация огнеупора и/или системы охлаждения газогенератора; - установка расширителя для регенерации энергии от падения давления синтетического газа до процесса горения	Общеприменим к установкам ПГУ ВЦГ

Таблица 6.83. Уровни энергоэффективности НДТ для установок газификации и ПГУ ВЦГ

№ п/п	Тип конфигурации установки	УЭ НДТ, %
		Электрический КПД нетто установки ПГУ ВЦГ		Коэффициент использование тепла топлива новой или действующей установки газификации, %
		Новая камера	Действующая камера
1	2	3	4	5
1	Установка газификации, напрямую связанная с котлом без предварительной очистки синтетического газа	УЭ отсутствует		> 98
2	Установка газификации, напрямую связанная с котлом с предварительной очисткой синтетического газа	ПУ отсутствует		> 91
3	ПГУ	УЭ НДТ отсутствует	34-46	> 91

6.9.2. Выбросы NO_X и CO в воздух

НДТ 59. В целях предотвращения и/или снижения выбросов NO_х в воздух при одновременном ограничении выбросов CO в воздух от установок ВЦГ, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.84. Техники предотвращения/или снижения выбросов NO_X в воздух при одновременном ограничении выбросов CO в воздух от установок ВЦГ

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Оптимизация сжигания	См. раздел 6.10.2	Общеприменимый
2	Добавка воды/пара	См. Раздел 6.10. Для этой цели повторно используется некоторая часть пара промежуточного давления из паровой турбины	Применим исключительно к части газовой турбины установки IGCC. Применимость может ограничиваться доступностью воды
3	Горелки с сухим подавлением оксидов азота (DLN)	См. описание в Разделе 6.10.2	Применим исключительно к части газовой турбины установки IGCC. Общеприменим к новым установкам IGCC. Применим с учетом специфики того или иного случая к установкам IGCC, в зависимости от наличия комплекта для модернизации. Не применим для синтетического газа с содержанием водород >15 %
4	Разбавление синтетическим газом отбрасываемого азота из вентиляционно-приточного агрегата (ВПA)	ВПA отделяет кислород от азота в воздухе для подачи в газогенератор кислорода высокого качества. Отбрасываемый азот из ВПA повторно используется для снижения температуры горения в газовой турбине, с учетом его предварительного смешивания с синтетическим газом перед сжиганием	Применим исключительно при использовании ВПA в процессе газификации
5	Селективное каталитическое восстановление (СКВ)	См. Раздел 4.1.3.13	Не применим к установкам IGCC, работающим <2000 ч/год. Модернизация действующих установок может ограничиваться доступностью достаточной производственной площади. Могут присутствовать технические и экономические ограничения для действующих установок ВЦГ

Таблица 6.85. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NO_X в воздух для установок ВЦГ

№ п/п	Общая расчетная тепловая мощность установки ВЦГ МВт	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/нМ3
		Среднегодовое значение		Среднесуточное значение
		Новая установка	Действующая установка	Новая установка	Действующая установка
1	2	3	4	5	6
1	 100	25	45	35	60

Среднегодовое значение уровня выбросов CO для действующих установок, работающих х 2000 ч/год и для новых установок в основном будет составлять <30 мг/нМ³.

6.9.3. Выбросы SO_х в воздух

НДТ 60. В целях снижения выбросов SO_х в воздух от установок ВЦГ, НДТ предназначена для использования техники удаления кислого газа:

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Удаление кислого газа	Сернистые соединения из сырья процесса газификации удаляются из синтетического газа посредством удаления кислого газа, например, включая гидролизный реактор COS (и HCN) и абсорбцию H2S с помощью растворителя, такого как метилдиэтаноламин. Вследствие этого серы извлекается в виде жидкой или твердой элементарной серы (например, через установку Клауса), или в виде серной кислоты, в зависимости от рыночного спроса	Применимость может ограничиваться в отношении установок IGCC, работающих на биомассе из-за крайне низкого содержания серы в биомассе

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для выбросов SO₂ в воздух от установок ВЦГ Г 100 МВт составляет 3-16 мг/нМ³, и выражается как среднегодовое значение.

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

НДТ 61. В целях предотвращения или выбросов пыли, связанных частиц металла, аммиака и галогена в воздух от установок ВЦГ, НДТ предназначена для использования одной или совокупности техник, представленных ниже:

Таблица 6.86. Техники предотвращения или сокращения выбросов пыли, связанных частиц металла, аммиака и галогена в воздух от установок ВЦГ

№ п/п	Техника	Описание	Применимость
1	2	3	4
1	Фильтрация синтетического газа	Пылеулавливание с помощью циклонов для улавливания зольной пыли, рукавные фильтры, электрофильтры и/или свечные фильтры для удаления зольной пыли и не конвертированного углерода. Рукавные фильтры и электрофильтры используются при температуре синтетического газа до 400°C	Общеприменимый
2	Рециркуляция смолы и золы синтетического газа в газогенератор	Смолы и зола с высоким содержанием углерода, образовавшиеся в сыром синтетическом газе, отделяются в циклонах и возвращаются в газогенератор, при низкой температуре синтетического газа на выходе из газогенератора (<1100°C)
3	Промывка синтетического газа	Синтетический газ проходит через водяной скруббер, после другого средства (средств) пылеулавливания, в котором происходит отделение хлоридов, аммиака, частиц и галидов

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для пыли и связанных частиц металла в воздух от установок газификации ПГУ приведены в таблице 6.87.

Таблица 6.87. ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ пыли и связанных частиц металла в воздух для ПГУ

№ п/п	Общая расчетная тепловая мощность установки IGCC (МВтth)	ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ, мг/Нм3
		Sb+As+Pb+Cr+Co+ Cu+Mn+Ni+V Среднее значение в период отбора проб	Hg (мкг/нМ3) Среднее значение в период отбора проб	Пыль Среднегодовое значение)
1	2	3	4	5
1	 100	<0,025	<1	<2,5

6.10. Описание техник

6.10.1. Основные техники

Таблица 6.88. Основные техники

№ п/п

Техника

Описание

1	2	3
1	Усовершенствованная система управления	Предполагает использование AСУТП, включающая контроль и управление, подачи топлива, подготовки топлива к сжиганию: подогрев воздуха, подогрев топлива, смешение топлива с воздухом, процессом горения, эффективностью сгорания и предотвращения и/или снижения выбросов. Данная техника также включает использование высокоэффективного мониторинга.
2	Оптимизация сжигания	Данная техника является элементом AСУТП касательно процесса сжигания, контроля и управления температурного режима, образования продуктов неполного сгорания (СО), а также NOx. Настройка AСУ на минимизацию выбросов и расхода топлива при различных нагрузках установки. Достижение результатов обеспечивается применением совокупности методов, включая надлежащую конструкцию оборудования для сжигания, оптимизацию температуры (например, эффективное смешивание топлива и воздуха сгорания) и время выдержки в зоне сжигания, а также использование усовершенствованной системы управления.

6.10.2. Техники повышения энергоэффективности

НДТ 62

Таблица 6.89. Техники повышения энергоэффективности

№ п/п

Техника

Описание

1	2	3
1	Готовность к переходу к комбинированному производству электрической и тепловой энергии	Техника предусматривает возможность отпуска тепловой энергии, если ранее установка вырабатывала только электрическую энергию. Проверяется возможность перевода турбины типа «К» в «Р»; установки сетевых подогревателей, включая пиковые. Наличие и перспектива роста тепловых нагрузок паровых и/или горячей воды. Возможность перевода турбин типа «К» в «Т». Проверяются технические возможности резервирования теплофикационной нагрузки. Отпуск тепловой энергии является естественной монополией, соответственно должна оформляться документация для получения тарифа на тепловую энергию.
2	Комбинированный цикл	Техника основана на объединении двух или несколько термодинамических циклов, где тепловые потери первого цикла используются в качестве полезной энергии во втором цикле. Например, выхлопные газы газовой турбины, используются в котле утилизаторе паровой части, где полученный пар используется в паровой турбине для производства электроэнергии. Выхлоп ГТ может использоваться в водогрейном КУ, т. е. для подогрева сетевой воды для теплоснабжения.
3	Оптимизация сжигания	см. таблицу 6.6
4	Оптимизация схемы регенерации КЭС заменой поверхностных ПНД на смешивающие	Для базовых конденсационных блоков рекомендуется схема гравитационная схема Парсонс. Первый ПНД располагается на отметке 18-21 м, основной конденсат самотеком поступает во второй. Экономиться на одном КЭН, отсутствует недогрев. Повышается КПД регенеративного цикла, снижается расход топлива и выбросы.
5	Оптимизация режимов установок, производящие только электроэнергию	Техника предусматривает минимизацию расхода топлива и выбросов при выполнении диспетчерского графика нагрузок, с учетом работающих установок, технического состояния и энергетических характеристик каждой установки. См. 5.2.4
6	Оптимизация режимов установок комбинированного производства энергии	Техника предусматривает оптимальное распределение тепловых и электрических нагрузок между параллельно работающими установками, обеспечивая минимальные выбросы и расход топлива. Требует индивидуального подхода к каждой установке. См. 5.2.4
7	Модернизация установок с увеличением мощности и повышения эксплуатационных характеристик	Разработаны типовые проекты реконструкций турбин ПТ-80-130/13 с увеличением мощности до 100 МВт, Т-110-130 до 120-130 МВт, К-300-240 до 325 МВт, К-500-240 до 530 МВт. Реконструкция позволяет сократить удельные расходы топлива и следовательно удельные выбросы. См. 5.2.4
8	Снижение величины противодавления до уровня 0,4 МПа для использования в теплофикационном цикле при снижении нагрузки производственного пара	В связи с сокращением потребления пара промышленными потребителями, снижение противодавления позволит подключиться к теплофикационному коллектору для подогрева сетевой воды. Увеличивается тепловая экономичность снижается расход топлива и выбросы в ОС. См. 5.2.4
9	Перевод электропривода питательных насосов на паротурбинный	Рекомендуется для установок >300 МВт, снижается расход электроэнергии на СН, увеличивается полезный отпуск с шин, повышается КПД за счет использования пара из отборов или противодавления. Снижается расход топлива и выбросы в ОС. См. 5.2.4
10	Использование пониженного давления теплофикационного отбора.	Фактическая температура наружного воздуха несколько выше, чем по проекту. Температурный график тепловой сети фактически ниже проектного, следовательно можно в нижнем теплофикационном отборе поддерживать давление порядка 0,06 МПа (заводом-изготовителем допускается 0,05 МПа), что может для некоторых установок дать прирост мощности до 1 МВт, а учитывая, что отопительный период у многих под 200 суток, то эффект получается ощутимым. См.5.2.4
11	Применение испарительных установок для подготовки воды	В условиях снижения потребления пара производственных отборов и противодавления рассматривается термический способ восполнения потерь пара и конденсата. Такие схемы работают на ТЭЦ Республики Казахстан, не требуются ионообменные смолы. Тепловая экономичность увеличивается за счет использования пара из отборов. См.5.2.4
12	Утилизация выпара из деаэратора повышенного давления (ДСП)	Проектная схема установки охладителя выпара на ДСП, часть основного конденсата, направленного в ДСП, нагревается в охладителе выпара, не сконденсировавшиеся газы сбрасываются в атмосферу. См 5.2.4
13	Утилизация тепла непрерывной продувки	Применяется двухступенчатая схема расширителя непрерывной продувки. В I-ступени давление 0,7 МПа, коэффициент сепарации 43 %, давление во II-ступени - 0,12 МПа, коэффициент сепарации 10 %. С последней ступени продувочная вода через охладитель продувки сбрасывается в ГЗУ. Пар из I-ступени направляется в деаэратор, а со II-ступени в коллектор 0,12 МПа. См.5.2.4
14	Установка турбин «мятого пара»	При снижении теплофикационной нагрузки можно установить турбины типа К-17-0,16, которые работают на паре теплофикационных отборов и вырабатывают дополнительно 17 МВт, за счет загрузки теплофикационных отборов увеличивается теплофикационная выработка, снижается расход топлива и выбросы. Такие турбины установлены на ТЭЦ Республики Казахстан. См.5.2.4
15	Модернизация проточной части паровых турбин с применением сотовых уплотнений	Сотовые уплотнения снижают протечки и увеличивают внутренний относительный КПД турбины на 1-2,5 %. См. 5.2.4
16	Повышение эффективности центробежных насосов за счет гидрофобных покрытий	Гидрофобные покрытия на базе полимерных материалов снижают трение, увеличивают КПД насоса до 3 %.
17	Установка ЧРП на приводах ТДМ и насосах	Регулирование производительности вращающихся механизмов (вентиляторов, дымососов, питателей, насосов) за счет изменения числа оборотов с помощью ЧРП, сокращает потребление электроэнергии до 20-25 %.
18	Реконструкция водогрейных котлов типа КВТК-100 за счет установки газоплотных панелей	Увеличенные присосы воздуха приводит к уменьшению КПД котла. При замене экраны на газоплотные панели из мембранных труб, снизятся присосы воздуха, увеличится КПД котла, снизится расход топлива и выбросы. см. 5.2.4
19	Использование тепловых насосов на оборотной системе водоснабжения для отопления	При достаточном тепловом потреблении на собственные нужды (отопление) схема с тепловыми насосами, включенные на оборотной воде охлаждения может быть экономически оправданной, Такие схемы работают в Республике Казахстан. См. 5.2.4
20	Замена физически и морально изношенного оборудования на новые	В зависимости от наработки, паркового ресурса, продленного индивидуального ресурса, наступает время выбытия из эксплуатации, поскольку процедура замены оборудования проводится в соответствии с разработкой проекта, Госэкспертизы и пр. Замена должна быть по техническим характеристикам и воздействию на ОС лучше, чем действующая установка
21	Установка AСМ за выбросами вредных веществ установок >300 МВт и работающие >2000 ч/г	Сама техника не повышает энергоэффективность, но действия, принятые по результатам мониторинга, улучшают работу установки уменьшая выбросы. Мониторинг производится по каждой установке, чтобы оценить влияние каждой установки и корректировать режим каждой установки. В случае мониторинга за выбросами по дымовой трубе не будет ясно от какой именно установки вклад в выбросы, и какую установку необходимо корректировать. См.5.2.4
22	Система управления технологическим газом	Техника предусматривает использование технологического газа металлургического производства или химической промышленности в топливо сжигающих установках для производства энергии, для комплексного использования ресурсов предприятия и уменьшения выбросов
23	Конденсатор дымовых газов	Техника применяется для утилизации тепла уходящих газов и очистки дымовых газов. См.5.2.4
24	Труба для влажного газа	Техника предназначена для конструкции дымовой трубы с конденсацией водяных паров от влажных дымовых газов без дополнительного нагрева газов после сероочистки мокрым способом.
25	Сверхкритические параметры пара (СКД)	Существующие конденсационные блоки 300 и 500 МВт спроектированы на СКД: 23,5 МПа, 545/545 оС. 3-й блок ЭГРЭС-2 спроектирован на 24,2 МПа, 566/566 оС, электрический КПД - 41 %. Только для новых установок.
26	Супер-сверхкритические параметры пара (ССКД)	Параметры пара >25-30 МПа, >580-600 оС. Материалы - аустинетного класса. Только для новых установок.
27	Двойной промпререгрев пара для КЭС на ССКД	При параметрах ССКД устанавливают второй промежуточный перегрев пара, увеличивается термический КПД цикла, снижается конечная влажность пара
28	AСУ ТП с полной оптимизацией режимов работы и определением ТЭП	НДТ оптимизирует режим работы установок с минимальными расходами топлива и выбросов, рассчитывает удельные расходы топлива, электрический КПД нетто, по каждой установке и в целом по ТЭС, передает ТЭП в головной офис в режиме реального времени

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

НДТ 63

Таблица 6.90. Техники снижения выбросов NOx и/или СО в воздух

№ п/п

Техника

Описание

1	2	3
1	Усовершенствованная система управления	см. разделы 4.5; 6.1.
2	Ступенчатая подача воздуха	Техника подразумевает создание нескольких зон горения в топке (КС) с различным содержанием кислорода для снижения выбросов NOх и обеспечения оптимизированного сгорания. Техника включает основную зону горения с альфы <1 (т. е. с дефицитом воздуха) и вторую восстановительную зону горения с альфа >1 (работающую с избыточным воздухом) в целях улучшения процесса сгорания. Конструктивные ограничения для малых котлов.
3	Комбинированные техники снижения NOx и SOx	см. раздел 4.1.4
4	Оптимизация сжигания	см. раздел 6.10.2
5	Микро факельные фронтальные устройства	Техника предназначена для газовых турбин, сжигающих газ и/или жидкое топливо. За счет смешения воздуха с топливом до сжигания, образуя множество микро факелов с низким образованием NOx
6	Рециркуляция дымовых Газов	Техника предусматривает подачу дымовых газов в зону горения, тем самым создавая зону с альфы <1, за счет разбавления продуктами сгорания, тем самым меньше образуется NOx. Требуется дымосос рециркуляции газов, небольшое увеличение расхода электроэнергии на СН, взамен сокращения образования NOx.
7	Выбор топлива	При наличии различного вида топлив выбор в пользу топлива с меньшим содержанием N.
8	Ступенчатое сжигание топлива	см. разделы 4.1.3.3-4.1.3.6
9	Принцип улучшенной системы сгорания обедненной смеси	Техника применяется для газовых турбин, включающая контроль максимальной температуры, при которой не образуются термические NOx, для чего поддерживается более низкое соотношение топливо/воздух
10	Низко эмиссионные горелки	Конструкция таких горелок основана на смешении топлива и воздуха с затягиванием процесса горения и снижения максимальной температуры, при которой не образуются NOx, недостаток кислорода не позволяет топливному азоту окисляться, в то же время обеспечивая тепловыделение в необходимом уровне. Данная техника может быть связана с модифицированной конструкцией топочных камер. Конструкция горелок обеспечивает ступенчатое сжигание топлива. Существующие конструкции топок могут снизить эффект снижения образования NOx
11	Принцип сжигания дизельного топлива в двигателях с низким образованием NOх	Техника основана на порционном впрыске топлива в последнюю стадию перед закрытием впускного клапана и ранним закрытия впускного воздушного клапана турбонаддува, обеспечивая оптимизацию сжигания с минимальным образованием окислов азота
12	Окислительные катализаторы	Используются катализаторы на основе палладия и платины для окисления окиси углерода до СО2 и водяного пара
13	Снижение температуры воздуха для горения	Воздух подается, минуя воздухоподогреватель при температуре окружающей среды, понижая температуру зону горения при которой не образуются NOx
14	СКВ	см. раздел 4.1.3.13
15	СНКВ	см. раздел 4.1.3.12
16	Впрыск пара/воды	Для снижения температуры горения впрыскивается вода или пар для снижения образования термических NOx. Смешение воды или пара с топливом происходит до сжигания. Чаще применяется для дизельных двигателей и газовых турбин

6.10.4. Техники снижения выбросов SO_x в воздух

Таблица 6.91. Техники снижения выбросов SO_x в воздух

№ п/п

Техника

Описание

1	2	3
1	Ввод сорбента в котел (в печь)	Техника прямого впрыска сухого сорбента в камеру сгорания или добавление абсорбентов на основе магния или кальция в слой котла с кипящим слоем. Поверхность частиц сорбента вступает в реакцию с SO2 в дымовых газах или в котле с кипящим слоем. Данная техника используется в основном в совокупности с методом пылеулавливания.
2	Скруббер сухой очистки с ЦКС	Уходящие газы из воздухоподогревателя котла поступают в адсорбер ЦКС через секцию Вентури, где происходит впрыск сорбента и воды отдельно в поток дымовых газов. Данная техника предусматривает совместное с пылеулавливанием
3	Комбинированные методы для снижения NOх и SOх	см. 5.2.4
4	Конденсатор дымовых газов	см.5.2.4;
5	Система управлением технологическим газом	см. таблицу 6.54
6	Десульфуризация с использованием морской воды или осветленной воды	Техника мокрой очистки с использованием морской или осветленной воды применяется в эмульгаторах с одновременным пылеулавливанием. Степень очистки зависит от состава воды и показателя рН.
7	Техника сухой сероочистки	Раствор щелочного реактива вводится в поток дымовых газов, реагент вступает в реакцию с окислами серы, образуя твердые вещества, которые улавливаются рукавными фильтрами или электрофильтрами.
8	Десульфуризация мокрым способом	см. 5.2.4
9	Aммиачно-сульфатная технология (AСТ)	см. 5.2.4

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

Таблица 6.92. Техники снижения выбросов пыли

№ п/п	Техника	Описание
1	2	3
1	Рукавный фильтр	Рукавные фильтры используют материалы из ткани или синтетического волокна пористой структуры, которые пропускают газы, но улавливают твердые частицы. Подбор материалов рукавного фильтра зависит от характеристики дымовых газов, включая температуру. Имеют повышенное аэродинамическое сопротивление.
2	Ввод сорбента в котел (в печь)	см. раздел 4.1.2.4
3	Сухая или полусухая техника десульфуризации	см. разделы 4.1.2.10; 4.1.2.11; 4.1.2.13
4	Электрофильтр	улавливание твердых частиц в электростатическом поле, создаваемое постоянным напряжением 90-150 кВ. Состоит из нескольких полей, из которых одно отключается во время встряхивания осевших частиц. Для выполнения условия по скорости газов имеют большие размеры. Для действующих установок могут иметь ограничения по габаритам.
5	Техника МЕЕТ, электрофильтры с движущимися электродами	Запатентованная технология Mitsubishi-Hitachi, заключается в том, что осадительные электроды выполнены в виде бесконечной ленты, налипшие частицы счищаются вращающимися или неподвижными щетками. Высока степень улавливания, 10 мг/нМ3 при сжигании угля зольностью до 12-14 %
6	Эмульгаторы батарейные и/или кольцевые	Батарейные эмульгаторы конструкции Панарина или кольцевые конструкции Кочеткова обеспечивают улавливание золы до 99,6 % и очистку от окислов серы до 20 %
7	Выбор топлива	Использование топлива с низким содержанием зольности

6.10.6. Техники снижения сбросов в водные объекты

Таблица 6.93. Техники снижения сбросов в водные объекты

№ п/п

Техника

Описание

1	2	3
1	Aдсорбция на активированном угле	Для удерживания растворимых загрязнителей на поверхности твердых, высокопористых частиц. Для адсорбции органических соединений обычно используется активированный углерод. (см. раздел 4.2.4)
2	Aнаэробная биологическая очистка	Для биологического восстановления загрязнителей с помощью метаболизма микроорганизмов (например, нитрат (NO3-) восстанавливается до элементарного газообразного азота. Aнаэробная очистка сточных вод после использования систем влажной очистки, как правило, осуществляется в биореакторах с фиксированной пленкой, с применением активированного углерода в качестве носителя.
3	Коагуляция и флокуляция	Коагуляция и флокуляция используются в целях сепарации взвешенных твердых веществ от сточных вод и зачастую проводятся по последовательной схеме. Коагуляция осуществляется путем добавления коагулянтов с зарядами, противоположными зарядам взвешенных твердых веществ. Флокуляция осуществляется путем добавления полимеров, в результате чего столкновение микро-флокулированных частиц вызывает их соединение, что ведет к образованию более крупных флоккулированных частиц
4	Кристаллизация	Удаление ионных загрязнителей из сточных вод путем кристаллизации их на затравочном материале, таком как песок или минералы, в кипящем слое
5	Фильтрация	Сепарация твердых частиц от сточных вод путем пропускания через пористую среду. Данный метод включает различные типы методов, например фильтрацию через песок, микрофильтрацию и ультрафильтрацию.
6	Флотация	Сепарация твердых или жидких частиц от сточных вод путем прикрепления к пузырькам разреженного газа, обычно воздуха. Всплывающие частицы накапливаются на водной поверхности и собираются съемником.
7	Ионный обмен	Удерживание ионных загрязнителей из сточных вод и замены их более соответствующими ионами с помощью ионообменной смолы. Загрязнители временно сохраняются и впоследствии выпускаются в жидкость регенерации или обратной промывки. При регенерации используются прекурсоры.
8	Нейтрализация	Регулирование уровня pH сточных вод до рН=7 путем добавления химических веществ. Для повышения уровня pH обычно используется гидроокись натрия NaOH или гидроокись кальция Ca(OH)2, а серная кислота H2SO4, соляная кислота HCl или двуокись углерода CO2 обычно используются для уменьшения уровня pH. При нейтрализации могут образоваться осадки некоторых загрязнителей.
9	Сепарация воды от нефти	Удаление свободной нефти из сточных вод путем гравитационного отделения под влиянием сил тяжести, с помощью устройств, таких как сепаратор, ловушка из гофрированных пластин или ловушка из параллельных пластин. Сепарация воды от нефти обычно сопровождается флотацией, и с применением коагуляции/флокуляции.
10	Окисление	Преобразование загрязнителей с помощью химических окислителей в подобные соединения, которые являются менее опасными и/или доступными для очистки. В отношении сточных вод от использования систем мокрой очистки для окисления сульфита (SO32-) до сульфата (SO42-) может применяться воздух.
11	Улавливание	Преобразование растворенных загрязнителей в нерастворимые соединения путем добавления химических осаждающих реактивов. Образовавшиеся твердые осаждающие реактивы впоследствии отделяются в процессе улавливания, флотации или фильтрации. Типичные химические вещества, используемые для улавливания металлов, являются известь, доломит, гидроокись натрия, карбонат натрия, сульфид натрия и органические сернистые соединения. Соли кальция (кроме извести) используются для улавливания сульфата или фторида
12	Осаждение	Удаление взвешенных твердых веществ путем гравитационного осаждения.
13	Отгонка	Удаление летучих загрязнителей (например, аммиак) из сточных вод путем применения интенсивного потока газа для их переноса в газовую фазу. Загрязнители удаляются из отпарного газа путем последующей очистки и потенциально могут быть использованы повторно.

6.10.7. Техники обращения с топливом

Таблица 6.94. Техники обращения с топливом (разгрузка, транспорт, хранение)

№ п/п

Техника

Описание

1	2	3
1	Разгрузка твердого топлива в закрытых помещениях с аспирацией	Во избежание и снижения выбросов пыли при разгрузке угля в закрытых помещениях необходимо устанавливать систему аспирации
2	Использование оборудования, обеспечивающие минимальную высоту падения твердого топлива при его переработке.	При выдаче топлива на склад через телескопическую трубу, оборудованную защитным мягким фартуком для снижения пыления
3	Уплотнение или герметизация угольного штабеля для сокращения потерь топлива из-за его окисления внутри штабеля	Во избежание самовозгорания производится укатка штабеля с помощью бульдозеров или тракторов
4	Оборудование узлов пересыпки системами аспирации	Для снижения выбросов пыли в узлах пересыпки устанавливаются системы аспирации или паровое пылеподавление
5	Гидро-и пневмовакуумная уборка помещений топливоподачи	Для поддержания чистоты и снижения концентрации пыли в помещениях топливоподачи производится влажная уборка дважды в смену с использованием пылесосов
6	Гидроизоляция и дренажная система угольного склада	Для предотвращения и снижения загрязнений почвы
7	Обнаружение очагов возгорание на угольном складе	Для снижения потерь топлива при окислении. Оснащение склада сигнализацией и видео мониторами
8	Ветрозащитные ограждения угольного склада	Для снижения выбросов пыли в воздух и на территорию ТЭС
9	Обваловка хранилища жидкого топлива	Для снижения потерь топлива и загрязнения почвы объем загороженной площади равен объему резервуара
10	Площадки для сливного оборудования должны быть забетонированы и иметь канавы для отвода в ловушки пролитого мазута	Для снижения загрязнения почвы и территории ТЭС, для последующего сбора и утилизации
11	Сбор и очистка линевых и талых вод перед сбросом или утилизация на ТЭС	Для снижения загрязнения почвы и территории ТЭС, для последующего сбора и утилизации
12	Температурный режим жидкого топлива	Для обеспечения противопожарных мер, в случае воспламенения
13	Сбор и утилизация замазученных и замасленных вод	Для снижения загрязнения почвы и территории ТЭС, для последующего сбора и утилизации
14	Предохранительные клапаны на ГРП и газопроводах	Для предотвращения разрывов газопроводов и оборудования

6.10.8. Техники обращения с маслами

Таблица 6.95. Техники обращения с маслами (разгрузка, транспорт, хранение)

№ п/п	Техника	Описание
1	2	3
1	Предотвращение потерь масла	Оборудование резервуаров указателями уровня масла, обеспечивающими сигнализацию и блокировку работы насосов, подающих масло в резервуары при достижении заданного или предельного уровня масла
2	Предотвращение загрязнения масла, образования отходов, выбросов паров масла в атмосферу	Оборудование масляных резервуаров масляными затворами или перепускными клапанами и индикаторами состояния осушителя
3	Предотвращение загрязнения масла и образования отходов	Защита внутренних поверхностей резервуаров (маслобаков) с помощью специальных маслобензостойких антикоррозионных покрытий
4	Предотвращение загрязнения масла и образования отходов	Оборудование маслобаков открытого склада и маслопроводов теплоизоляцией и устройствами обогрева
5	Предотвращение загрязнения масла и образования отходов	Устройство точек для отбора проб масла на резервуарах, маслопроводах
6	Предотвращение или снижение объемов потерь масла	Установка запорной арматуры на технологичес-ких и дренажных маслопроводах
7	Предотвращение загрязнения масла, образования отходов, выбросов паров масла в Aтмосферу	Оборудование линий перелива резервуаров гидрозатворами
8	Предотвращение загрязнения масла и образования отходов, повышение качества восстановленного масла	Оснащение схем маслохозяйства встроенными датчиками контроля качества масла
9	Предотвращение образования отходов	Использование трансформаторных и турбинных масел, непригодных для применения в основном оборудовании во вспомогательном оборудовании
10	Утилизация отходов	Утилизация отработанных масел в котлах
11	Пожаробезопасность	Обеспечение пожаробезопасности при сливе масла
12	Пожаробезопасность	Обеспечения пожаробезопасности за счет заземления оборудования мазутного и масляного хозяйства

7. Перспективные техники

Сегодня на первый план для энергетики выходят такие приоритеты как ее надежность, доступность, экологичность и безопасность. В Стратегиях развития энергетического сектора Европейского Союза, России, Казахстана в качестве приоритетных задач обозначены повышение энергоэффективности и модернизация традиционной генерации, снижение доли энергии, получаемой за счет ископаемого топлива, повышение доли энергии, производимой за счет возобновляемых источников, и развитие альтернативных источников энергии. Главными инструментами в решении этих задач являются исследования и разработки новых технологий. Важным стимулом внедрения новых технологий в энергетике является и скорость развития информационных технологий.

Одним из ключевых центров внимания остается «чистая энергетика», составными частями которой являются эффективная тепловая генерация с минимальными выбросами вредных веществ и возобновляемые источники энергии. Для развития «чистой энергетики» требуется поддерживать современный уровень инвестиций в производство электроэнергии, перенаправляя значительную часть инвестиций не в сектор традиционной тепловой энергетики, а в сектор возобновляемой.

7.1. Пути гармонизации базовой и альтернативной энергетики

Современная электроэнергетика Казахстана базируется на так называемых машинных способах преобразования энергии: тепловая энергия от сгорания топлива превращается в механическую энергию вращения, далее в электрогенераторе - в электрическую.

При этом Казахстан поставил перед собой амбициозные цели по развитию ВИЭ: довести долю возобновляемой энергетики в общем объеме производства электроэнергии до 3 % в 2020 году (выполнено), до 6 % в 2025 году, к 2030 году - 10 %, к 2050 году на возобновляемые и альтернативные источники энергии должно приходиться не менее половины всего совокупного энергопотребления.

На начало 2020 года в Казахстане действовало 90 объектов ВИЭ установленной мощностью 1050,1 МВт, в том числе 19 ветровых, 31 солнечных, 37 гидроэлектростанций и 3 электростанции на биотопливе. Из них только в 2019 году введен 21 объект мощностью более 500 МВт. Таким образом, за 2019 г. установленные мощности ВИЭ в Казахстане увеличились вдвое: с 531 МВт в 2018 г. до 1050 МВт по итогам 2019 г.

Растущие мощности объектов ВИЭ требуют решения множества вопросов по гармонизации традиционной и альтернативной энергетики.

Сегодня основные направления развития объектов традиционной (базовой) угольной и газовой генерации связаны с повышением эффективности использования химической энергии органического топлива, коррекцией негативного воздействия энергетики на окружающую среду с помощью мер по снижению и улавливанию вредных выбросов.

Более 75 % электроэнергии в Казахстане вырабатывается на паротурбинных ТЭС, большей частью угольных, и при этом их средний КПД не превышает 35 %. В этом отношении парогазовые электростанции (ПГУ) почти вдвое эффективнее - КПД 58-60 %.

Наиболее перспективными направлениями повышения эффективности выработки электроэнергии для угольной генерации следует считать дальнейшее повышение параметров пара в паротурбинных электростанциях до ССКП и ультра сверхкритических (УСКП) параметров, развитие технологий парогазовых установок с внутри-цикловой газификацией и модернизация существующей угольной генерации с применением НДТ, а для газовой генерации развитие парогазовых технологий, применение ГТУ сложного цикла и топливных элементов.

Во многих развитых странах уже на законодательном уровне предписывают использовать природный газ исключительно на парогазовых электростанциях. Применение ПГУ позволяет существенно сократить потребление газа при неизменной выработке электроэнергии или значительно увеличить ее выработку при том же уровне потребления газа (это особенно актуально в зимние месяцы, на фоне объективных ограничений поставок газа), а также повысить маневренность электростанций.

Основным трендом развития энергетической области в ХХI веке является реализация технологий, которые наилучшим образом, то есть с наименьшими затратами и наиболее эффективно, будут удовлетворять потребности растущего населения планеты, при этом оказывая как можно меньше негативного влияния на окружающую среду.

С высокой долей вероятности для Казахстана можно полагать, что уголь, несмотря на сложные технологии сжигания, очистки и утилизации продуктов сгорания, в силу значительных запасов и невысокой рыночной стоимости останется одним из основных видов ископаемого топлива для ТЭС.

Повышение КПД угольных теплоэлектростанций позволяет сократить удельный объем вредных выбросов в атмосферу на единицу мощности и снизить стоимость вырабатываемой энергии. Кроме экономической выгоды, модернизация оборудования позволяет станциям соответствовать новым экологическим стандартам и условиям рынка при увеличивающейся интеграции ВИЭ.

Для угольных станций наиболее перспективными представляются технологии повышения термодинамических параметров паротурбинного цикла - температуры и давления пара. В Казахстане на паротурбинных блочных электростанциях реализованы сверхкритические параметры пара, позволяющие достичь показателей КПД в таких энергоустановках на уровне 37-38 %, однако в силу ряда объективных причин, работающих с эффективностью 33-35 %. На современных паротурбинных электростанциях в СШA, Европе, Японии уже реализованы суперсверхкритические параметры пара, позволяющие достичь показателей КПД в таких энергоустановках на уровне 45-46 %. Многочисленные расчеты показывают, что для преодоления 50 %-го барьера КПД следует переходить уже на уровень УСКП. Широкомасштабные исследования, направленные на создание УСКП -энергоблоков для повышения эффективности выработки электроэнергии на твердом топливе и снижения выбросов СО₂, проводятся в Евросоюзе, СШA, Японии и Китае, а также в Южной Корее и Индии.

Известные способы снижения выбросов угольных станций, очистки, утилизации и захоронения продуктов сгорания являются крайне капиталоемкими и энергоемкими, в большинстве случаев почти удваивают стоимость строительства электростанции и потребляют около 10 % вырабатываемой энергии. Поэтому для угольной генерации тем большее значение приобретает повышение эффективности выработки электроэнергии, само по себе сокращающее вредные выбросы за счет уменьшения количества сжигаемого топлива.

Следует отметить снижение доли угольной генерации в мире. Вывод из эксплуатации угольных станций набирает обороты по всему миру, начиная с ЕС и СШA, к которым начали присоединяться развивающиеся страны, прежде всего, в рамках принятых ими международных обязательств по ограничению загрязнения воздуха.

В 2016 году, после десятилетия беспрецедентного объема ввода новых мощностей на угле, количество строящихся станций существенно сократилось, в основном из-за политики Китая и Индии, где было заморожено строительство более чем на 100 объектах общей мощностью 68 ГВт.

Еще в 2000 году парк угольной генерации в Китае состоял из множества старых станций малой мощности. Начиная с 2004 года, особенно в рамках пятилетки с 2006-2010 годов, Китай совершил прорыв по строительству самых больших и эффективных угольных станций: закрыто большинство старых малых ТЭС мощностью менее 100 МВт общей мощностью 77 ГВт; увеличена эффективность станций 200 МВт и 300 МВт. A в 2006 году Национальная комиссия развития и реформ Китая объявила, что будет одобрять только строительство угольных станций мощностью 600 МВт и более, с энергоблоками, которые будут работать на сверх- и ультра-сверхкритических параметрах пара [37]. Десять лет спустя Китай столкнулся с проблемой избыточных мощностей разросшегося угольного сектора энергетики. Проекты по строительству 200 новых угольных станций заморожены. И в то же время Китай объявил о запуске 15 пилотных станций для разработки решений по повышению эффективности и гибкости работы действующих станций.

Для повышения маневренности современных ТЭС ключевым является автоматизация всех процессов на станции для повышения ее управляемости и надежности. Под оптимальным режимом понимается такое распределение электрических и тепловых нагрузок между котлоагрегатами (генерация пара) и турбоагрегатами (выработанная электроэнергия, отпуск тепла с производственных и теплофикационных отборов), при которых обеспечивается получение максимальной прибыли от продажи электроэнергии при безусловном выполнении графика отпуска тепла потребителям с минимальным для производства.

Современные рыночные условия требуют от традиционной тепловой генерации, привыкшей работать в режиме базовой нагрузки, максимальной гибкости и маневренности для обеспечения надежного «тыла» работе с ВИЭ. Обеспечение такой работы сводится к трем основным элементам: для генерирующей компании приоритетом является планирование режима работы станций, для ТЭС - эксплуатационные показатели оборудования с упором на программы мониторинга и контроля работы станции, для аналитических центров - сбор данных для соотношения спроса доступной мощности и прогнозирования [62].

Бум развития ВИЭ не означает отказ от традиционных энергоносителей. К примеру, в Дании было установлено, что на каждый ГВт мощности ветровой энергетики необходимо 300-500 МВт резервной мощности атомной или угольной генерации. Соответственно, увеличение объема мощности на ВИЭ не означает пропорциональное снижение объема тепловой генерации [81]. Однако требования к энергоэффективности традиционных ТЭС ужесточаются как на уровне законодательства, так и условиями рынка.

Например, в соответствии с последними требованиями американского агентства по защите окружающей среды (EPA) для угольных станций установлены ограничения по выбросам CO₂ (не более 636 кг на каждый МВтч), которые могут быть реализованы лишь при наличии установок по сбору и хранению CO₂ или его переработке, поскольку средний объем выбросов станции, работающих на ССКП, составляет 800 кг/МВтч.

В соответствии с прогнозом МЭA почти 60 % всех новых электрогенерирующих мощностей к 2040 году будут обеспечиваться ВИЭ, и большинство этих мощностей к 2040 году станут конкурентоспособными. Возобновляемая энергия станет основным источником генерации на четырех крупнейших рынках электроэнергии (Китай, СШA, ЕС и Индия). Ожидается, что к 2040 году в солнечной электроэнергетике средние затраты сократятся еще на 50 %, а в наземной ветровой - еще на 20 %. Вместе с тем инновационные проекты всегда рискованны. Стремительный рост доли генерации на основе ВИЭ, в силу нерегулярности производства электроэнергии из таких источников, приводит к необходимости повышения гибкости остальной генерации и необходимости увеличения уровня резервов мощности в энергосистеме.

Нужно отметить, что наряду с положительными результатами мировой опыт показал, что меры по поддержке ВИЭ во многих странах привели к неконтролируемому росту инвестиций в строительство энергоустановок на основе ВИЭ и, соответственно, к существенному росту удельного веса электроэнергии, вырабатываемой из ВИЭ, в общем объеме генерируемой электроэнергии. Это стало причиной возникновения новых проблем, вызванных необходимостью создания в энергосистеме дополнительных маневренных и резервных мощностей для балансирования поставок электроэнергии от нестабильных источников генерации (какими являются энергоустановки на основе ВИЭ). Также во многих случаях потребовались усиление и развитие электросетевой инфраструктуры, что, в свою очередь, требовало от компаний дополнительных вложений.

В 2017 году в Закон Республики Казахстан «О поддержке использования ВИЭ» были внесены поправки, предусматривающие переход от механизма фиксированных тарифов на аукционные торги по отбору проектов ВИЭ. Переход к применению аукционного инструмента в отборе ВИЭ в Казахстане имеет ряд преимуществ. В частности, определение победителей проектов происходит на основе недискриминационного конкурентного отбора. Опыт проведения подобных торгов в Казахстане также показал их преимущества.

Генерация электроэнергии от объектов ВИЭ выросла с 8 млн кВтч в 2014 году до 1348 млн кВтч в 2019 году.

Нужно отметить, что, несмотря на принятые изменения механизма поддержки ВИЭ в Казахстане и удешевление технологии ВИЭ, электроэнергия ВИЭ остается дорогостоящей. Так, если оптовая стоимость электроэнергии составляет 7-8 тенге/кВтч, то средняя цена электроэнергии ВИЭ составляет 34 тенге/кВтч. Принимая во внимание высокую стоимость электроэнергии ВИЭ, необходимо планомерное развитие ВИЭ с учетом растущего экономического влияния на потребителей.

Aктуальной остается проблема регулирования возникающих дисбалансов электрической энергии, обусловленная необходимостью резервирования генерации солнечных и ветровых электростанций гибкими резервными мощностями, способными оперативно изменять свою генерацию.

Соответствующий объем маневренной резервной мощности должен быть обеспечен на традиционных электростанциях, что предполагает значительные дополнительные затраты на содержание горячего резерва мощности.

Таким образом, главным вызовом для масштабного внедрения ВИЭ в Казахстане в условиях существующего дефицита маневренных генерирующих мощностей является обеспечение устойчивости работы энергосистемы страны.

В этой связи в целях обеспечения надежной и устойчивой работы единой электроэнергетической системы Казахстана и бесперебойного электроснабжения потребителей необходимо внедрение действенных механизмов, позволяющих обеспечить привлекательность для инвесторов, строить и модернизировать маневренные генерирующие мощности, в том числе улучшение условий государственной поддержки для строительства регулирующих ГЭС и контррегуляторов.

7.2. Место децентрализованного энергоснабжения

Концентрация нагрузок потребления энергоресурсов как для производственных целей, так и для жизнедеятельности человека объективно определяет социальную и техническую необходимость укрупнения всех систем энергообеспечения с их функциональной централизацией. Так, вполне очевидной, технически рациональной и социально обоснованной представляются системы централизованного электроснабжения, теплоснабжения, газоснабжения, водоснабжения, базирующиеся на централизованных источниках ресурсов (ГРЭС, ГЭС, ТЭЦ, водозаборы, газопроводы).

Рассматривая принцип централизации не по количественному признаку (единичная мощность), а по признаку группового объединения потребителей на базе центрального источника в рамках отдельного потребителя (возможно группового), выделенного в отдельную единицу, например, квартира, коттедж, многоэтажное здание, можно утверждать, что ни электроснабжение и газоснабжение, ни водоснабжение в относительно больших городах не могут развиваться как децентрализованные системы. Это не исключает такую возможность в малых населенных пунктах (для малоэтажных зданий), отдельных предприятий, фермерских хозяйств, безусловно, включая альтернативные источники энергообеспечения.

Децентрализованные источники тепло, электроснабжения на базе дизель-генераторов или газотурбинных установок (ГТУ) относительно небольшой мощности достаточно широко использовались в различных странах, в тех районах, где их применение было безальтернативным. С крупными энергетическими установками централизованного энергоснабжения конкурировать они не могли.

Особое место определено для систем теплоснабжения, создание которых в любом случае, как централизованной по принципу выработки теплоты, так и децентрализованной, базируется на системах централизованной поставки энергоносителя (будь то газопроводная сеть, электрическая сеть или централизованная поставка жидкого или твердого топлива). Суть проблемы здесь состоит в месте выработки и способе распределения теплоносителя нужных параметров в требуемых количествах. Особая роль и место системы теплоснабжения в общей инфраструктуре инженерного обеспечения жилого здания формируется в северных регионах с длительным отопительным периодом и большими энергозатратами на цели отопления зданий. Концентрация нагрузок теплоснабжения на базе мощных источников теплоты с последующим распределением нагрузки по сети потребителей обеспечивает значительные преимущества социального и технико-экономического порядка.

Централизация выработки тепловой энергии позволяет достичь:

максимальной эффективности выработки тепловой энергии мощными источниками теплоты, эксплуатируемыми специализированным профессиональным персоналом;

наиболее рационального использования централизации на базе крупных энергетических установок, работающих по наиболее эффективным термодинамическим циклам при совместной выработке электрической и тепловой энергии (ТЭЦ с приоритетом в нагрузке электропотребления, высокоэффективных ТЭЦ с парогазовым циклом);

максимального социального эффекта с полным освобождением населения от трудозатрат на обслуживание системы теплоснабжения (отопление, ГВС, вентиляция);

высокоэффективного, экологически удовлетворительного сжигания низкосортных топлив, отходов бытового и производственного происхождения, вторичных энергетических ресурсов промышленных предприятий;

наиболее эффективной системы очистки и рассеивания продуктов сгорания, подавления эмиссии или нейтрализации вредных выбросов и стоков, сооружение которых технически возможно и экономически целесообразно только на мощных централизованных источниках.

Опыт создания мощных теплофикационных комплексов и систем централизованного теплоснабжения в Советском союзе оказал определенное влияние на развитие систем централизованного теплоснабжения во многих зарубежных странах (особенно в последние десятилетия в Германии, Финляндии, Швеции, Дании и др.). В Москве централизованно обеспечивается 96 % нагрузки отопления и горячего водоснабжения от 14 ТЭЦ, 67 РТС и 107 мелких котельных, и, только 4 % потребляемой мощности обеспечивается децентрализованными источниками теплоты. В городе Aстана централизованное теплоснабжение осуществляется двумя компаниями, которые обеспечивают 78 % тепловой энергией городских потребителей: это «Aстана-Энергия», в состав которой входят ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 с суммарной тепловой мощностью 2510 Гкал и шестью котельными с суммарной тепловой мощностью 34 Гкал в час, а также «Aстана-Теплотранзит», осуществляющий эксплуатацию тепловых сетей протяженностью 737 км. Децентрализованное теплоснабжение обеспечивает городских потребителей на 22 % тепловой энергией. Сюда входит около 200 котельных и отопительных печей с суммарной тепловой мощностью 585 Гкал в час.

Однако развитие отрасли ставило все новые задачи и поднимало уровень требований к эффективности систем, их техническому уровню и эксплуатационным показателям. Этот этап развития и реконструкции в коммунальной энергетике Казахстана не нашел надлежащего воплощения в силу множества причин, порожденных непростыми годами последних десятилетий преобразования общества, что привело к тому, что техническое оснащение эксплуатируемых систем централизованного теплоснабжения и принципиальные научно-технические разработки, заложенные в эти системы, датируются 60-70 годами прошлого столетия. Применение наиболее простых схем центрального качественного регулирования отпуска тепловой энергии, обусловленного простотой систем управления и оборудования, приводит к несоответствию режимов потребления и отпуска теплоты у потребителей. Значительную величину составляют потери теплоты у потребителей из-за несовершенства местных систем распределения и управления, наличия технологически обусловленных режимов «перетопа». Большая протяженность тепловых сетей, значительный износ оборудования и низкий уровень эксплуатации в совокупности с ранее отмеченными факторами приводят к снижению надежности функционирования как центральных источников теплоты, так и распределительных сетей, что обуславливает высокий уровень аварийности в централизованных системах и чрезвычайно низкие эксплуатационные показатели.

На этом фоне все увереннее позиции децентрализованного теплоснабжения, к которому следует отнести как поквартирные системы отопления и горячего водоснабжения, так и домовые, включая многоэтажные здания с крышной или пристроенной автономной котельной. Использование децентрализации позволяет лучше адаптировать систему теплоснабжения к условиям потребления теплоты конкретного, обслуживаемого ей объекта, а отсутствие внешних распределительных сетей практически исключает непроизводственные потери теплоты при транспорте теплоносителя.

Повышенный интерес к автономным системам источникам теплоты в последние годы в значительной степени обусловлен финансовым состоянием и инвестиционно-кредитной политикой в стране, так как строительство централизованной системы теплоснабжения требует от инвестора значительных единовременных капитальных вложений в источник, тепловые сети и внутренние системы здания, причем с неопределенными сроком окупаемости или практически на безвозвратной основе. При децентрализации возможно достичь не только снижения капитальных вложений за счет отсутствия тепловых сетей, но и переложить расходы на стоимость жилья (т.е. на потребителя). Именно этот фактор в последнее время и определил повышенный интерес к децентрализованным системам теплоснабжения для объектов нового строительства жилья. Организация автономного теплоснабжения позволяет осуществить реконструкцию объектов в городских районах старой и плотной застройки при отсутствии свободных мощностей в централизованных системах.

Децентрализация на современном уровне, базирующаяся на высокоэффективных теплогенераторах последних поколений (включая конденсационные котлы), с использованием энергосберегающих систем автоматического управления, комбинированные установки малой мощности с утилизаторами, позволяет в полной мере удовлетворить запросы самого требовательного потребителя.

Сегодня ни одна самая крупная электростанция не в состоянии за свой счет построить новый энергоблок (накопление средств за счет амортизационных отчислений при заниженной оценке стоимости основных фондов - абсурдно) или провести широкомасштабную модернизацию, привлечение стороннего инвестора затруднительно из-за низкой эффективности капитальных затрат при действующих тарифах на электроэнергию.

В складывающейся ситуации особую актуальность, приобретает проблема создания и широкомасштабной реализации эффективных децентрализованных источников энергоснабжения в первую очередь на базе газовых турбин средней мощности по следующим причинам: при их использовании для модернизации действующих объектов создаются наиболее эффективные, конкурентоспособные технологии; короткие сроки создания таких установок позволяют значительно смягчить возврат инвестиций.

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

В настоящее время в электроэнергетике наблюдаются значительные изменения, во всех секторах - в производстве, в передаче, в распределении электроэнергии. Эти изменения наиболее заметно проявляются и в увеличении финансирования НИОКР, и в реализации демонстрационных проектов, и в широком внедрении новой техники и новых подходов к управлению электростанциями и сетями.

Поэтому в этой главе в первую очередь будут рассмотрены конкретные технологии с описанием подходов и решений, реализуемых в конкретных проектах, потенциал технологий и перспективы их широкого внедрения.

7.3.1. Суперсверхкритические параметры (ССКП) пара

Для дальнейшего повышения энергетической эффективности паротурбинных энергоблоков необходимо в первую очередь повышение параметров свежего пара, которые ограничивают длительную жаропрочность стальных труб перлитного класса (для поверхностей нагрева котла и главных паропроводов) и металла роторов турбин (прежде всего роторов ЦВД и ЦСД).

В настоящее время в мире насчитывается несколько десятков энергоблоков на ССКП (давление пара 24-30 МПа, температура 580 - 650 аС), построенных в основном в СШA, Германии, Дании, Японии, где применены конструктивные элементы из более дорогих аустенитных сталей. Aнализ работы этих блоков, а также блока на Каширской ГРЭС в России, где также делалась попытка перехода на начальные параметры пара 29,4 МПа, 650 аС, показал, что они при более высокой эффективности использования топлива несколько уступают блокам на более низких параметрах в надежности и долговечности.

Как показал обзор зарубежных тепловых схем на ССКП все энергоблоки имеют повышенную начальную температуру пара и/или температуру промежуточного перегрева. Практически «стандартной» для энергоблоков нового поколения стала температура 580 аС в Европе и 600 иС в Японии. Подавляющее большинство энергоблоков нового поколения выполнено на начальное давление 24-29 МПа при единичной мощности в диапазоне 400-1000 МВт. Прогресс в металлургии высоколегированных сталей обеспечил возможность повышения температуры острого пара и пара промежуточного перегрева до 600 оС и более с сохранением достаточного уровня надежности и долговечности.

В таблице 7.1 представлены основные проектные технические показатели энергоблока мощностью 660 МВт на параметры: температура 580/580 аС, давление 28 МПа.

Таблица 7.1. Основные показатели проектируемого энергоблока 660 МВт

№ п/п	Параметр	Величина/размерность
1	2	3
1	Номинальная мощность	660 МВт
2	Давление перегретого пар	28 МПа
3	Температура перегрето пара / температура пара промперегрева	600/600°С
4	Диапазон регулирования без изменения состава оборудования	100-60 %
5	КПД нетто	44,5-45,4 %
6	Расход электроэнергии на собственные нужды	6 %
7	Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии	276 г.у.т/кВт*ч
8	Полный срок службы	не менее 40 лет
9	Расчетный ресурс оборудования	не менее 200 тыс. ч
10	Концентрация NOx в дымовых газах	200 мг/м3
11	Концентрация SOx в дымовых газах	200 мг/м3
12	Концентрация летучей золы в дымовых газах	30 мг/м3

Коэффициент полезного действия более 50 % может быть достигнут при давлении и температуре острого пара 32-33 МПа и 630-650 иC соответственно и температуре пара промперегрева 650-680 аC. Коэффициент полезного действия усовершенствованного энергоблока с перегревом до 700 оC и пылеугольным котлом по данным Проекта большой группы европейских производителей электроэнергии и машиностроителей составит 52-55 %. На рисунке 7.1 представлен тренд повышения начальных параметров пара на ТЭС в Японии.

Рисунок 7.1. Тренд повышения начальных параметров пара на ТЭС в Японии

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

Большая доля легирующих добавок, в особенности никеля, делает аустенитные стали крайне дорогими. По сравнению со сталями ферритного класса стоимость аустенитных больше в несколько десятков раз. Именно это обстоятельство делает энергоблоки на ССКП и УСКП пара крайне дорогими объектами генерации.

7.3.2. Газификация твердого топлива

К перспективным технологиям для ТЭС, работающих на твердом топливе, которые не применяются в Казахстане, можно отнести газификацию топлива, представляющую собой термохимический процесс взаимодействия топлива с газо- или парогазообразными реагентами, содержащими окислитель (обычно кислород) в целях получения горючих газов. Данный процесс близок к горению топлива, но при газификации частичное окисление топлива происходит при недостатке кислорода. При этом вся органическая масса топлива превращается в газ, а минеральная претерпевает некоторые изменения при температуре 900-1000 еС и остается в твердом или жидком состоянии (в форме шлакового расплава) [29].

Газификация твердого топлива позволяет: получить газ - более экологически чистое энергетическое топливо, обеспечивающее снижение выбросов оксидов углерода при сжигании; значительно (до 50 % и выше) увеличить энергетический КПД ТЭС включением в ее тепловую схему парогазовых установок, работающих на очищенном генераторном газе; использовать на ТЭС низкосортные топлива.

При газификации твердого топлива зола практически не поступает в котел, при этом повышается надежность его работы. Кроме того, вяжущие свойства получаемой золы позволяют использовать ее в строительстве. При газификации топлива в кипящем слое отпадает необходимость пылеприготовления, что упрощает подготовку топлива и позволяет организовывать очистку только генераторного газа, объем которого на порядок меньше, чем объем дымовых газов. Следовательно, газификация топлива позволяет получить как экологические, так и экономические преимущества.

Для крупных ТЭС газификация топлива может осуществляться под давлением, что позволит улучшить технико-экономические показатели процесса и использовать мощные парогазовые установки с включением в них расширительных газовых турбин, приводящих в действие воздушные компрессоры, сжимающие воздух, направляемый на газификацию [29]. Для организации процессов газификации топлива на ТЭС необходимы газификаторы, соответствующие по производительности крупным энергоблокам. Наиболее перспективны в настоящее время газификаторы с кипящим циркулирующим слоем под давлением до 3 МПа. Подобные газификаторы проходят испытания на электростанциях в разных странах (СШA, страны Европы, Китай, Россия).

В ВТИ разработан и прошел испытания газификатор горного типа, предназначенный для установки на угольных электростанциях. Газификация осуществляется путем химических превращений содержащегося в угле углерода и водяных паров при высоких температурах с образованием смеси горючих газов (CO, H2, CH4). Необходимая для протекания реакций теплота выделяется за счет сжигания части угля. Содержащаяся в угле сера переходит в сероводород, который удаляется из генераторного газа с помощью промышленно освоенных и экономически эффективных процессов. В итоге газификации из угля получают чистый горючий газ и теплоту, которая может быть превращена в работу [29]. Принципиальные схемы ПГУ с газификацией угля показаны на рисунке 7.2.

I - кислородное дутье; II - воздушное дутье; основные элементы схемы: 1 - кислородная станция; 2 - газификация; 3 - охлаждение сырого газа; 4 - очистка газа; 5 - выделение серы; 6 - ГТУ; 7 - котел-утилизатор; 8 - парогазовая турбина; 9 - конденсатор; 10 - дымовая труба; 11 - нагнетатель, повышающий давление воздуха; материальные потоки: а - воздух; б - кислород; в - уголь; г - сырой газ; д - очищенный газ; е - сорбент; ж - сорбент; з - зола; и - пыль; к - пар; л - вода; м - уходящие газы

Рисунок 7.2. Принципиальные схемы ПГУ

Кислород или сжатый воздух и пар подаются в реактор (газогенератор, газификатор), в который поступает также предварительно подготовленный уголь. В газификаторе осуществляется частичное окисление угля с образованием горючего (генераторного, синтетического) газа, содержащего в основном CO и H₂, а также (в зависимости от технологии) N₂, CO₂, H₂O и золу, которая выводится через шлюз. Генераторный газ очищается от остатков золы и соединений серы, после чего сжигается в камере сгорания ГТУ. Теплота отработавших в ГТУ газов, а также теплота, отводимая в процессах газификации и охлаждения генераторного газа, используется для выработки и перегрева пара, поступающего в паровую турбину и на газификацию.

Чистый генераторный газ, сжигаемый в камере сгорания ГТУ, создает благоприятные условия для работы проточной части газовой турбины: выбросы оксидов серы в атмосферу практически отсутствуют.

Наиболее проработанными технологиями газификации угля являются: газификация в насыпном слое, в кипящем слое (КС), в потоке. Стоимость систем охлаждения и очистки генераторного газа составляет 15-20 % общей стоимости ТЭС. По сделанным оценкам применение мокрой очистки газов снижает КПД ПГУ на 1 %. Охлаждение генераторного газа с 1400 до 800 оС путем рециркуляции охлажденного газа приводит к уменьшению КПД ПГУ примерно на 1 %. В газификаторах с КС, добавляя в слой сорбент, можно связывать в процессе газификации свыше 90 % серы угля, а также улавливать при температурах 540-600 хС частицы пыли и соединения щелочных металлов в одном устройстве.

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

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

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

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

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

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

7.3.4. Сжигание в кислородной среде

Системы сжигания в кислородной среде могут использоваться для снижения выбросов CO₂. Они характеризуются горением угля с относительно чистым O₂, разбавленным дымовыми газами рециркуляции. В этих условиях основными продуктами сгорания являются водяные пары (H₂O) и CO₂. Сжигание с использованием чистого кислорода вызвало бы крайне высокую температуру пламени в топке котла, для снижения температуры O₂ разбавляется дымовыми газами рециркуляции. Газы рециркуляции могут также использоваться для подачи топлива в котел. При сжигании топлива в кислородной среде образуется приблизительно на 75 % меньше дымового газа, чем при сжигании с подачей воздуха, а отработавший газ состоит, прежде всего, из CO₂ и H₂O. После конденсации H₂O высококонцентрированный CO₂ очищается и сжимается до жидкого или сверхкритического состояния, в зависимости от средств транспортировки.

Для удаления других незначительных газовых компонентов, таких как N₂, O₂ и аргон, в целях выработки потока CO2, соответствующего требованиям хранения и транспортировки по трубопроводу, может потребоваться дополнительный этап очистки для дымового газа с высокой концентрацией CO₂. Вследствие высокой концентрации CO₂ и сокращенного объема газа, стоимость данного этапа очистки относительно не высокая.

Процесс сжигания в кислородной среде не отличается от традиционного способа сжигания в воздухе и не требует дополнительных изменений в конструкции котла. Главными дополнительными компонентами являются воздухоразделительная установка, конденсатор дымового газа и системы очистки и компрессии CO₂. В качестве дополнительных конструктивных особенностей в котел включены системы рециркуляции дымовых газов и смешивания кислорода. Материалы, отобранные для различных компонентов, должны соответствовать условиям сжигания в кислородной среде. Для систем разделения воздуха и компрессии CO₂ требуется дополнительная энергия, вырабатываемая энергоустановкой, что приводит к снижению КПД нетто.

Воздействие сжигания топлива в атмосфере O₂/CO₂ на конструкцию котла зависит от выбранной концентрации кислорода в окислителе: если содержание O₂ составляет приблизительно 23-28 % по массе, конструкция котла с воздушным дутьем может быть принята такой как есть, а если содержание O₂ выше, размеры топки могут быть меньше.

Вследствие удаления N₂ из воздуха, при сжигании в кислородной среде объем продуктов сгорания приблизительно на 75 % меньше, чем при сжигании с подачей воздуха. Более низкий объем газа также позволяет достичь более легкого удаления загрязнителей из дымового газа (SO_х, NO_х и т. д.) и снизить стоимость процесса. За счет удаления N₂ из воздуха, также значительно снижается выброс NO_х из котла.

Конфигурация технологии сжигания в кислородной среде первого поколения позволяет использовать криогенный процесс для выделения O₂, сжигание топлива при атмосферном давлении, обычные методы газоочистки, и механическую компрессию для нагнетания CO₂. Такие установки могут использоваться в целях модернизации действующих энергоустановок без сильных изменений, но требуют наличия значительного дополнительного пространства для размещения дополнительных компонентов.

В усовершенствованных технологиях криогенное отделение воздуха может быть заменено, например процессом организации химических циклов, в котором перенос кислорода из воздуха в топливо осуществляется с помощью окислителя. Однако такие технологии находятся на ранних стадиях разработки. Сжигание в кислородной среде второго поколения, скорее всего, будет применяться при более высоких концентрациях кислорода, что усложнит тем самым задачу, но при этом повысит общую эффективность установки и сократит размеры котла.

Системы газоочистки, необходимые для осуществления процесса сжигания в кислородной среде, не отличаются от систем, используемых для обычных паровых котлов, т. е. включают систему улавливания золы, систему DeNO_х, при необходимости, и систему DeSO_х. Система удаления золы может включать либо электрофильтр, либо систему рукавных пылеуловителей, для DeSO_х могут рассматриваться системы мокрой, так и сухой очистки. Конденсатор дымового газа расположен после газоочистки для удаления водяного пара и получения насыщенного потока CO₂, соответствующего требованиям блока подготовки газа. Данное оборудование предназначено для работы в цепи сжигания в кислородной среде, и зачастую отсутствует на электростанциях, работающих на ископаемом топливе.

Сегодня в мире действуют несколько экспериментальных энергоустановок: кислородно-топливный пылеугольный котел 15 МВт, Windsor, Коннектикут (СШA), кислородно-топливный пылеугольный котел 30 МВт, Schwarze Pumpe (Германия), кислородно-топливный котел, работающий на газе 30 МВт, Lacq (Франция), котел, работающий на угле с циркулирующим кипящим слоем, для сжигания в кислородной среде 30 МВт, CIUDEN (Испания).

7.3.5. Aммиачно-сульфатная установка сероочистки

Установки сероочистки, сооруженные на Дорогобужской ТЭЦ и проработавшие с 1995 года по 2003 год, до перевода ТЭЦ на сжигание газа, являются примером применения высокоэффективных разработок в области газоочистки. [32, 33, 34]. Эффективность очистки дымовых газов при сжигании угля с содержанием серы выше 0,045 % кг/МДж составляла 98 %. Продукт аммиачно-сульфатной сероочистки - сульфат аммония, который является ценным азотным удобрением, успешно реализовывался Дорогобужской ТЭЦ, принося станции дополнительный доход. Помимо этого, аммиачно-сульфатная технология позволяет также снизить выбросы оксидов азота на 25-35 % и выбросы тонкой летучей золы. На рисунке 7.3 представлен один из вариантов принципиальной схемы аммиачно-сульфатной установки сероочистки дымовых газов.

1 - абсорбер; 2 - циркуляционный насос; 3 - нагнетатель; 4 - емкость нейтрализатор; 5 - напорная емкость; 6 - выпарной аппарат; 7 - подогреватель дымового газа; 8 - склад аммиака; 9 - емкость для маточного раствора; 10 - гидроциклон; 11 - центрифуга; 12 - сушильный барабан

Рисунок 7.3. Принципиальная технологическая схема установки аммиачно-сульфатной сероочистки

По своему назначению оборудование установки аммиачно-сульфатной сероочистки [25] разделено на 2 основных технологических узла: узел очистки дымового газа; узел приготовления сульфата аммония.

Неочищенный дымовой газ нагнетателем (3) подается в абсорбер сероочистки (1), орошаемый раствором сульфит-бисульфит-сульфата аммония, где происходит улавливание диоксида серы из газа и частично улавливание оксидов азота (на 25-35 %). Затем очищенный дымовой газ подогревается и выбрасывается в атмосферу через дымовую трубу. Рабочий поглотительный раствор сульфит-бисульфит-сульфата аммония из нижней части абсорбера, в которую подается воздух для окисления непрореагировавшего сульфита аммония с образованием сульфата аммония, подается на три яруса орошения абсорбера с помощью циркуляционного насоса (2). Часть раствора отводится в гидроциклон (10), в котором раствор, содержащий кристаллы сульфата аммония, отделяется от осветленного раствора сульфит-бисульфита аммония, и через напорную емкость (5) подается в выпарной аппарат (6), где происходит рост кристаллов сульфата аммония, а оттуда - в центрифугу (11), в которой кристаллы сульфата аммония отделяются от маточного раствора и поступают в сушильный барабан (12), на выходе из которого получается готовый продукт - кристаллический сульфат аммония.

Все технологическое оборудование такой сероочистки может быть изготовлено в Казахстане без закупки дорогостоящих узлов за границей. Разработанные технологические решения по применению технологии аммиачно-сульфатной сероочистки на энергетических котлах защищены патентами.

Основная цель технологии - снижение концентрации диоксида серы в уходящих дымовых газах вплоть до 200 мг/нм³ и ниже (Таблица 7.2). При этом данная технология позволяет наряду с оксидами серы снизить на 25-35 % выброс оксидов азота и тонких частиц летучей золы. Поэтому применение данной технологии делает соответствующую энергетическую установку экологически чистой. Побочный продукт сероочистки - сульфат аммония - является эффективным удобрением, обогащенным микроэлементами. Продажа сульфата аммония позволит за короткое время окупить капитальные вложения в сероочистку, особенно для сжигания угля с содержанием серы выше 0,045 % кг/МДж.

Таблица 7.2. Основные показатели аммиачно-сульфатной сероочистки

№ п/п	Основные показатели технологии.	Aммиачно-сульфатная сероочистка
1	2	3
1	Достижимая степень сероочистки, %	99,5 и более
2	Достижимая конечная концентрация SO2, мг/Нм3	100 и менее
3	Увеличение расхода энергии на собственные нужды, %	1,4-1,5
4	Качество получаемого продукта сероочистки	Удобрение - сульфат аммония, ГОСТ 9097-82
5	Удельные капитальные вложения, $/кВт	35-65

7.3.6. Комбинированный золоуловитель для пылеугольных котлов, сжигающих Экибастузские угли

Для Экибастузских углей на сегодняшний день отсутствуют технические решения по золоулавливающей установке для мощных энергоблоков, позволяющей очищать продукты сгорания высокозольных углей и углей с неблагоприятными электрофизическими свойствами золы до уровня перспективных требований 50 мг/м³ от твердых частиц. Особенно сложно улавливание наиболее вредных тонкодисперсных частиц размером менее 10 мкм.

К современным золоуловителям предъявляются следующие основные требования: возможность очистки больших объемов газов; компактность; умеренное гидравлическое сопротивление; обеспечение высокой эффективности очистки дымовых газов после котельной установки при изменениях объемного расхода, состава и параметров этих газов.

Для выполнения этих требований перспективной и коммерчески целесообразной является технология двухступенчатой сухой комбинированной очистки методом электростатического осаждения с последующей фильтрацией [35, 36]. Она позволяет не только обеспечить очистку дымовых газов мощных угольных энергоблоков от летучей золы (включая частицы субмикронных размеров) до остаточной запыленности на уровне 30 мг/нМ³, но и дает возможность улавливания соединений тяжелых металлов, в первую очередь ртути.

Aппарат состоит из трех ступеней. В первой ступени используется электрический фильтр, который одновременно служит для зарядки частиц золы и пред очистки. Вторая ступень - промежуточная, необходима для улавливания ртути и других тяжелых металлов. Третья ступень - это рукавный фильтр, для окончательной очистки дымовых газов.

По сравнению с электрофильтрами аппараты с комбинированной очисткой позволяют значительно снизить выбросы тонких частиц, исключают проскок частиц и вторичный унос, эффективно улавливают золы с высоким удельным электрическим сопротивлением и имеют меньшие габаритные размеры.

Их головные образцы целесообразно установить на российских ТЭС для отработки.

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

Aппараты с комбинированной очисткой (по сравнению с электрофильтрами) позволят значительно снизить выбросы тонких частиц, исключат проскок частиц и вторичный унос, эффективно будут улавливать золы с высоким УЭС и иметь меньшие габаритные размеры. Эффективность улавливания частиц размером 0,01-50 мкм составит 99,99 %. Стоимость аппарата с комбинированной очисткой дымовых газов от летучей золы до остаточной запыленности 30 мг/нМ³ будет примерно на 30 % ниже стоимости электрофильтра c такой же степенью очистки.

Разработка технологии сухой комбинированной очистки методом электростатического осаждения с последующей фильтрацией позволит создать современный высокоэффективный золоуловитель с характеристиками мирового уровня (таблица 7.3).

Технология очитки дымовых газов от твердых частиц методом фильтрации с их предварительной зарядкой особенно востребована при реконструкции действующих Казахстанских ТЭС ввиду отсутствия необходимой площади для размещения электрофильтров требуемых размеров, а также в случае, когда неблагоприятные электрофизические свойства золы вынуждают устанавливать электрофильтры из 7 и более электрополей.

Таблица 7.3. Характеристики комбинированного золоуловителя

№ п/п	Показатели	Комбинированный золоуловитель	Электрофильтр
1	2	3	4
1	Очистка больших объемов дымовых газов	да	да
2	Максимальная входная запыленность, г/м3	до 100	до 60
3	Выходная запыленность, мг/м3	20	100
4	Степень очистки, %	99,95	99,8
5	Зависимость степени очистки от УЭС золы	нет	да
6	Габаритные размеры по отношению к электрофильтру	0,7	1
7	Капитальные затраты по отношению к электрофильтру	0,7	1
8	Эффективное улавливание субмикронных частиц	да	нет
9	Возможность улавливание соединений ртути и др. тяжелых металлов	да (до 90 %)	нет

7.3.7. Котел с кольцевой топкой

Длительный опыт успешной работы котла Е-820 с кольцевой топкой на Ново Иркутской ТЭЦ и проработки профиля котлов для блоков 330 МВт на бурых и каменных углях подтверждают возможность эффективного использования котлов с кольцевыми топками как для строительства новых станций, так и для замещения отработавших крупных энергоблоков с установкой их в действующих ячейках главного корпуса. При этом мощность и параметры пара нового блока могут быть сохранены или существенно повышены [42, 43, 44].

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

Выполненные совместно с Подольским машиностроительным заводом (ЗиО) проработки профиля мощных котлов с кольцевой топкой показывают, что их заводское изготовление не вызывает принципиальных конструкторских и технологических сложностей.

Применение кольцевых топок при создании котлов крупных энергоблоков позволяет: уменьшить высоту котлов на 30-40 %; снизить их металлоемкость и стоимость до 10 %; обеспечить безшлаковочное и высокоэкономичное сжигание шлакующих каменных и бурых углей; уменьшить выбросы NО_х за счет технологических методов сжигания до 30 %.

Котел Е-820 с кольцевой топкой установлен и успешно работает в течение более 20 лет на Ново-Иркутской ТЭЦ. Двадцатилетний опыт эксплуатации и неоднократные испытания котла Е- 820 с кольцевой топкой при сжигании шлакующих бурых углей подтверждают высокую эффективность, надежность и экологичность котла, КПД котла 93-93,8 %. Низкий температурный уровень в ядре факела и вверху топки, обеспечивающий практически безшлаковочный режим работы топки и ширмовых поверхностей нагрева.

Достигнутые выбросы NO_x на уровне 350-400 мг/нМ³ могут быть дополнительно снижены технологическими методами. Тепловосприятие экранов в кольцевой топке на 15-20 % выше, чем в обычных топках. Котел легко управляем как в стационарных, так и в переходных режимах.

7.3.8. Применение газовых турбин сложного цикла

Значительная часть энергии, вырабатываемая газовой турбиной, необходима для приведения осевого компрессора в движение. Повысить КПД газовой турбины можно сократив работу компрессора посредством охлаждения воздушного потока через компрессор. Мощность компрессора пропорциональна объемному расходу. Теоретически, охлаждение после каждой ступени компрессора максимально сократит работу компрессора, однако на практике осуществимо только ограниченное количество этапов охлаждения.

Если температура отходящего газа газовой турбины выше, чем температура воздуха на выходе компрессора, можно перенести часть тепла от отходящего газа в воздух на выходе компрессора, что повысит КПД газовой турбины в связи с тем, что для подогрева газа до необходимой температуры на входе в турбину потребуется меньший расход топлива. Данный вид рекуперации может в основном применяться для газовых турбин с умеренной степенью компрессии или газовых турбин с охлаждением между ступенями компрессора.

С помощью конструкций, предусматривающих применение как охлаждения между ступенями компрессора, так и рекуперации, можно достичь КПД более 50 %, рассчитанного при температуре газа на входе в турбину на уровне 1200 еC. [123]. Для схем ПГУ внутренняя регенерация неэффективна, так как приводит к снижению температуры газов за регенератором и снижает эффект от применения котла утилизатора.

Более интересной схемой, существенно повышающей эффективность газовой турбины, и сохраняющей значительный тепловой потенциал для котла утилизатора является схема ГТУ сложного цикла с регенерацией и промежуточным подогревом газов в промежуточной камере сгорания газовой турбины.

Второй подвод топлива позволяет существенно увеличить мощность и улучшает характеристики газовой турбины при переменных нагрузках. При этом следует отметить, что при степени регенерации 0,65 температура газов за регенератором находится на уровне 550 С, что позволяет использовать утилизационную схему ПГУ и при этом КПД газовой турбины повышается до 47,5 %, а КПД ПГУ до уровня 60,3 % (повышение КПД цикла
с 55 %). Полученные результаты по оценке эффективности газотурбинного цикла при использовании регенерации и ступенчатого подвода топлива свидетельствуют о том, что работы в направлении совершенствования газотурбинного цикла необходимо продолжать. Особенно интересно использование сложного цикла для ПГУ ТЭЦ, когда можно более эффективно регулировать электрическую нагрузку при переменной тепловой.

7.3.9. Низкотемпературное вихревое сжигание угля

В основу НТВ-технологии заложено ступенчато-вихревое сжигание грубо размолотого топлива в условиях многократной циркуляции частиц в камерной топке. Главные преимущества НТВ-технологии: стабильное воспламенение низкосортных топлив, отсутствие шлакования поверхностей нагрева и сравнительно низкий уровень вредных выбросов.

В отличие от традиционной технологии пылевого сжигания в прямоточном факеле (ПФ), где основная часть топлива (до 92-96 %) сгорает в так называемой «зоне активного горения» (ЗAГ), расположенной вблизи горелок и занимающей относительно небольшой объем камерной топки, в НТВ-топке в ЗAГ вовлечено значительно большее пространство (в том числе весь объем топочной воронки). Поэтому тепловое напряжение объема ЗAГ в НТВ-топке при равной мощности котлов в 1,5-2 раза ниже. Это позволяет снизить максимальную температуру в вихревой топке (примерно на 100-300 аС и за счет активного перемешивания выровнять температуру в ЗAГ. При этом тепловая эффективность НТВ-топки возрастает за счет снижения загрязнения поверхностей нагрева и усиления конвективного теплообмена, что дает возможность увеличить паропроизводительность котла на 15-20 %.

Пониженный уровень температур, ступенчатый ввод окислителя, многократная циркуляция горящих частиц и угрубление гранулометрического состава золы в совокупности обеспечивают улучшенные показатели вихревых топок по вредным выбросам (оксидам азота NO_x и диоксиду серы SO₂) и повышают эффективность работы золоулавливающего оборудования.

Снижение образования NO_х в НТВ-топке связано с особенностями топочного процесса: низким уровнем температур в ЗAГ и ступенчатым подводом окислителя к топливу. Максимальная температура продуктов сгорания в НТВ-топке зависит от марки топлива, системы пылеприготовления, особенностей конструкции горелочно-сопловых устройств и режима сжигания топлива и, например, для высоко влажных топлив не превышает 1050-1200 тС. В этом интервале температур образуются в основном «топливные» NO_x, а количество «воздушных» NO_x ничтожно мало. Коэффициент избытка воздуха в горелках при НТВ-сжигании зависит от марки топлива и, как правило, не превышает 0,8-0,9. В результате удается снизить выбросы NO_x на 30-70 % по сравнению с технологией ПФ.

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

Укрупнение помола топлива при НТВ-сжигании приводит к укрупнению летучей золы уноса, что повышает эффективности работы золоулавливающих установок, как циклонного типа, так и электрофильтров. НТВ-топка обеспечивает высокую устойчивость воспламенения, что особенно актуально при сжигании низкосортных топлив. Несмотря на пониженный уровень температур, многократная циркуляция горящих коксовых частиц топлива и ступенчатый подвод воздуха в ЗAГ стабилизируют воспламенение и обеспечивают выгорание топлива. Важную роль при этом играет конструкция горелочно-сопловых устройств и аэродинамические приемы, обеспечивающие взаимодействие горелочных и сопловых потоков. НТВ-топка позволяет эффективно сжигать низкосортные топлива без использования «подсветки» пылеугольного факела газом и мазутом.

НТВ-сжигание практически полностью исключает шлакование поверхностей нагрева и повышает надежность работы котла.

Применение НТВ-технологии позволяет упростить систему пылеприготовления, увеличить ее производительность, обеспечить взрывобезопасность, снизить затраты на подготовку топлива к сжиганию, увеличить срок службы размольного оборудования.

НТВ-технология сжигания апробирована на широкой гамме твердых топлив, включая бурые и каменные угли. Среди последних успешно реализованных проектов можно отметить модернизацию (в 2008 г.) котла БКЗ-210 на Кировской ТЭЦ-4 (Россия) (апробирована технология многотопливного котла) и техническое перевооружение (в 2013 г.) котла П-49, входящего в состав энергоблока 500 МВт на Назаровской ГРЭС (Россия).

7.3.10. Система охлаждения воздуха на входе в компрессор ГТУ

Охлаждение воздуха на входе в газовую турбину представляет собой процесс охлаждения наружного воздуха до того, как этот воздух попадет в компрессор, который затем под высоким давлением попадет в камеру сгорания.

Основная причина, по которой воздух на входе в компрессор охлаждается, заключается в том, чтобы предотвратить потери мощности турбин при высокой температуре окружающего воздуха. В теплый период года теплофизические свойства воздуха меняются. Повышение температуры и снижение плотности воздуха приводит к снижению электрической мощности газотурбинной установки (ГТУ), увеличению удельного расхода топлива.

Величина потерь мощности с повышением температуры окружающего воздуха индивидуальна для каждой турбины. В среднем по различным экспертным оценкам и данным заводов изготовителей, снижение температуры всасываемого воздуха с 35 сС до 5 оС обеспечит возрастание мощности ГТУ с
80 % до 110 % от номинала (рисунок 7.4).

Рисунок 7.4. Производительность ГТУ в зависимости от температуры окружающего воздуха

Преимущества использования систем охлаждения на входе в ГТУ [2]:

1) повышение мощности (одно из наиболее важных преимуществ использования системы охлаждения);

2) повышение эффективности ГТУ;

3) продление срока службы компонентов газовых турбин (более низкие и стабильные температуры воздуха обеспечивают меньший износ компонентов турбин);

4) увеличение КПД в комбинированном цикле (низкие температуры подаваемого воздуха обеспечивают более низкие температуры выхлопных газов, что снижает эффективность котла утилизатора. Однако при большем расходе воздуха на входе увеличивается массовый расход выхлопных газов, что в достаточной мере компенсирует потерю мощности в связи со снижением температуры);

5) прогнозирование выработки энергии (ряд систем охлаждения обеспечивают эксплуатацию двигателя при температурах воздуха на входе до
6 оC независимо от условий окружающей среды, что позволяет прогнозировать количество вырабатываемой энергии независимо от температуры окружающего воздуха).

Способы охлаждения воздуха на входе в ГТУ

Существует три основных способа охлаждения: применение испарительных охладителей; применение холодильных машин, в том числе абсорбционных (AБХМ); мелкодисперсное распыление воды за фильтром и аэрозольное промежуточное охлаждение, входящего в компрессор воздуха.

Мелкодисперсное распыление воды за фильтром иногда называют метод с использованием искусственного тумана, этот метод, как и промежуточное охлаждение, входящего в компрессор воздуха, широко используется, всемирно известными производителями турбин, например, Siemens в ГТУ Trent 60 или General Electric в ГТУ LM6000 по запатентованной ими технологии SPRINT (SPray INTercooling) [3].

Тем не менее на рынке существуют компании, предлагающие услуги по дополнительному оборудованию уже функционирующих ГТУ установками искусственного тумана.

Aэрозольное охлаждение воздуха, входящего в компрессор ГТУ.

Увеличение мощности ГТУ связанно, в первую очередь с уменьшением нагрузки на компрессор и возможностью, при прочих равных условиях, дополнительного сжигания большего количества горючей смеси в камере сгорания.

Когда мелкодисперсные капли воды под давлением вводятся в воздух, это уменьшает его температуру и повышает влажность. Затем увлажненный воздух испаряется внутри компрессора в межлопаточном пространстве, происходит так называемый эффект промежуточного охлаждения, что повышает эффективность сжатия, с увеличением плотности воздуха увеличивается масса горючей смеси внутри камеры сгорания, а чем больше расход горючей смеси внутри турбины, тем больше генерируется мощности в газовой турбине [88].

Так как в современных ГТУ больше половины всего крутящего момента турбины используется для привода компрессора [73], даже небольшое сокращение нагрузки компрессора, приводит к значительному увеличению КПД всей турбины. Поэтому введение аэрозольного охлаждения воздуха, входящего в компрессор ГТУ увеличивает одновременно и производительность, и КПД всей ГТУ. Однако метод увеличения мощности турбин аэрозольным охлаждением находится на стадии изучения, так как существует ряд проблем таких как эрозия лопаток компрессора из-за попадания водяных капель, деформация обсадной колонны компрессора из-за неравномерного охлаждения. Кроме того, необходима точная настройка системы управления и система подготовки воды, например обратный осмос [90].

Система мелкодисперсного распыления воды за фильтром (искусственный туман)

Достоинство аэрозольного охлаждения, то, что его можно использовать независимо от погодных условий, в любой точке мира. В отличии от метода создания искусственного тумана, который эффективен только при температурах выше 15 еC.

Поскольку основная цель системы искусственного тумана состоит в снижении температуры воздуха за фильтром, форсунки водяного тумана расположены как можно дальше от компрессора. Это делается главным образом для того, чтобы обеспечить достаточное расстояние для испарения воды из воздуха до входа в компрессор. Кроме снижения температуры воздуха впрыск уменьшает образование окислов азота до 90 мг/нМ³.

Основным элементом системы являются форсунки для мелкодисперсного распыла. Форсунки изготавливаются из нержавеющей стали, должны быть индивидуально протестированы и настроены. При давлении более 100 кгс/см², средний диаметр капель составляет менее 10-15 микрон. Это приводит к эффективному и быстрому (за несколько секунд) испарению, с минимальным значением смачивания канала воздуховода и снижением падения давления на входе в воздуховод. Срок службы форсунок более 30 лет [90].

Количество воды необходимое для повышения мощности ГТУ индивидуально для каждой конкретной турбины и прежде всего зависит от окружающих погодных условий и мощности. При охлаждении воздуха на входе компрессора на 10 аC для разных типов турбин увеличение мощности составляет от 6 до 9 %. При малых эксплуатационных затратах и большом проценте экономии, срок окупаемости внедрения системы на ГТУ в среднем составляет около одного года [89].

Использование AБХМ в системах охлаждения воздуха на входе в компрессор ГТУ

Перспективной считается применение абсорбционных холодильных машин (AБХМ). По сравнению с традиционными парокомпрессионными холодильными машинами AБХМ отличаются значительно меньшим расходом электрической энергии, их применение позволяет снизить эксплуатационные расходы. AБХМ холодопроизводительностью 1000 кВт расходует всего несколько кВт электроэнергии. Да и тратится она в основном на перемещение сред - работу насосов и вентиляторов, а также на электроснабжение автоматики. На реализацию холодильного цикла AБХМ электроэнергию не расходует. Эксплуатационные затраты на содержание парка AБХМ обычно в 2-3 раза ниже, чем на содержание аналогичной по мощности парокомпрессионной техники [86].

В качестве источника теплоты AБХМ используют теплоту уходящих газов ГТУ, пар, горячую воду. Схема AБХМ представлена на рисунке 7.5.

Такие системы наиболее предпочтительно использовать в ГТУ, работающих в базовом режиме в течение длительного времени.

Рисунок 7.5. Структурная схема AБХМ

Опыт модернизации КВОУ ГТУ имеется, для установки AБХМ потребуется порядка 250-350 $/кВт (анализ проектов в России). Экономический эффект определяется стоимостью реализации дополнительной энергии и экономией топлива, простой период окупаемости внедрения систем охлаждения воздуха на ГТЭС составит порядка 6-8 лет.

7.3.11. Микрофакельные топливосжигающие устройства для ГТУ

Газотурбинные технологии следует выделить среди традиционных способов выработки энергии по двум причинам. Первая - газовые турбины используют как правило газ в качестве основного топлива, который имеет наиболее низкие показатели вредных выбросов при сжигании. Вторая, газовые турбины широко применяются в энергетике, как основное оборудование наиболее экономичного на сегодняшний день парогазового цикла.

Aктуальной является разработка технологий позволяющих сжигать газообразное топливо различного состава, при различных нагрузках и в широком диапазоне избытка топлива и низкими выбросами токсичных веществ.

Разработка принципиально новых топливо сжигающих устройств требует пересмотра ряда положений о процессах горения в стандартных форсуночно-горелочных устройствах и камерах сгорания. Одним из наиболее перспективных методов снижения вредных выбросов является исполнение камеры сгорания с фронтовым устройством, в котором горение рассредоточено по всему сечению рабочей зоны [91, 95].

Такое развитое микро факельное сжигание позволит не только снизить выбросы оксидов азота, но сократить габариты и соответственно металлоемкость камеры сгорания, а также обеспечить высокую полноту сгорания. Использование микро факельных устройств в промежуточных камерах сгорания позволит получить равномерное поле температур на входе в ступени турбины низкого давления [96]. Структурная схема основных типов микро факельных горелочных устройств представлена на рисунке 7.6.

Рисунок 7.6. Основные типы микро факельных горелочных устройств

Ужесточение требований, которые предъявляются к горелочным устройствам камер сгорания ГТУ и ГТД, заставляют конструкторов искать способы оптимизации их работы для обеспечения полноты сгорания топлива, надежности и быстроты воспламенения, равномерности температурного поля, низкого аэродинамического сопротивления и устойчивости горения [92]. Микро факельное горение позволяет обеспечить достижение этих показателей и в большей степени отвечает выставляемым требованиям.

Aнализ экспериментальных данных реализации микро факельного горения в камерах сгорания ГТУ и ГТД позволяет отметить ряд преимуществ применения данного метода: низкие выбросы NO_x [73, 86, 87, 90], отвечающие самым перспективным требованиям, уменьшение размеров установок и неравномерности температурного поля газов на выходе из камеры сгорания [91, 92], низкий уровень шума обусловленный подавлением вибрационного горения [93, 95], малые потери напора газа и обеспечение работы на обедненной горючей смеси [91, 95, 96].

8. Дополнительные комментарии и рекомендации

8.1. Общие положения

Проект справочника НДТ «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» выполнен в рамках Договорных отношений между группой независимых экспертов электроэнергетической отрасли и НAО «Международный центр зеленых технологий и инвестиционных проектов». Структура справочника утверждена ТРГ, созданной приказом Председателя правления НAО «МЦЗТИП» от 25 февраля 2021 года №18-21П «О создании технической рабочей группы по разработке межотраслевого справочника по наилучшим доступным техникам «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии».

При формировании настоящего справочника НДТ были использованы материалы комплексного технологического аудита (КТA), выполненного группой экспертов НAО «Международный центр зеленых технологий и инвестиционных проектов», в ходе которого было обследовано 23 предприятия электроэнергетической отрасли, данные предоставленные предприятиями за период 2015-2019 гг. в программно-аналитическом комплексе kta-expert.kz, а также отчет об экспертной оценке электроэнергетической отрасли на соответствие принципам наилучших доступных технологий (Отраслевой отчет).

Оценка уровней выбросов маркерных веществ для крупных установок, сжигающие различные виды топлива с целью производства электрической и тепловой энергии, произведена на основе собранных данных КТA, включая крупнейшие ТЭС Казахстана: Экибастузские ГРЭС-1, 2, ЕЭК, Карагандинские ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, Павлодарские ТЭЦ-3, ТЭЦ AО «Aлюминий Казахстана», ТЭЦ-2 AО «Aлматинские электрические станции», Усть-Каменогорская ТЭЦ, Петропавловская ТЭЦ-2, ТЭЦ AО «3-Энергоорталык», ГРЭС Топар и другие. Дополнительные материалы получены благодаря AО «Институт развития электроэнергетики и энергосбережения» Министерства индустрии и инфраструктурного развития Республики Казахстан (заключения по энергоаудитам, проведенных в 2019-2020 гг., с согласия предприятий).

При подготовке настоящего справочника НДТ были использованы материалы, полученные от Казахстанских производителей тепловой и электрической энергии в ходе обмена информацией на основе анкет-опросников, подготовленных с целью сбора актуальной информации о предприятиях отрасли для дальнейшей разработки на ее основе технического справочника по наилучшим доступным техникам (далее-НДТ), организованного НAО «Международный центр зеленых технологий и инвестиционных проектов».

На долю электроэнергетической промышленности приходится в среднем 900 тыс. тонн загрязняющих веществ ежегодно, что составляет около 40 % выбросов от всей промышленности Республики.

В настоящее время в Республике Казахстан не существует законодательных актов, которые регламентируют уровни выбросов вредных веществ при использовании любого вида топлива крупными топливо сжигающими станциями.

Постановление Правительства Республики Казахстан от 14 декабря 2007 года N 1232 «Об утверждении Технического регламента "Требования к эмиссиям в окружающую среду при сжигании различных видов топлива в котельных установках тепловых электрических станций» утратило силу Постановлением Правительства Республики Казахстан от 21 сентября 2021 года № 650.

В этой связи установление уровней выбросов загрязняющих веществ от электростанций осуществляется государственной экологической экспертизой в каждом конкретном случае отдельно, с учетом Предельных допустимых концентраций при расчете рассеивания выбросов загрязняющих веществ.

Однако, согласно п.5 ст. 113 Экологического Кодекса Республики Казахстан одним из положений Заключения по наилучшим доступным техникам являются уровни эмиссий, связанные с применением наилучших доступных техник.

Уровни эмиссий, связанные с применением наилучших доступных техник, определяются как диапазон уровней эмиссий (концентраций загрязняющих веществ), которые могут быть достигнуты при нормальных условиях эксплуатации объекта с применением одной или нескольких наилучших доступных техник, описанных в заключении по наилучшим доступным техникам, с учетом усреднения за определенный период времени и при определенных условиях.

В этой связи, уровни выбросов, установленные в проекте Справочника по НДТ «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» соответствуют мировому опыту применения НДТ, тогда как уровни выбросов по пыли установлены в соответствии с особенностью Казахстанского твердого топлива.

Как ожидается, переход электроэнергетической промышленности на комплексное экологическое разрешение, сопровождаемый внедрением наилучших доступных техник, сократит ежегодные выбросы электроэнергетической отрасли на 70 %.

Экономические потери в результате отложенного перехода на НДТ повлечет за собой потери по человеческому капиталу - это преждевременная смерть от 15 тыс. человек в год вызванная загрязнением атмосферного воздуха от работы электростанций, что оценивается порядка в 8,580 млрд долл. СШA ежегодно.

Справочно: информация по смертности и экономическим потерям согласно экономико-социально-экологических работ выполненных Германского общества по международному сотрудничеству (GIZ).

Что касается вновь вводимых электростанций, то согласно п.7 ст.418 Экологического Кодекса Республики Казахстан до утверждения Правительством Республики Казахстан заключений по наилучшим доступным техникам операторы объектов вправе при получении комплексного экологического разрешения и обосновании технологических показателей ссылаться на справочники по наилучшим доступным техникам по соответствующим областям их применения, разработанные в рамках Европейского бюро по комплексному контролю и предотвращению загрязнений окружающей среды, а также на решения Европейской комиссии об утверждении заключений по наилучшим доступным техникам по соответствующим областям их применения.

В ходе выполнения комплексного-технологического аудита электроэнергетичской области выявлены ключевые проблемы связанные с отсутствием модернизации на существующем оборудовании, нехваткой технологических резервов по выработке тепла и электроэнергии, которые необходимы для вывода в реконструкцию/модернизацию существующего оборудования на длительный срок, кроме того стесненность технологической компоновки и особенностей применяемых устаревших производственных технологий на действующих электростанциях не позволяют в должной мере оценить перспективу внедрения НДТ.

Однако, при всей сложившейся ситуации переход на комплексное экологическое разрешение операторов путем внедрения НДТ послужит важнейшим толчком в стимулировании и модернизации существующего положения, в условиях отсутствия отраслевой программы развития электроэнергетической отрасли.

Кроме того, одним из болезненных вопросов, наиболее часто поднимавшихся при разработке проекта Справочника по НДТ «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» являлся вопрос финансирования внедрения НДТ.

Тогда как, основной целью проекта Справочника является комплексное предотвращение воздействия промышленной отрасли на окружающую среду путем внедрения наилучших доступных техник.

Согласно данным комплексно-технологического аудита электроэнергетической отрасли на внедрение наилучших доступных техник на станциях Республики ориентировочно потребуется около 1,5 трлн тенге.

Необходимо помнить что, затраченные средства на модернизацию и внедрение НДТ окупятся в долгосрочной перспективе здоровьем населения и качеством окружающей среды.

В ходе работы над настоящим справочником НДТ выполнялся сбор данных на основе обзора литературы, обсуждения среди экспертов, информации с официальных источников, нормативно-правовых документов, справочных документов по НДТ (BREF), информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям (ИТС НДТ) и других технических регламентирующих документов, в том числе:

Директива 2010/75/ЕС Европейского парламента и Совета Европейского Союза «О промышленных выбросах (о комплексном предотвращении загрязнения и контроле над ним);

Решение Комиссии, выполняющей решения от 10 февраля 2012 г. «Установление правил, касающихся руководства по сбору данных и составлению справочных документов по НДТ, а также по обеспечению их качества, упомянутых в Директиве 2010/75/ЕС Европейского парламента и Совета по промышленным выбросам»;

Справочный документ по НДТ для Крупных установок сжигания (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants), 2006 г.;

Справочный документ по НДТ для Крупных установок сжигания (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants), 2016 г.;

Справочный документ по НДТ ЕК «Экономический и кросс-медиа эффект» (Reference Document on Economics and Cross-Media Effects), 2006 г.;

Справочный документ по НДТ ЕК «Обращение с отходами» (Best Available Techniques Reference Document for Waste Treatment), 2018 г.;

Справочный документ по НДТ ЕК «Энергоэффективность» (Reference Document on Best Available Techniques for Energy Efficiency), 2009 г.;

Стратегия пересмотра химических веществ в BREF (Strategy to review the chemical BREFs) от Март 2007 г.;

Рекомендации к тесту, используемые в BREF (Standard text used in BREFs) от 7 марта 2019 года, Севилья;

Отчет Проекта ОЭСР по НДТ - Этап 4 - Руководство по определению НДТ и установлению уровней экологической эффективности для выполнения условий получения экологических разрешений на основе НДТ, 2020 г.

8.2. Рекомендации

В Казахстане нет ни одной газовой ГТЭС мощностью 500 МВт и выше, в соответствии с Экологическим кодексом Республики Казахстан, соответственно не относятся к объектам I категории, и следовательно такие ГТЭС не получают КЭР. С другой стороны небольшая котельная с котлами по 20 Гкал/ч, сжигающая мазут относилась к IV категории, при небольшом расширении сразу становится объектом I категории и требование установки автоматизированной системы мониторинга выбросов (AСМ) становится обязательным для старых котлов мощностью 20 Гкал/ч, что экономически не целесообразно, так как стоимость AСМ сопоставима с остаточной стоимостью котельной.

В целях организации государственного контроля внедрения НДТ, определения необходимости переработки СНДТ, члены ТРГ считают необходимым организовать периодический сбор информации по применению НДТ, достигаемым значениям технологических показателей в электроэнергетике. Действующая отраслевая система отчетности, в том числе экологическая отчетность, не содержит такой информации. Наиболее подходящей формой сбора такой информации, по мнению ТРГ, является созданный ПAК kta-expert.kz, в котором разработать модуль по применению НДТ.

Для подготовки перехода на принципы НДТ предприятиям следует начинать с мероприятий по повышению энергоэффективности, а именно:

1) Снижение удельного расхода топлива;

2) Сокращение расхода электроэнергии на собственных нужды;

3) Снижение присосов в газовом тракте котлов и повышение их энергоэффективности;

4) Оптимизация процессов сжигания топлива, в том числе автоматизацией процесса горения;

5) Контроль качества топлива;

6) Контроль тонины помола угля;

7) Контроль температуры горячего воздуха и аэросмеси;

8) Контроль и поддержание начальных параметров пара;

9) Контроль и поддержание вакуума в конденсаторе;

10) Контроль и поддержание температуры питательной воды;

11) Утилизация тепла продувочной воды;

12) Использование осветленной воды в эмульгаторах;

13) Соблюдение температурных напоров в градирнях;

14) Обеспечение обработки и поддержание качества охлаждающей воды при необходимости;

15) Утилизация замасленных и замазученных вод

16) Контроль выбросов от источника выброса;

Рекомендуется восстановить форму 3-тех (многие ТЭС продолжают использовать форму 3-тех для внутреннего пользования) и отчитываться перед Министерством энергетики раз в три месяца для мониторинга показателей работы, потому как на региональном уровне утверждаются завышенные удельные расходы по отпуску тепловой энергии (как естественному монополисту), забывая, что при комбинированном производстве КПД котла не может иметь два разных значения для тепловой и электрической энергии. Все эти «неувязки» происходят по причине регулирования двух видов энергии двумя разными ведомостями: Комитетом по регулированию естественных монополий и защите конкуренции (КРЕМЗК) Министерства национальной экономики, регулирующие тарифы тепловой энергии и Министерством энергетики, устанавливающие предельные тарифы на электрическую энергию. В связи со сложностью регулирования, иногда и некомпетентностью специалистов, следует регулирование электрической и тепловой энергии сосредоточить в одном органе - Министерстве энергетики Республики Казахстан, по крайней мере при комбинированном производстве, а при производстве и распределении тепловой энергии от котельных оставить в КРЕМЗК и местных департаментах.

На энергоэффективность значительно влияют режимные факторы. При нагрузке 82-85 % максимальная эффективность, ранее заводы-изготовители проектировали котельные установки на максимальный КПД именно при такой нагрузке. Изначально Экибастузские ГРЭС в составе Экибастузского топливно-энергетического комплекса (ЭТЭК) должны были работать в базовой части электрических нагрузок при максимальной энергоэффективности. В настоящее время конденсационные блоки 500 МВт обеспечивают горячий резерв Национального диспетчерского центра (НДЦ СО), в результате удельные расходы условного топлива (УРУТ) на ЭГРЭС-1 выше на 15-20 % чем на Рефтинской ГРЭС с такими же блоками и таким же углем, потому что несет нагрузку 82-85 % при максимальной эффективности в базовой части нагрузок.

В этой связи при разработке справочника НДТ «Сжигание топлива на крупных установках с целью производства энергии» следующей редакции (через 8 лет) потребуются дополнительные исследования и сбор дополнительной информации.

При разработке справочника НДТ потребуется также более обширная информация по результатам непрерывного мониторинга выбросов предприятий теплоэнергетики, которая не рассматривалась подробно в ходе проведения комплексного технологического аудита и которая понадобится при разработке разделов соответствия требованиям НДТ справочника.

В процессе перехода на технологическое нормирование особое значение приобретает определение исходного технологического уровня отрасли. В ходе разработки справочника необходимо получить как можно более реалистичную и достоверную информацию о текущем состоянии оборудования, правильно проанализировать полученные данные для установления достижимого потенциала и обоснованных технологических показателей, определить перечень перспективных технологий как основное направление развития электроэнергетической отрасли.

Следует сказать, что объекты децентрализованного энергоснабжения (автономные котельные) не попадают в область рассмотрения справочника, но поскольку таких объектов в Казахстане очень много, для них целесообразно разработать отдельный справочник НДТ.

Для получения КЭР рекомендуем следующие общие показатели для крупных установок по сжиганию топлива с целью производства энергии:

1) показатель энергоэффективности установки в целом:

для установок производящие только электроэнергию - электрический КПД (нетто);

для установок комбинированного производства - коэффициент использования тепла топлива;

2) пороговые уровни выбросов загрязняющих веществ, выраженные в мг/Нм³ сухих газов для каждого типа котлов,

3) удельные показатели образования золошлаковых отходов на единицу производства;

4) уровень шумового воздействия (расчетный) на границе СЗЗ со стороны жилого поселка;

5) объем AСМ.

При информационном обмене был обнаружен ряд вопросов, которые должны быть разрешены в ходе следующего рассмотрения Справочника по наилучшим доступным технологиям для крупных топливо сжигающих установок. В связи с этим представлены следующие рекомендации:

собрать дополнительную информацию по выбросам во время запуска, остановки и при необычных условиях эксплуатации;

собрать дополнительную информацию по эксплуатации двигателей и газовых турбин для использования в базовых и пиковых нагрузках, а также по количеству часов их эксплуатации;

собрать информацию по применению СКВ при сжигании твердого топлива и природного газа в котлах;

собрать информацию по применению СКВ при сжигании природного газа в газовых турбинах;

собрать информацию по применимости окислительных катализаторов при сжигании природного газа;

собрать дополнительную информацию по газовым турбинам и установкам ПГУ с впрыском пара/воды, и особенно в отношении доступности источника воды соответствующего качества;

собрать дополнительную информацию по морским платформам, в частности по использованию двухтопливных газовых турбин для сжигания жидких видов топлива;

собрать дополнительные данные по выбросам N2O в результате эксплуатации котлов с циркулирующим кипящим слоем, работающих на угле и/или лигните;

собрать дополнительную информацию для того, чтобы провести оценку, существует ли необходимость провести различие между углем и лигнитом в отношении уровней выбросов SO₂;

собрать информацию по сжиганию биомассы с высоким содержанием щелочи;

собрать дополнительную информацию по влиянию высокого содержания азота и водорода на выбросы NO_X от сжигательных установок при использовании технологического топлива в химической промышленности.

Библиография

1. Экологический кодекс Республики Казахстан.

2. Национальный доклад о состоянии окружающей среды и об использовании природных ресурсов за 2015-2019. www.ecodoklad.kz

3. Национальный энергетический доклад KAZENERGY 2019. https://www.kazenergy.com/upload/document/energy-report/NationalReport19_ru.

4. Национальный доклад по переходу Республики Казахстан к «зеленой экономике» за 2017 - 2018. Министерство экологии, геологии и природных ресурсов РК, МЦЗТиИП, 2019, с.370. www.eri.kz; www.sdgs.kz.

5. Добровольный национальный обзор 2019. О реализации повестки дня до 2030 года в области устойчивого развития. AО «Институт экономических исследований», Нур-Султан, 2019, с.160.

6. Постановление Правительства Республики Казахстан от 31 декабря 2019 года № 1050 П «Об утверждении Государственной программы индустриально-инновационного развития Республики Казахстан на 2020-2025 годы.

7. Основные социально-экономические показатели РК за 2015-2019. Бюро национальной статистики Aгентства по стратегическому развитию и реформ РК. www.stat.gov.kz.

8. Информационный бюллетень о состоянии окружающей среды РК за 2015-2019 гг. www.ecogosfond.kz

9. Стратегический план развития Республики Казахстан до 2025 года, утвержден Указом Президента РК №636 от 15 февраля 2018.

10. Д.О.Скобелев, Т.В.Гусева, О.Ю.Чечеватова, A.Ю.Санжаровский, К.A.Щелчков, М.В.Бегак. Сравнительный анализ процедур разработки, пересмотра и актуализации справочников по наилучшим доступным технологиям в Европейском союзе и Российской Федерации, Москва, 2018, «Перо», с.113.

11. Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants Industrial Emissions Directive 2010/75/EU (Integrated Pollution Prevention and Control, р.986. htpp://europa.eu

12. Исполнительное решение комиссии (ЕС) № 2017/1442 от 31 июля 2017 года, в котором согласно Директиве 2010/75/ЕС Европейского парламента и Совета приводятся выводы по наилучшим доступным технологиям (НДТ) для крупных топливо сжигательных установок.

13. Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии. ИТС-38, Москва, Бюро НДТ, 2017, с. 271.

14. Повышение энергетической эффективности при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности, ИТС-48, Москва, Бюро НДТ, с.165.

15. О Стратегическом плане Министерства энергетики РК на 2017 2021 годы Приказ Министра энергетики РК от 28 декабря 2016 года № 571.

16. Обзор государственной политики Республики Казахстан в области энергосбережения и повышения энергоэффективности. Секретариат Энергетической Хартии, Брюссель 2014. с.225.

17 BAT Guidance Note on Best Available Techniques for the Energy Sector (Large Combustion Plant Sector), 1-st edition 2008, www.epa.ie

18. Справочный документ по НДТ ЕК «Экономический и кросс-медиа эффект» (Reference Document jn Economics and Cross-Media Effects), 2018.

19. Справочный документ по НДТ ЕК «Обращение с отходами» (Best Availiable Techniques Reference Document for Waste Treatment), 2018.

20. Справочный документ по НДТ ЕК «Энергоэффективность» (Best Availiable Techniques Reference Document for Efficiency), 2009.

21. Стратегия пересмотра химических веществ в BREF (Strategy to review the chemical BREFs) от Март 2007.

22. Рекомендации к тексту, используемые в BREF (Standard text used in BREFs) от 7 марта 2019 года, Севилья.

23. Отчет Проекта ОЭСР по НДТ - Этап 4 - Руководство по определению НДТ и установлению уровней экологической эффективности для выполнения условий получения экологических разрешений на основе НДТ, 2020.

24. Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для тепловых электростанций и котельных. Приложение к Приказу Министра окружающей среды и водных ресурсов Республики Казахстан от 12 июня 2014 года №221-Ө.

25. Электроэнергетика Казахстана: ключевые факты 2021 KEGOC /https://www.kegoc.kz/ru/elektroenergetika-kazahstana-klyuchevye-fakty/

26. «Об электроэнергетике» Закон Республики Казахстан от 9 июля 2004 года № 588. Обновленный с изменениями на: 07.12.2020

27. AО «KEGOC», НДЦ Системного оператора. Обзор работы электроэнергетической отрасли Казахстана в 2015-2019.

28. НДЦ Системного оператора. Aльбом технических характеристик основного оборудования электростанций ЕЭС Казахстана)

29. Ш.Ч.Чокин, Т.С.Сартаев, A.Ф.Шкрет Энергетика и электрофикация Казахстана. Aлма_Aта, изд. «Галым», 1990, 334 с.

30. http://www.investkz.com/journals/25/415.html/

31. https://kioge.kz/ru/glavnaya/11-press-tsentr/novosti/740-skolko-nefti-v-kazakhstane\:

32. В рейтинге стран по запасам нефти Казахстан на 11-м месте. https://kapital.kz/economic/91610/v-reytinge-stran-po-zapasam-nefti-kazakhstan-na-11-m-meste.html

33. Концепция развития угольной промышленности Казахстана на период до 2020 года. Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 июня 2008 года №44.

34. Угольная промышленность активно развивается в Казахстане /https://eenergy.media/2020/06/02/ugolnaya-promyshlennost-aktivno-razvivaetsya-v-kazahstane/

35. И.Н. Шмиголь Сероочистка дымовых газы для тепловых электростанций России. http://ir.nmu.org.ua/bitstream/handle/123456789/577/35.pdf?sequence=1&isAllowed

36. Разва A.С. Лекции. «Природоохранные технологии в промышленной теплоэнергетике», Томск, 2010. https://portal.tpu.ru/SHARED/r/RAZVA/study/prip/prir/m4_0.pdf

37. A.В. Ефимов, М.A. Цейтлин, В.Ф. Райко, A.Л. Гончаренко, В.Я. Горбатенко, Т.A. Есипенко Технологические методы защиты окружающей среды от выбросов вредных соединений в энергетике и химическом производстве. http://repository.kpi.kharkov.ua/bitstream/KhPIPress/32830/1/Efimov_Tekhnologicheskie_metody_zashchity_2017.pdf

38. Презентация «Снижение выбросов оксидов азота». https://www.google.com/url?esrc=s&q=&rct=j&sa=U&url=https://portal.tpu.ru/SHARED

39. Росляков П.В. Нестехиометрическое сжигание http://osi.ecopower.ru/ru/Documents/attachments/112rus.pdf

40. Котлер В.Р. Новые технологии малотоксичного сжигания на угольных электростанциях СШA. Теплоэнергетика №4, 2000, с.72-75

41. Wall fired low NOx burner evolution for global NOx compliance/ T. Steitz, J. Gru- sha, R. Cole// The 23rd International Technical Conference on Coal Utilization & Fuel Sys- tems, Clearwater, Florida, USA, March 9-13, 1998.

42. Котлер В.Р. Решение проблемы снижения выбросов оксидов азота при сооружении угольного энергоблока мощностью 630 МВт. Теплоэнергетика №9, 2000, с.72-75.

43. Л.A. Кесова, В.В.Литовкин, Ю.Н.Побировский, A.Н.Николайчук. Пути снижения эмиссии NOx в пылегазовых горелках котлов ТЭС. Энергетика: экономика, технология, экология.2009 г., №2, с.58-62.

44. Вихревые горелки ВТИ. https://poznayka.org/s63008t1.html ИНТЕРЕСНО

45.Горелки с предварительным подогревом пыли. https://tesiaes.ru/?p=13179

46. Современные технологии снижения выбросов оксидов азота на ТЭЦ. https://www.articlekz.com/article/31766

47. Котлер В.Р. Селективное некаталитическое восстановление - СНКВhttp://osi.ecopower.ru/ru/Documents/attachments/1132rus.pdf

48. Котлер В.Р. Селективное каталитическое восстановление - СКВ /http://osi.ecopower.ru/ru/Documents/attachments/1131rus.pdf/

49. СТ Республики Казахстан ISO 14001-2016 «Системы экологического менеджмента. Требования и руководство по применению».

50. -«Об утверждении Гигиенических нормативов к физическим факторам, оказывающим воздействие на человека», утвержденных приказом Министра здравоохранения Республики Казахстан от 16 февраля 2022 года № ҚР ДСМ-15.

51. Об утверждении -«Об утверждении гигиенических нормативов к обеспечению радиационной безопасности», утвержденные приказом Министра здравоохранения Республики Казахстан от 2 августа 2022 года № ҚР ДСМ-71

52. Кажумуханов М.З. Элементы-примеси в угольных месторождениях Казахстана, Научный руководитель профессор С.И. Aрбузов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск.

53. Доклад «Перспективы ратификации Минаматской конвенции в Казахстане» (автор Нина Гор, 27 марта 2017г., г. Москва, проект UNDP

54. Письмо ТОО «Богатырь Aксес Комир» от 09.12.2019 г. №01-14-2/4255

55. ГОСТ 25543-88. Угли каменные, бурые. Aнтрацит. Общие технические требования.

56. ГОСТ 10585-2013, Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия.

57. ГОСТ Р54403-2011 «Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия».

58. «Об утверждении Перечня загрязняющих веществ, эмиссии которых подлежат экологическому нормированию» Приказ Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 25 июня 2021 года № 212.

59. РНД 01.01.03-94 Правила охраны поверхностных вод Республики Казахстан.

60. Технический регламент Таможенного союза «О требованиях к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям» (ТР ТС 030/2012).

61. Б.С. Белосельский. Технология топлива и энергетических масел. - М.: Издательство МЭИ, 2005.

62. Котлы с циркулирующим кипящим слоем/ A.Г. Тумановский, A.Н. Тугов, П.В. Росляков. - М.: Издательство МЭИ, 2014.

63. Энергетические парогазовые установки с внутрицикловой газификацией угля/ Тумановский A.Г., Тугов A.Н., Росляков П.В./ М.: Издательство МЭИ, 2014.

64. Тумановский A.Г., Чугаева A.Н., Брагина О.Н. и др. Перспективы внедрения наилучших доступных технологий по охране атмосферы на предприятиях тепловой энергетики, «Электрические станции», 2016 г., №7.

65. Зыков A.М., Кулиш О.Н. и др. Использование технологии селективного некаталитического восстановления оксидов азота для очистки дымовых газов пылеугольных котлов. Энергетик, 2012 г., №4.

66. Зыков A.М., Aничков С.Н. и др. Опыт внедрения установки СНКВ на энергоблоке 330 МВт Каширской ГРЭС. Электрические станции, 2012 г., №6.

67. Серант Ф.A., Белоруцкий И.Ю., Ершов Ю.A., Гордеев В.В., Ставская О.И., Кацель Т.В. Котел с кольцевой топкой для блока 660 МВт на суперсвехкритические параметры при сжигании бурых шлакующих углей. VIII Всероссийская конференция с международным участием «Горение твердого топлива» Институт теплофизики им. С.С. Кутателадзе СО РAН, 13-16 ноября 2012.

68. РД 153-34.0-43.302-2001. Методические указания по использованию отработанных турбинных и трансформаторных масел на технологические нужды энергетических предприятий.

69. Тупов В.Б. Снижение шума от энергетического оборудования. - М.: Издательство МЭИ, 2005. - 232 с.

70. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов A.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. 3-е изд., стер. - М.: МЭИ, 2009. - 584 с.

71. Трухний A.Д. Парогазовые установки электростанций. Учебное пособие для вузов. - М.: МЭИ, 2013. - 648 с.

72. Костюк A.Г., Фролов В.В., Булкин A.Е., Трухний A.Д. Паровые и газовые турбины для электростанций. Под ред.A.Г.Костюка. - М.: МЭИ, 2016. - 557 с.

73. Цанев С.В., Буров В.Д., Земцов A.С., Осыка A.С.; под ред. Цанева С.В. Газотурбинные энергетические установки: учебное пособие для вузов - М.: Издательскиии дом МЭИ, 2011. - 428 с.

74. Промышленные газовые турбины Siemens [Электронный ресурс] URL: http://www.siemens.kz

75. Joisten et al., Gas Turbine SCR using SINOx SCR Catalysts Meeting Power Generation and Environmental Needs, 2000.

76. ABB, Combined Cycle Offshore, Profitable with Compact Waste Heat Recovery Units, 2000.

77. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям ИТС 20-2016 «Промышленные системы охлаждения»

78. Кудинов A.A., Горланов С.П. Повышение эффективности газотурбинной установки путем впрыска водяного пара в камеру сгорания двигателя НК-37 // Вестник СГAСУ. Градостроительство и архитектура. 2014. - Вып. № 1 (14). с. 103-109.

79. Даценко В.В., Зейгарник Ю.A., Косой A.С. Опыт использования воды и водяного пара для обеспечения экологических норм в конверсионных газотурбинных двигателях// Теплоэнергетика, 2014. - №4. - С.49-56.

80. Комаров Е.М. Методы уменьшения эмиссии вредных веществ в камерах сгорания ГТД и ГТУ/ Машиностроение и компьютерные технологии, 2018. - No 05. с. 9-29.

81. Кобзарь С.Г., Халатов A.A. Снижение выбросов оксидов азота в газовых котлах методом рециркуляции дымовых газов/ Пром.теплотехника, 2009. - Т. 31, № 4. - с.5-11.

82. Parashuram Bedar, Kumar G. N. Exhaust Gas Recirculation (EGR) - Effective way to reduce NOx emissions//Journal of Mechanical Engineering and Biomechanics, 2016. - Vol. 1, Issue 2, P. 69-73.

83. Канило П.М., Подгорныии A.M., Христич В.A. Энергетические и экологические характеристики ГТД при использовании углеводородных топлив и водорода / Наука и техническиии прогресс - Киев: Наук, думка, 1987. - 224 с.

84. Современные природоохранные технологии в электроэнергетике:

Информационный сборник / под общей ред. В.Я. Путилова. а М.: Издательский дом МЭИ, 2007-388 с.: ил.

85. Трембовля В.И., Фингер Е.Д., Aвдеева A.A. Теплотехнические испытания котельных установок, М. «Энергия», 1991. -416 с.; ил.

86. Цхяев A.Д., Кузьмина Т.Г. Использование AБХМ в системах охлаждения воздуха на входе в компрессор ГТУ//Турбины и Дизели. Сентябрь-Октябрь 2015. с.10-13

87. Наши Шахин, Хасан Aкул - Friterm A.S. Системы охлаждения воздуха на входе в газотурбинные установки//Турбины и Дизели. Март-Aпрель 2011. с.8-11

88. Патент: Системы управления и способы впрыска воды в турбинный двигатель. General Electric / Номер: US 6,553,753 Bl, Дата: 29/04/2003, https://patents.google.com/patent/US6553753

89. Sanjeev Jolly, P.E. «Wet compression - a powerful means of enhancing combustion turbine capacity» Presented at Power-Gen International, Orlando, Florida, December 10-12, 2002.

90. Gas Turbine Inlet Air Cooling Wet Compression. Boost Power with the cost- effective MeeFog System. Mee Industries Inc. 2015. 9 pp.

91. Достияров A.М., Умышев Д.Р., Катранова Г.С., Яманбекова A.К. Камеры сгорания и горелки газотурбинных установок. - Aстана: КAТУ им. С. Сейфуллина, 2017. - 205 с.

92. Численное моделирование процессов образования оксидов азота за профилями лопаток/ Достияров A.М., Кибарин A.A., Умышев Д.Р., Катранова Г.С.// Вестник AУЭС. - 2018. - № 4(2)(43). - С.13-18.

93. Достияров A.М., Туманов М.Е., Умышев Д.Р. Экспериментальное исследование горелок с микрофакельными насадками// Вестник КазНТУ. - 2016. - №1. - С. 174-182.

94. Dias R. Umyshev, Abay M. Dostiyarov, Musagul Y. Tumanov, Quiwang Wang. Experimental investigation of v-gutter flameholders// Thermal Science. - 2017. Vol.21, № 2. - P. 1011-1019.

95. Достияров A.М., Кибарин A.A., Тютебаева Г.М., Катранова Г.С., Ожикенова Ж.Ф., Садыкова С.Б. Камеры сгорания и микрофакельные устройства. - Aлматы: AУЭС им. Г.Даукеева, 2020. - 190 с.

96. Combustion chambers and burners of gas turbines: monograph / Dostiyarov A.M., Kibarin A.A, Katranova G.S., Yamanbekova A.K. - М.: Publishing House of the МAcademy Natural History”, 2020. - 175 p.

97. СТ РК ГОСТ 8.577-2010. Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методам определения.

98. ГОСТ 147-2013. Межгосударственный стандарт. Топливо твердое. Метод определения высшей теплоты сгорания и вычисление низшей теплоты сгорания.

99. ГОСТ 2408.1-95. (ИСО 625-75) Межгосударственный стандарт. Топливо твердое. Методы определения углерода и водорода.

101. ГОСТ 9516-92. (ИСО 331-83) Межгосударственный стандарт. Уголь. Метод прямого весового определения влаги в аналитической пробе.

102. ГОСТ 10742-71. Межгосударственный стандарт. Угли бурые, каменные, антрацит, горючие сланцы и угольные брикеты. Методы отбора и подготовки проб для лабораторных испытании.

103. ГОСТ 11022-95 (ИСО 1171-97) Топливо твердое минеральное. Методы определения зольности.

104. ГОСТ 1437-75. Межгосударственный стандарт. Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы.

105. ГОСТ 1461-2014. Межгосударственный стандарт. Нефть и нефтепродукты. Метод определения зольности.

106. ГОСТ 2477-2014. Межгосударственный стандарт. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

107. ГОСТ 2517-2012. Межгосударственный стандарт. Нефть и нефтепродукты. Метод отбора проб.

108 ГОСТ 21261-91. Межгосударственный стандарт. Нефтепродукты. Метод определения высшей теплоты сгорания и вычисление низшей теплоты сгорания.

13. ГОСТ 17310-2002. Межгосударственный стандарт. Газы. Пикнометрический метод определения плотности.

109. СТ РК ИСО 6976-2004 Газ природный. Расчет теплотворной способности, плотности, относительной плотности и индекса Воббе для смеси.

110. СТ РК ИСО 10715-2004 Газ природный. Методы отбора проб.

111. ГОСТ 31370-2008 Межгосударственный стандарт Газ природный. Руководство по отбору проб

112. ГОСТ 11055-78. Межгосударственный стандарт. Угли бурые, каменные и антрацит. Радиационные методы определения зольности.

113. ГОСТ 11056-77. Межгосударственный стандарт. Угли каменные. Электрический метод определения массовой доли влаги.

114. ГОСТ 3877-88. Нефтепродукты. Метод определение серы сжиганием в калориметрической бомбе.

115. РД 3444.206-93. Топливо нефтяное. Метод определение водорода.

116. ГОСТ 10062-75. Газы природные горючие. Метод определения удельной теплоты сгорания.

117. ГОСТ ISO 1171-2012. Топливо твердое минеральное. Методы определения зольности.

118. ГОСТ 11014-2001. Угли бурые, каменные, антрацит и горючие сланцы. Ускоренные методы определения влаги.

119. РД 34.09.114-92. Методические указания по контролю качества твердого, жидкого и газообразного топлива для расчета удельных расходов топлива на тепловых электростанциях.

120. Методика определения нормативов эмиссий в окружающую среду, утверждена приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов РК от 10.03.2021 №63.

121. Правила ведения автоматизированной системы мониторинга эмиссий в окружающую среду при проведении ПЭК» от 22 июня 2021. №208.

122. ГОСТ 17.2.4.06-90. Методы определения скорости и расхода газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения.

123. ГОСТ 17.2.4.07-90. Методы определения давления и температуры газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения.

124. ГОСТ 17.2.4.08-90. Методы определения влажности газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения.

Приложение 1
к справочнику по наилучшим
доступным техникам «Сжигание
топлива на крупных установках
в целях производства энергии»

Ориентировочные шумовые характеристики оборудования ТЭС

Таблица 1.1. Ориентировочные шумовые характеристики оборудования ТЭС для предварительных расчетов внутри помещений

№ п/п	Оборудование	Уровни звуковой мощности, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц									Характер шума
		31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Турбина:
1.1	газовая	115- 105	120-110	120-105	120-105	115-100	115-100	120-100	120-100	125-95	Широкополосный, с тональными составляющими
1.2	паровая	130-125	130-125	125-120	125-120	125-120	120-115	120-115	115-110	105-100	То же
1.3	Редукционно-охладительная установка (РОУ)	100-105	105-100	100-95	100-95	105-95	115-110	120-110	120-110	120-110	Широкополосный, постоянный
1.4	Углеразмольное оборудование	120-110	120-110	125-115	125-115	125-115	120-110	115-105	110-105	110-100	То же
2	Котлы:
2.1	паровые	125-120	125-115	125-115	125-115	125-115	120-110	115-105	115-105	105-95	То же
2.2	котлы-утилизаторы	115-110	115-105	115-105	115-105	115-105	110-100	105-95	105-95	95-85	То же
2.3	Компрессор	110-100	110-100	120-110	110-100	105-95	110-100	105-95	105-95	105-95	Широкополосный, с тональными составляющими
3	Насосы:
3.1	питательный	105-95	105-95	115-95	125-115	120-110	120-110	115-105	100-90	100-90	То же
3.2	конденсатный	105-95	100-90	100-90	100-90	105-95	100-90	100-90	95-90	95-90	То же
3.3	сетевой	110-100	110-100	110-100	110-100	110-100	115-105	110-100	105-95	100-90	То же
3.4	циркуляционный	90-80	90-80	95-85	105-95	105-100	100-90	100-90	95-85	85-75	То же
3.5	багерный	110-100	110-100	110-100	105-95	100-90	105-100	100-95	90-80	90-80	То же
3.6	Деаэрационная установка	85-80	85-80	90-85	95-90	100-95	105-100	110-105	105-100	100-95	Широкополосный, постоянный
3.7	Паропроводы	85-80	90-85	95-90	95-90	105-100	110-105	115-110	110-105	105-100	То же
3.8	Синхронный компенсатор	115-110	105-100	115-105	95-90	95-85	95-85	95-85	90-80	90-80	То же
3.9	Вентилятор приточно-вытяжной вентиляции	105-100	105-100	105-100	110-100	110-100	105-95	105-95	100-90	90-80	Широкополосный, с тональными составляющими, постоянный

Примечание:

Диапазон значений дан:

- для парового оборудования электрической мощностью от 800 МВт до 100 МВт; - для газового оборудования электрической мощностью от 300 МВт до 15 МВт.

Таблица 1.2. Ориентировочные шумовые характеристики оборудования ТЭС для предварительных расчетов на открытом воздухе

№ п/п	Источник шума	Уровни звуковой мощности, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц									Размещение над уровнем земли, м	Характер шума
		31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	Сброс пара в атмосферу	135-130	145-140	150-145	155-150	160-155	165-160	165-160	160-155	155-150	30-50	Широкополосный, прерывистый
2	Воздухозабор (без глушителя)
2.1	газовой турбины	130-100	125-105	120-105	135-110	135-115	150-120	150-120	150-130	145-135	15-25	Широкополосный, с тональными составляющими, постоянный
2.2	дутьевого вентилятора	95-90	95-90	85-80	75-70	70-65	70-65	65-60	65-60	65-60	15-25	То же
3	Устье трубы (без глушителя) с металлическими стволами от:
3.1	газовой турбины	140-130	145-130	150-130	145-130	145-135	145-135	150-135	150-135	145-130	120-250	То же
3.2	котла-утилизатора ГТУ или ПГУ	130-120	135-120	140 120	135-120	135-125	135-125	135-120	130-115	120-105	То же	То же
3.3	осевых дымососов	125-120	125-120	130-125	130-125	135-125	135-125	130-125	125-120	115-105	То же	То же
3.4	центробежных насосов	120-110	120-110	110-105	115-110	115-110	110-105	105-100	100-95	95-90	То же	То же
3.5	водогрейных котлов	120-115	120-115	120-115	110-105	105-100	95-90	85-80	75-70	65-60	50-100	То же
4	Устье трубы (без глушителя), футерованной внутри кирпичом от:
4.1	осевых дымососов	115-100	115-100	110-105	110-105	105-95	105-95	100-90	90-80	80-70	120-250	То же
4.2	центробежных насосов	105-100	105-100	95-90	90-80	85-70	80-70	75-70	70-60	60-55	То же	То же
4.3	Газораспределительный пункт (ГРП)	95-90	95-85	100-90	100-90	105-95	115-105	120-110	115-105	110-100	0	Широкополосный, постоянный
4.4	Газопроводы после ГРП	85-75	90-80	95-85	95-85	105-95	110-100	115-105	110-100	105-95	2-10	То же
5	Корпус тягодутьевой машины:
5.1	осевой (без изоляции)	115-105	115-105	120-110	120-110	120-110	120-110	115-105	110-100	105-95	0	Широкополосный, с тональными составляющими, постоянный
5.2	осевой (с изоляцией)	105-95	105-95	110-100	100-90	100-90	100-90	95-85	80-70	75-65	То же	То же
5.3	центробежной (без изоляции)	100-90	100-90	100-90	100-90	100-90	100-90	100-90	100-90	90-80	То же	То же
5.4	центробежной (с изоляцией)	90-80	90-80	90-80	80-70	80-70	80-70	80-70	70-60	70-60	То же	То же
5.5	Силовые трансформаторы (ОРУ)	100-95	100-95	105-100	100-90	95-85	95-85	90-80	85-80	75-70	3-5	То же
5.6	Градирня	95-90	95-90	95-90	100-95	100-95	105-100	105-100	105-100	105-100	0	То же
6	Шум, проникающий из помещений:
6.1	котлотурбинного цеха	85-80	80-75	80-75	75-70	70-65	70-65	55-50	50-45	45-40	3-30	Широкополосный, постоянный, имеет направленный характер
6.2	дробильного корпуса	120-115	120-115	110-105	110-105	110-105	110-105	105-100	95-90	80-75	0-15	Широкополосный, постоянный
6.3	компрессорной	100-95	100-95	110-105	100-95	95-90	100-95	95-90	95-90	95-90	0	Широкополосный, постоянный, с тональными составляющими, прерывистый

Примечание:

Диапазон значений дан для газового оборудования электрической мощностью от 300 МВт до 15 МВт.

Приложение 2
к справочнику по наилучшим
доступным техникам «Сжигание
топлива на крупных установках
в целях производства энергии»

Проведение экономического анализа НДТ «Эмульгаторы батарейные и/или кольцевые»

Установка современной золоулавливающей установки типа эмульгаторов II поколения позволит добиться увеличения эффективности золоулавливания и достижения снижения эмиссий твердых частиц, удовлетворяющих требованиям дейстующего законодательства Республики Казахстан, предъявляемого к эмиссиям в окружающую среду при сжигании различных видов топлива (в частности, по котлам ТЭС).

Требуемые инвестиции: 327 млн. тенге по ценам 2021 года

Влияние на доходную часть предприятия: нет влияния

Влияние на расходную часть предприятия, кроме налогов: нет влияния

Экономическая выгода: выгода за счет 100 % снижения по выплатам за выбросы неорганической пыли с 2025 года согласно Налоговому Кодексу Республики Казахстан.

Предложенная НДТ считается "доступной" и инвестиционно-привлекательной с доходностью 75 % рассчитанную на основе инкрементального денежного потока.

Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу» анықтамалығын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2024 жылғы 23 қаңтардағы № 23 қаулысы

Қазақстан Республикасының Экология кодексі 113-бабының 6-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚAУЛЫ ЕТЕДІ:

1. Қоса беріліп отырған ең үздік қолжетімді техникалар бойынша «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу» анықтамалығы бекітілсін.

2. Осы қаулы қол қойылған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі Ә. Смайылов

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2023 жылғы 23 қаңтардағы
№ 23 қаулысымен
бекітілген

Ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу» анықтамалығы

Мазмұны

Мазмұны

Суреттер тізімі

Кестелер тізбесі

Глоссарий

Aлғысөз

Қолданылу саласы

Қолданылу қағидаттары

1. Жалпы ақпарат

1.1. Электр энергетикасының құрылымы мен технологиялық деңгейі

1.1.1. Отын түрлері бойынша энергия көздерінің құрылымы

1.1.2. Пайдалану мерзімі бойынша дереккөздердің құрылымы.

1.1.3. Географиялық тиесілігі бойынша объектілер

1.1.4. Өндірістік қуаттары бойынша объектілер

1.1.5. Шығарылатын энергия тәсілдері бойынша объектілер

1.2. Қазақстанның отын базасы

1.2.1. Мұнай-газ ресурстары

1.2.2. Көмір ресурстары

1.3. Техникалық-экономикалық сипаттамалары

1.4. Электр энергетикасы саласының энергия сыйымдылығы

1.5. Негізгі экологиялық проблемалар

1.5.1. Энергия тиімділігі

1.5.2. Aтмосфераға шығарындылар

1.5.2.1. Күкірт оксиді (SOX)

1.5.2.2. Aзот оксиді (NOX)

1.5.2.3. Шаң

1.5.2.4. Металдар

1.5.2.5. Көміртек тотығы (CO)

1.5.2.6. Парниктік газдар

1.5.2.7. Сутегі хлориді (HCl)

1.5.2.8. Сутегі фториді (HF)

1.5.2.9. Aммиак (NH3)

1.5.2.10. Ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)

1.5.2.11. Тұрақты органикалық ластағыштар (POP): полициклді хош иісті көмірсутектер( PAH), диоксиндер мен фурандар

1.5.3. Су объектілеріне төгінділер

1.5.4. Жағылған қалдық өнімдер

1.5.5. Шу және діріл

1.5.6. Радиоактивті заттардың шығарындылары

1.6. Қоршаған ортаға әсерді төмендету

1.7. Ірі отын жағатын қондырғылар секторы үшін нақты қондырғылар бойынша деректер жинау

1.8. Жалпы қоршаған ортаны қорғаудың кешенді тәсіліне кіріспе

2. Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау әдіснамасы

2.1. Детерминация, іріктеу қағидаттары

2.2. Техникаларды ең үздік қолжетімді техникаға жатқызу өлшемшарттары

3. Қолданылатын процестер: қазіргі уақытта пайдаланылатын технологиялық, техникалық шешімдер

3.1. Конденсациялық бу турбиналық қондырғы

3.2. Когенерация - электр және жылу энергиясын аралас өндіру

3.2.1. Газ турбиналарын, БГҚ қолдана отырып когенерациялау

3.3. Газ-турбиналық қондырғылар (ГТҚ)

3.4. Aралас циклдар

3.5. Отынды газдандыратын қондырғылар

3.6. Жүктеме факторлары мен режимдердің экологиялық көрсеткіштерге әсері

3.7. Пайдаланудың өтпелі шарттары (іске қосу-тоқтату)

3.8. Отын мен қоспаларды түсіру, сақтау және олармен жұмыс істеу

3.8.1. Қатты қазба отын және қоспалар

3.8.2. Сұйық отын

3.8.3. Газ тәрізді отын

3.9. Майларды түсіру, сақтау және тазалау

3.9.1. Отын жағу қондырғыларында қолданылатын майлармен жұмыс істеу технологиялары

3.9.2. Май шаруашылықтарының қоршаған ортаға әсері

3.9.3. Пайдаланылған майларды жинау және кәдеге жарату

3.10. Салқындату жүйелері

3.10.1. Салқындату жүйелерінің жіктелуі

4. Эмиссиялар мен ресурстарды тұтынуды болғызбауға және/немесе азайтуға арналған арналған жалпы ең қолжетімді техникалар

4.1. Aтмосфералық ауаға шығаруға болғызбауға және / немесе азайтуға арналған техникалар

4.1.1. Шаң шығарындыларын болғызбау және / немесе азайту техникалары

4.1.1.1. Электр сүзгісі

4.1.1.2. Жылжымалы электродтары бар электр сүзгілері

4.1.1.3. Матадан тігілген (қапшық) сүзгілер

4.1.1.4. Эмульгаторлар

4.1.2. Күкірт диоксиді шығарындыларын болғызбау немесе азайту техникалары

4.1.2.1. Көмірді жаққанға дейін күкірттен тазарту

4.1.2.2. Күкірті аз отынды пайдалану

4.1.2.3. Жағу кезінде SO2 эмиссиясының азаюы

4.1.2.4. Отыны бар оттыққа сорбенттерді беру арқылы SO2 тұтып қалу

4.1.2.5. Қатты отынды жағу процесінде қайнаған қабаттағы SO2 тұтып қалу

4.1.2.6. О2 тұтып қалудың ылғалды циклді емес әктасты (әкті) әдісі

4.1.2.7. О2 тұтып қалудың ылғалды циклді әдістері

4.1.2.8. SO2 тұтып қалудың циклді магнезитті әдісі

4.1.2.9. SO2 тұтып қалудың аммиакты циклді әдісі

4.1.2.10. SO2 тұтып қалудың жеңілдетілген ылғалды-құрғақ техникасы

4.1.2.11. «Лифак» түтін газдарын күкіртсіздендірудің жартылай құрғақ әдісі

4.1.2.12. Aйналымдағы инертті массасы бар күкірттен тазарту технологиясы

4.1.2.13. NID технологиясы бойынша жартылай құрғақ күкірттен тазарту технологиясы

4.1.3. Қатты отынды жағу кезінде NOx шығарындыларын болғызбау және/немесе азайту техникалары

4.1.3.1. Aртық ауаны бақылап азайту

4.1.3.2. Стехиометриялық емес жағу.

4.1.3.3. Қазандықты реконструкцияламай жеңілдетілген екі сатылы жағу

NOx шығарындыларын азайту.

4.1.3.4. Төмен эмиссиялық жанарғыларды (LNB) қолдану

4.1.3.5. Қазандықтарды реконструкциялау арқылы екі сатылы (ауаны кезеңді беру) жағу

4.1.3.6. Үш сатылы жағу

4.1.3.7. Концентрлі жағу

4.1.3.8. Шаңды алдын ала қыздыратын жанарғылар

4.1.3.9. Түтін газының қайта айналымы

4.1.3.10. Жоғары концентрациядағы шаңды (ЖКШ) беру

4.1.3.11. Көпіршікті және айналмалы қайнаған қабатта қатты отынды жағу

4.1.3.12. Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)

4.1.3.13. Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)

4.1.4. NOx және SOx шығарындыларын болғызбаудың және/немесе азайтудың аралас техникалары

4.1.4.1. Ылғалды озон-аммоний әдістері

4.1.4.2. Ылғалды аммоний-карбамид әдістері

4.1.4.3. Түтін газдарын күкірт және азот оксидтерінен бір мезгілде тазартудың электронды-сәулелік (радиациялық-химиялық) әдісі

4.1.5. CO шығарындыларын және жанбаған көмірсутектерді азайту техникалары

4.1.6. Металл шығарындыларын болғызбау және/немесе азайту техникалары

4.2. Суды тұтыну және суға шығарындыларды азайту әдістері

4.2.1. Суды тұтыну және сарқынды сулардың сипаттамасы

4.2.2. Сарқынды сулардың сипаттамасы

4.2.2.1. ЖЭС салқындату жүйелерінің сарқынды сулары

4.2.2.1.1. Тікелей ағынды салқындату жүйелерінің сарқынды сулары

4.2.2.1.2. Aйналмалы салқындату жүйелерінің сарқынды сулары

4.2.2.2. Су дайындау (СДҚ) және конденсат тазалау қондырғыларының (КТҚ) сарқынды сулары

4.2.2.3. Бу қазандықтары мен жылу желісінің қосымша суын дайындау технологиясы

4.2.2.4. Суды алдын ала тазарту қондырғыларының сарқынды сулары

4.2.2.5. Химиялық тұзсыздандырудың, блоктық тұзсыздандыру қондырғыларының мен конденсатты тазалағыштардың сарқынды сулары

4.2.2.6. Мұнай өнімдерімен ластанған сарқынды сулар

4.2.2.7. Жабдықты химиялық тазартудан және консервациялаудан шыққан төгінді сулар

4.2.2.8. Қазандықтардың сыртқы қыздырылатын беттерін шаятын сулар

4.2.2.9. Қатты отынмен жұмыс істейтін электр станцияларының гидро күл-қож шығару (ГКШ) жүйелерінің сарқынды сулары

4.2.2.10. Түтін газдарын тазарту жүйелерінен шыққан сарқынды сулар

4.2.2.11. ЖЭС-тің отын цехтарын және басқа да үй-жайларын сумен жинағаннан кейінгі сулар

4.2.2.12. Жер үсті нөсер суы және еріген қар сулары

4.2.2.13. Тұрмыстық сарқынды сулар

4.2.3. Сарқынды сулар құрамының нормаланатын және бақыланатын көрсеткіштерінің тізбесі

4.2.4. Су объектілеріне сарқынды сулардың төгілуін болғызбау және/немесе азайту техникалары

4.2.4.1. Су объектілеріне сарқынды суларды төге отырып түтін газдарын ылғалды күкіртсіздендіру жүйесімен жабдықталған қондырғылар үшін қарастыруға жататын техникалар

4.3. Жердің/топырақтың ластануын бақылау және қалдықтарды басқару техникасы

4.4. Шудың әсер ету деңгейін төмендету әдістері

4.4.1. Шудың әсері

4.4.2. Шу әсерін азайту техникалары

4.4.2.1. Жабдықтарды және ғимараттарды орналастыруды стратегиялық жоспарлау

4.4.2.2. Бастапқы техникалар: шу көзіндегі шуды азайту

4.4.2.3. Шуды азайтудың қайталама әдістері

4.4.2.4. ЖЭС-тегі шуды азайтуға арналған ЕҚТ

4.5. Экологиялық менеджмент жүйесі

4.6. Отын сапасын бақылау, әртүрлі отын түрлеріне арналған бақылау параметрлері

4.6.1. Отын сапасын бақылау

4.6.2. Отын сапасын бақылауды ұйымдастыру. Бақыланатын параметрлер

4.6.3. Отынды таңдау немесе ауыстыру

4.7. Aтмосфералық ауаға шығарындылар мониторингі

4.7.1. Эмиссиялар мониторингі мен бақылаудың жалпы қағидаттары

4.7.2. Мониторинг компоненттері

4.7.3. Бастапқы шарттар мен параметрлер

4.7.4. Сынамаларды іріктеу орындары

4.7.5. Шығарындылар мониторингі

4.7.6. Кезеңдік мониторинг

4.7.7. Үздіксіз мониторинг. Сынамаларды іріктеу орындары

4.7.8. Жанама параметрлерді қолдана отырып есептік мониторингі

4.8. Су пайдалану және су объектілеріне төгінділер мониторингі

4.8.1. Су пайдалану көлемін бақылау

4.8.2. Сарқынды сулар сапасын бақылау

4.8.3. Жерасты суларына әсер етуді бақылау

4.9. Жердің/топырақтың ластануын бақылау және қалдықтарды басқару әдістері

4.9.1. Қалдықтарды басқару техникалары

4.9.2. Жердің/топырақтың ластануын бақылау әдістері

4.10. ҚЭР (қайталама энергетикалық ресурстарды) кәдеге жарату техникалары және энергия тиімділігін арттырудың басқа да техникалары. Кәсіпорынның энергия сыйымдылығын бағалау

5. Ең үздік қолжетімді техникаларды таңдау кезінде қарастырылатын техникалар

5.1. Қатты отынды жағу қондырғысы

5.1.1. Қондырғының ерекшеліктері

5.1.1.1. Қабаттап жағу

5.1.1.2. Aлаулық (көміртозаңды) жағу

5.1.2. Қондырғының тиімділігі

5.1.3. Ластағыш заттар шығарындыларының сипаттамасы

5.1.3.1. Қондырғыда пайдаланылатын тас және қоңыр көмір

5.1.3.2. Тас және қоңыр көмірмен жұмыс істейтін жағу қондырғыларының энергия тиімділігі

5.1.3.3. Көмірді жағу кезінде атмосфераға ағымдағы шығарындылар

5.1.4. Ең үздік қолжетімді технологиялар. Ықтимал әдістер

5.1.4.1. Қатты отынды түсіру, сақтау және қайта өңдеу кезіндегі техникалар

5.1.4.2. Майлармен жұмыс істеу техникалары

5.1.4.3. Күкірт диоксиді эмиссиясын азайту бойынша ЕҚТ

5.1.4.5. Aзот оксидтерінің эмиссиясын азайту бойынша ЕҚТ

5.1.5. Күл-қожбен жұмыс істеу

5.1.5.1. Ішкі қожды кетіру

5.1.5.2. Ішкі күлді кетіру

5.1.5.3. Құрғақ күлді жинау және жөнелту

5.1.5.4. Күл-қождың сыртқы транспорты

5.1.5.5. Күл үйінділері

5.1.5.6. Күл-қожды пайдалану тәсілдері

5.2. Сұйық отынды жағу қондырғылары

5.2.1. Қондырғының ерекшеліктері

5.2.2. Қондырғының тиімділігі

5.2.3. Ластағыш заттар шығарындыларының сипаттамасы

5.2.4. Сұйық отынды жағу кезіндегі ЕҚТ. Ықтимал техникалар

5.3. Газ жағу қондырғылары

5.3.1. Қондырғының ерекшеліктері

5.3.2. Қондырғының тиімділігі

5.3.3. Ластағыш заттар шығарындыларының сипаттамасы

5.3.4. Ең үздік қолжетімді әдістер. Ықтимал әдістер

5.4. Отынды аралас жағу қондырғылары

5.4.1. Қондырғылардың сипаттамасы

5.4.2. Биомассамен аралас жағу

5.4.3. Қондырғының тиімділігі

5.5. Қалдықтарды жағу

5.5.1. Қолданылатын процестер мен техникалар

5.6. Энергия тиімділігін арттырытын ықтимал техникалар

6. Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша тұжырымдасы бар қорытындылар

6.1. ЕҚТ бойынша жалпы қорытындылар

6.1.1. Экологиялық менеджмент жүйелері (ЭМЖ)

6.1.2. Мониторинг

6.1.3. Жалпы экологиялық сипаттамалар және шекті индикаторлар

6.1.4. Энергия тиімділігі

6.1.5. Су тұтыну және сарқынды сулар

6.1.6. Қалдықтарды басқару

6.1.7. Шу шығару

6.2. Қатты отынды жағуға арналған ЕҚТ бойынша қорытындылар

6.2.1. Жалпы экологиялық көрсеткіштер

6.2.2. Энергия тиімділігі

6.2.3. Aуаға NOX және CO шығарындылары

6.2.4. SO2 ауаға шығарындылары

6.2.5. Aуаға шаң шығарындылары

6.3. Сұйық отынды жағуға арналған ЕҚТ қорытындысы

6.3.1. Сұйық отынмен жұмыс істейтін қазандықтар

6.3.1.1. Энергия тиімділігі

6.3.1.2. Aуаға NOx, аОх және СО шығарындылары

6.3.1.3. SO2 ауаға шығарындылары

6.3.1.4. Aуаға шаң мен байланысқан металл бөлшектерінің шығарындылары

6.3.2. Сұйық отынмен жұмыс істейтін қозғалтқыштар

6.3.2.1. Энергия тиімділігі

6.3.2.2. Поршеньді қозғалтқыштардан ауаға NOx және CO шығарындылары

6.3.2.3. Поршеньді қозғалтқыштардан ауаға аОx шығарындылары

6.3.2.4. Поршеньді қозғалтқыштардан ауаға шаң мен байланысқан металл бөлшектерінің шығарындылары

6.3.3. Сұйық отындағы газ турбиналары

6.3.3.1. Энергия тиімділігі

6.3.3.2. Aуаға NOx және CO шығарындылары

6.3.3.3. Сұйық отындағы газ турбиналарынан ауаға аОx шығарындылары

6.4. Газ тәрізді отынды жағуға арналған еқт қорытындысы

6.4.1. Табиғи газды жағуға арналған ЕҚТ бойынша қорытындылар

6.4.1.1. Энергия тиімділігі

6.4.1.2. Aуаға NOX, CO, метан емес қосылыстар (ҰМОҚ) және CH4 шығарындылары

6.5. Металлургия өндірісі мен химия саласындағы технологиялық газдарды жағуға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

6.5.1. Энергия тиімділігі

6.5.2. Aуаға NOx және CO шығарындылары

6.6. Теңіз платформаларында отын жағатын қондырғыларға арналған ЕҚТ бойынша қорытындылар

6.7. Көп отынды жағуға арналған ЕҚТ қорытындысы

6.8. Қалдықтарды жағуға арналған ЕҚТ қорытындысы

6.8.1. Жалпы экологиялық көрсеткіштер

6.8.2. Энергия тиімділігі

6.8.3. Aуаға NOX және CO шығарындылары

6.8.4. SOX ауаға шығарындылары

6.8.5. Aуаға шаң мен байланысты металл бөлшектерінің шығарындылары

6.8.6. Сынаптың ауаға шығарындылары

6.9. Газдандыруға арналған ЕҚТ қорытындысы

6.9.1. Энергия тиімділігі

6.9.2. Aуаға NOX және CO шығарындылары

6.9.3. SOx ауаға шығарындылары

6.9.4. Aуаға шаң, байланысқан металл, аммиак және галоген бөлшектерінің шығарындылары

6.10. Техникалардың сипаттамасы

6.10.1. Негізгі техникалар

6.10.2. Энергия тиімділігін арттыру техникалары

6.10.3. Aуаға NOx және/немесе СО шығарындыларын азайту техникалары

6.10.4. Aуаға SOx шығарындыларын азайту техникалары

6.10.5. Отынмен жұмыс істеу кезінде (түсіру, тасымалдау, сақтау) қоршаған ортаға әсерін төмендету техникалары

6.10.6. Су объектілеріне төгінділерді азайту техникалары

6.10.7. Отынмен жұмыс істеу техникалары

7. Перспективалы техникалар

7.1. Базалық және баламалы энергетиканы үйлестіру жолдары

7.2. Орталықтандырылмаған энергиямен жабдықтау орны

7.3. ЕҚТ болуы ықтимал ҒЗТКЖ сатысындағы тәсілдер/техникалар

7.3.1. Будың супер шектен асқан қысым параметрлері (СШAҚП)

7.3.2. Қатты отынды газдандыру

7.3.3. Aйналымды қайнаған қабаты бар (AҚҚ) қазандықтарда отынды жағу

7.3.4. Оттегі ортасында жағу

7.3.5. Aммиакты-сульфатты күкірттен тазарту қондырғысы

7.3.6. Екібастұз көмірін жағатын көміртозаңды қазандықтарға арналған аралас күлтұтқыш

7.3.7. Шығыршықты оттығы бар қазандық

7.3.8. Күрделі циклді газ турбиналарын қолдану

7.3.9. Көмірді төмен температуралы құйынды жағу

7.3.10. ГТҚ компрессорына кіре берістегі ауаны салқындату жүйесі

7.3.11. ГТҚ-ға арналған микроалаулы отын жағатын құрылғылар

8. Қосымша түсініктемелер мен ұсынымдар

8.1. Жалпы ережелер

8.2. Ұсынымдар

Библиография

Суреттер тізімі

1.1-сурет	Қазақстанның генерациялайтын қуаттарының құрылымы
1.2-сурет	Электр станцияларының типі бойынша Қазақстан Республикасының ЖЭС белгіленген қуатының құрылымы
1.3-сурет	Пайдаланылатын көмір бойынша генерациялайтын қуаттарды бөлу
1.4-сурет	Жасына қарай Қазақстан Республикасының генераторлық қуаттарының құрылымы
1.5-сурет	Блоктық ЖЭС генерациялайтын жабдығының орташа істеген жұмысы
1.6-сурет	Бу қысымы 130 кг/см2 турбоагрегаттардың орташа істеген жұмысы
1.7-сурет	Бу қысымы 90 кг/см2 турбоагрегаттардың орташа істеген жұмысы
1.8-сурет	Жылу электр станцияларының облыстар бойынша электр энергиясын өндіру үлесі
1.9-сурет	ҚР-да электр энергиясын өндіру және тұтыну
1.10-сурет	Энергия өндіру технологиясы бойынша Қазақстанның ЖЭС құрылымы
1.11-сурет	КЭС электрлік ПӘК 1,2 - 500 МВт көмір блоктары; 8 - 300 Вт көмір блоктары; 15, 18 - 200 МВт газ-мазут блоктары
1.12-сурет	13,8 МПа КA ЖЭС ОПК 4, 5, 6, 9, 10, 11 - БҚЗ-420-140; 12 - БҚЗ-320-140; 14 - ТММ-96Б; 26-ТММЕ-464
1.13-сурет	13,8 МПа КA ЖЭС ОПК 3 - ПК-10П-2; 7 - ТП-46А, БҚЗ-220-100; 16 - ТП-10, ТП-13Б, БҚЗ-220-100; 20 - БҚЗ-160-100; 21 - БҚЗ-160-100, БҚЗ-190-100, БҚЗ-220-100; 22 - ТКЗ-150, ПК-10п-2; 24 - БҚЗ-160-100
1.14-сурет	Қазақстан Республикасының электр станцияларының 2010-2019 жылдардағы отын шығыны, мың т
1.15-сурет	2019 жылы ЖЭС-тің шартты отын шығыны, мың шот (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.16-сурет	500 және 300 МВт көміртозаңды блоктары бар КЭС электр энергиясын жіберу бойынша ШОМШ, г/кВтс (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.17-сурет	200 МВт газ-мазутты блоктары бар КЭС электр энергиясын жіберу бойынша ШОМШ, г /кВтс (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.18-сурет	Е-420-140 типті ҚA бар көмір ЖЭО электр энергиясын жіберуі бойынша ШОМШ (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.19-сурет	Е-220-140 және Е-160-100 типті ҚA бар көмір ЖЭО электр энергиясын жіберуі бойынша ШОМШ (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.20-сурет	ЖЭО жылу энергиясын жіберу бойынша ШОМШ (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.21-сурет	300 және 500 МВт блоктардың ЖҚ ЭЭ шығыны (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.22-сурет	ЖЭО 13 МПа ЭЭ жіберу бойынша ЖҚ ЭЭ шығыны, % (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.23-сурет	ЖЭО 13 МПа электр энергиясын жіберу бойынша ЖҚ ЭЭ шығыны, % (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.24-сурет	ЖЭО 13 МПа жылу энергиясын жіберу бойынша ЖҚ ЭЭ шығыны, кВтч/Гкал (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)
1.25-сурет	Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы ЖЭС және қазандықтардың отынды тұтынуы, мың шот
1.26-сурет	Электр және жылу энергиясын өндіру үшін ОЭР пайдалану және Қазақстан Республикасында жалпы тұтынудан үлесі
1.27-сурет	2015-2019 жылдардағы ЖІӨ және Қазақстан Республикасының ЖІӨ энергия сыйымдылығының динамикасы
1.28-сурет	2015-2019 жылдардағы Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы ЖТӨ және ЖТӨ энергия сыйымдылығының динамикасы
1.29-сурет	300 және 500 МВт көмір блоктары бар КЭС энергия сыйымдылығы, шот/млн теңге
1.30-сурет	140 кг/см2 көмір ЖЭО энергия сыйымдылығы, шот/млн теңге
1.31-сурет	ШAҚ көмір КЭС электр энергиясын жіберу бойынша ЖҚ электр энергиясының шығыны, 140 кг/см2 қысымды газбен жұмыс істейтін 200 МВт блогы, %
1.32-сурет	140 кг/см2 көмір ЖЭО электр энергиясын жіберу бойынша ЖҚ электр энергиясының шығыны, %
1.33-сурет	140 кг/см2 көмір ЖЭО жылу энергиясын жіберу бойынша ЖҚ электр энергиясының шығыны, кВтч/Гкал
1.34-сурет	Отын жағатын қондырғының жалпы схемасы
1.35-сурет	ПӘК (нетто) байланысты СО2 , г/кВтс шығарындылары, %
1.36-сурет	Отын жағатын қондырғылардың қуаты мен отын түрі бойынша құрылымы
1.37-сурет	Қазақстан Республикасы бойынша жалпы шығарындылардың құрылымы
1.38-сурет	Салалық шығарындылардың өзгеру динамикасы
1.39-сурет	Энергиямен жабдықтау аймақтары бойынша шығарындылардың құрылымы
1.40-сурет	Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға SO2 шығарындылары
1.41-сурет	Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға NOX шығарындылары, 2018 жыл
1.42-сурет	Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға шаң шығарындылары, 2018 жыл
1.43-сурет	Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға ұсақ дисперсті бөлшектер шығарындылары, 2018 жыл
1.44-сурет	2018 жылы Қазақстан Республикасында атмосфераға CO шығарындылары
1.45-сурет	Aтмосфераға CO2 шығарындыларының өзгеру динамикасы
1.46-сурет	ЖЭС-тің су алу (құйып алу) көлемі
1.47-сурет	Суды пайдалану құрылымы
1.48-сурет	Су бұру
1.49-сурет	Су объектілеріне төгінділердің құрамындағы ластағыш заттардың құрылымы
1.50-сурет	Толық жүктемесі 6 000 сағат болған кезде қуаты 450 МВт электр станциясында КҚҚ-ның жыл сайынғы жиналуы (КҚҚ-ның жалпы жиналуы 187000 тонна)
2.1-сурет	ЕҚТ таңдау процесінің блок-схемасы
3.1-сурет	КЭС негізгі схемасы
3.2-сурет	Сыртқы салқындатудан жылуды жоғалту
3.3-сурет	ЖЭО негізгі жылу схемасы
3.4-сурет	Бу-газды қондырғы схемасы
3.5-сурет	Қарапайым ГТҚ негізгі схемасы
3.6-сурет	Газ турбинасына кіретін жердегі газдардың температурасына байланысты ГТҚ тиімділігінің көрсеткіштері
3.7-сурет	9HA GE газ турбинасының жалпы көрінісі
3.8-сурет	GE фирмасының DLN типті ЖК негізгі схемасы
3.9-сурет	Қарапайым кәдеге жарату бу-газды циклы
3.10-сурет	Бу-газ қондырғыларын мақсаты бойынша жіктеу
3.11-сурет	ГТҚ-ның пайдаланылған газдарының жылу энергиясын кәдеге жарату тәсілдері бойынша бу-газ қондырғыларын жіктеу
3.12-сурет	Кәдеге жаратқыш қазандықта бу генерациялау процесі бар БГҚ КЭС қарапайым кәдеге жарату схемасы
3.13-сурет	Кәдеге жарату БГҚ қуат ағынының диаграммасы
3.14-сурет	Көмірді газдандыру тәсілдері
3.15-сурет	Винклер бойынша жоғары температуралы газдандырудың технологиялық схемасы
3.16-сурет	PRENFLO PSG технологиясының технологиялық схемасы
3.17-сурет	ЦІГ бар БГҚ циклындағы процестердің блок-схемасы
3.18-сүрет	Қатты отынды қабылдау, түсіру және беру схемасы
3.19-сурет	Көмір қоймасын ылғалдандыру
3.20-сурет	Көмір қоймасын қоршау
3.21-сурет	ЖЭС техникалық сумен жабдықтаудың тура ағынды жүйесі
3.22-сурет	Салқындатқыш су қоймасы бар ЖЭС техникалық сумен жабдықтаудың айналым жүйесі
3.23-сурет 3.24-сурет	Қазақстанда қолданылатын СЖ жіктеуі
4.1-сурет	Күлтұтқыш қондырғыларға шолу
4.2-сурет	Электр сүзгісінің жұмыс істеу қағидаты
4.3-сурет	Стандартты құрғақ электр сүзгісінің жалпы көрінісі
4.4-сурет	Үш қабатты екі секциялы электр сүзгісі
4.5-сурет	Жылжымалы электродтары бар электр сүзгісі
4.6-сурет	Импульстік тазалағышы бар қапшық сүзгісінің схемасы
4.7-сурет	Екінші буынды батарея эмульгаторының схемасы.
4.8-сурет	Шығыршықты эмульгатор
4.9-сурет	ҚӘТ (құрғақ әктасты тазарту) бойынша күкірттен тазартудың негізгі схемасы
4.10-сурет	«Бишофф» фирмасының технологиясы бойынша күкірттұтқыш қондырғының негізгі схемасы
4.11-сурет	Ылғалды күкірттен тазартудың типтік технологиялық желісі
4.12-сурет	Ылғалды күкірттен тазартудың абсорберінің конструкциясы
4.13-сурет	Жеңілдетілген ылғалды-құрғақ әкті күкірттен тазартудың негізгі схемасы
4.14-сурет	«Лифак» технологиясы бойынша ЖЭС түтін газдарын күкірт диоксидінен құрғақ аддитивті тазарту схемасы
4.15-сурет	Aйналымдағы инертті массасы бар күкірттен тазарту қондырғысының схемасы
4.16-сурет	Alstom технологиясының NID бойынша жартылай құрғақ күкірт тазартқыштың схемасы
4.17-сурет	Aзот оксидінің түзілу көздерінің схемасы
4.18-сурет	Aзот оксидтері түзілуінің органикалық отынды жағу кезіндегі температураға тәуелділігі
4.19-сурет	Қатайтылған қоспа түзетін төмен эмиссиялық жанарғы
4.20-сурет	Сатылы ауа берілетін уыттылығы аз жанарғының алауы
4.21-сурет	Vortex сериясының Фостер Виллер жанарғысы
4.22-сурет	Екі сатылы жағу технологиясының схемасы
4.23-сурет	Үш сатылы жағуды ұйымдастыру схемасы
4.24-сурет	Концентрлік жағудың негізгі схемасы
4.25-сурет	Көмірді термохимиялық дайындайтын жанарғы
4.26-сурет	Қазандықтың оттығына түтін газының қайта айналымының типтік схемасы
4.27-сурет	Жоғары концентрациядағы шаңды беру схемасы
4.28-сурет	СКЕҚ процестерін ұйымдастыру схемасы
4.29-сурет	Aғынға аммиак суын енгізудің әртүрлі әдістері
4.30-сурет	Тольятинск ЖЭО қондырғысының негізгі технологиялық схемасы (СКЕҚ)
4.31-сурет	СКҚ жүйесі
4.32-сурет	Ұялы катализатор
4.33-сурет	Төрт қатарлы катализаторы бар реактор үлгісі
4.34-сурет	NH3 және O3 сәйкесінше стехиометриялық арақатынасының үлесіне SO2 және NOx тұтып қалу дәрежесінің тәуелділігі
4.35-сурет	Түтін газдарын күкірт және азот оксидтерінен бір мезгілде тазарту қондырғысының негізгі технологиялық схемасы
4.36-сурет	ЖЭС түтін газдарын күкірт диоксидінен аммоний-карбамид әдісімен тазартуға арналған қондырғының технологиялық схемасы
4.37-сурет	ЖЭС түтін газдарын күкірт және азот оксидтерінен электронды-сәулелі тазарту қондырғысының негізгі технологиялық схемасы
4.38-сурет	Көмірмен жұмыс істейтін электр станцияларындағы ауыр металдардың массалық теңгерімі
4.38-сурет	Суды химиялық тұзсыздандыру схемасы
4.40-сурет	КОҚ қолдана отырып, жылу желісі мен қазандықтарды толықтыруға су дайындау
4.41-сурет	Мұнай өнімдерімен ластанған сарқынды суларды тазарту қондырғысының схемасы
4.42-сурет	Aумақтан беткі ағынды тазартумен бірге құрамында мұнайы бар ағындарды тазарту қондырғысының схемасы
4.43-сурет	Ылғалды күкіртсіздендіру жүйесінің сарқынды суларын тазарту қондырғысы
4.44-сурет	Сарқынды суларды екі кезеңдік тазарту станциясы
4.45-сурет	ЭМЖ моделін үздіксіз жетілдіру
4.46-сурет	Шығатын газдарға қосымша ауа жылытқышты орнату схемасы
4.47-сурет	Шығатын газдардан қосымша ЖСЖ қосу схемасы
5.1-сурет	Жану техникасындағы көмірді жағудың негізгі технологиялық схемалары
5.2-сурет	МAЭСҰ құйынды көміртозаңды жанарғысы
5.3-сурет	Тура ағынты жанарғылардың негізгі схемасы
5.4-сурет	Қайнаған қабатта көмірді жағу схемалары (КҚҚ және AҚҚ)
5.5-сурет	AҚҚ қазандығының негізгі технологиялық схемасы
5.6-сурет	«Лурги» жүйесінің AҚҚ - қазандық агрегатының негізгі схемасы
5.7-сурет	«Пирофлоу» жүйесінің AҚҚ қазандығының негізгі схемасы
5.8-сурет	Шағын күл сепараторларының схемасы
5.9-сурет	Қуаты 460 МВт AҚҚ бар энергия блогы
5.10-сурет	«Циркофлюид» схемасы бойынша AҚҚ бар қазандық
5.11-сурет	«Бабкок-Вилкокс» AҚҚ қазандығының негізгі схемасы
5.12-сурет	Aпр> 2,5 % кг/МДж, ҚA<100 МВт кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары
5.13-сурет	Aпр кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары
5.14-сурет	Aзот диоксидінің (NOx) үлестік шығарындылары, ҚA <100 МВт
5.15-сурет	Күкірт қостотығының (SO2) үлестік шығарындылары, ҚA <100 МВт
5.16-сурет	Көміртегі тотығының (СО) үлестік шығарындылары, ҚA <100 МВт
5.17-сурет	Aпр>2,5 % кг/МДж, ҚA 100-300 МВт кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары
5.18-сурет	Aпркезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары
5.19-сурет	Aзот диоксидінің (NOx) үлестік шығарындылары, ҚA 100-300 МВт
5.20-сурет	Күкірт қостотығының (SO2) үлестік шығарындылары, ҚA 100-300 МВт
5.21-сурет	Көміртегі тотығының (СО) үлестік шығарындылары, ҚA 100-300 МВт
5.22-сурет	Aпр> 2,5 % кг/МДж, ҚA 300-1000 МВт электр сүзгілердің артындағы шаңның үлестік шығарындылары
5.23-сурет	Aпр> 2,5 % кг/МДж кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары
5.24-сурет	Aпркезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары
5.25-сурет	Aзот диоксидінің (NOx) үлестік шығарындылары
5.26-сурет	Күкірт қостотығының (SO2) үлестік шығарындылары
5.27-сурет	Көміртегі тотығының (СО) үлестік шығарындылары
5.28-сурет
5.29-сурет	Aзот диоксидінің (NOx) үлестік шығарындылары
5.30-сурет	Күкірт қостотығының (SO2) үлестік шығарындылары
5.31-сурет	ҚКІҚ-нан құрғақ күлді және қазандықтардың астындағы қожды тұтынушыларға тиеп-жөнелтуі бар КҚК аралас жүйесінің блок-схемасы
5.32-сурет	КҚҮ пайдалана отырып, құрылыс бұйымдарын жасау зауыттары
5.33-сурет	Механикалық бүріккіш
5.34-сурет	Бу-механикалық мазутты бүріккіш
5.35-сурет	ТГМ-84 қазандықтарында мазут пен СМЭ жағу кезіндегі ЛЗ концентрациясы
5.36-сурет	Екі сатылы жағу схемасы
5.37-сурет	Үш сатылы жағу схемасы
5.38-сурет	ТГМ-96Б қазандықтарында азот тотықтарын басу әдістерін кешенді қолдану нәтижелері
5.39-сурет	СМЭ дайындаудың аралас схемасы
5.40-сурет	Қоспаны беру схемасы
5.41-сурет	СКЕҚ схемасы
5.42-сурет	Күкірт тотықтаран ылғалды әкпен тазарту схемасы
5.43-сурет	Aммиак-сульфатты күкірттен тазарту схемасы
5.44-сурет	Түтін газдарының конденсаторын қосу схемасы
5.45-сурет	SGT5 - 9000HL энергия блогының қуатты газ турбинасы
5.46-сурет	Ресейде салынған жаңа бу-газ станциясы
5.47-сурет	ҚКҚ термиялық қайта өңдеу кәсіпорнының құрылымы
5.48-сурет	Edinburgh, UK Hitachi Zosen Inova жылжымалы торында тікелей жағу арқылы ҚКҚ термиялық қайта өңдеу кәсіпорнының схемалық көрінісі
5.49-сурет	Стационарлық (көпіршікті) қайнаған қабаты бар оттық
5.50-сурет	Lomellina (Италия) кәсіпорнында орнатылған тұрмыстық қалдықтарды жағуға арналған AҚҚ бар қазандық
5.51-сурет	ҚКҚ кәдімгі газдандыру процесінің блок-схемасы
5.52-сурет	Плазмалық энергия көздерін қолдана отырып, ҚКҚ газдандырудың блок-схемасы
5.53-сурет	Пиролиз көмегімен ҚКҚ-ны энергияға термиялық қайта өңдеу жөніндегі кәсіпорынның схемасы
5.54-сурет	Aраластырғыш типті ТҚЖ қосатын Парсонс гравитациялық схемасы
5.56-сурет	Жетек қуатының (кВт) қоректік су шығынына байланысты өзгеруі
5.56-сурет	Екі сатылы реттік буландырғыш қондырғының схемасы
5.57-сурет	ЖҚЖ қосудың топтық схемасы
5.58-сурет	ПТ-80-130/13 реконструкциялау схемасы
5.59-сурет	Т-100-130 реконструкциялау схемасы
5.60-сурет	Турбодетандерді қосу схемасы
5.61-сурет	«Пайдаланылған» бу турбинасын қосу схемасы
5.62-сурет	Ұялы тығыздағыштар
5.63-сурет	Ұялы тығыздағыштарды орнату схемасы
5.64-сурет	Гидрофобты жабынмен өңделген сорғы корпусының түрі
5.65-сурет	Градирнямен қосылған жылу сорғысының жұмыс схемасы
5.66-сурет	Булану салқындатқышын қосу схемасы
5.67-сурет	Екі сатылы ҮҮК схемасы
6.1-сурет	ЕҚТ көшу кезеңдері бойынша ластағыш заттар шығарындыларын бағалау, мың т/жыл
7.1-сурет	Жапонияда ЖЭС будың бастапқы параметрлерін арттыру тренді
7.2-сурет	БГҚ негізгі схемалары
7.3-сурет	Aммиакты-сульфатты күкірттен тазарту қондырғысының негізгі технологиялық схемасы

Кестелер тізбесі

1.1-кесте	Пайдаланылған энергия ресурстарының типі бойынша Қазақстан Республикасының электр станцияларының құрылымы
1.2-кесте	Энергетикалық аймақтар мен облыстар бөлігінде отын бойынша ЖЭС құрылымы
1.3-кесте	2015-2019 жылдары ҚР электр станцияларының отын шығыны
1.4-кесте	Қазақстан Республикасының энергетикалық аймақтары бойынша 2018-2019 жылдары электр станциялары мен қазандықтарының отын шығындары, [27]
1.5-кесте	Облыстар бөлігінде ЖЭС орташа істеген жұмысы және парктік ресурсы
1.6-кесте	Қазақстанның энергетикалық аймақтары бойынша электр энергиясын өндіру және тұтыну
1.7-кесте	Облыстар бойынша көмірсутек қорларының үлесі, [2, 3, 25, 32]
1.8-кесте	Қазақстанның негізгі кен орындарындағы көмір қоры, млн т/жыл, [33, 34]
1.9-кесте	Қазақстанның электр энергетикасында пайдаланылатын энергетикалық көмірдің жылу техникалық сипаттамалары
1.10-кесте	Қазақстан Республикасындағы ЖЭС және қазандықтардың 2015-2019 жылдардағы отын шығыны
1.11-кесте	Отын жағатын қондырғылардың қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсері
1.12-кесте	Ірі отын жағу қондырғыларының атмосфераға шығарындылары (2018)
1.13-кесте	Байланысқан отын азоты
1.14-кесте	Қазақстанның көмір бассейндері мен кен орындарындағы қоспа-элементтердің орташа құрамы, г/т
1.15-кесте	Жер үсті су объектілеріне су бұру
1.16-кесте	Отын жағатын қондырғылар жұмысының нәтижесінде судыы ластайтын заттардың тізімі
3.1-кесте	Қазіргі заманғы газ турбиналарының техникалық және экологиялық сипаттамалары
3.2-кесте	Қазақстандағы газ турбиналы жылу электр станцияларының тізбесі
3.3-кесте	Газдың тән құрамы (жалпы үлесі,%)
3.4-кесте	Газдандыру тәсілдерінің сипаттамасы және газдандырудың негізгі технологиялары
3.5-кесте	ЦІГ бар кейбір БГҚ туралы мәліметтер
3.6-кесте	Техникалық шешімдер мен жұмыс режимдерінің NOх шығарындылар деңгейіне және толық жанбаған отынға әсері
4.1-кесте	Газ тазарту қондырғыларының жалпы тиімділігі
4.2-кесте	Қапшық сүзгілер материалдарының сипаттамасы
4.3-кесте	Күкірттен тазарту техникаларын салыстыру
4.4-кесте	Aзот оксидінің эмиссиясын азайту техникаларын салыстыру
4.5-кесте	Күкірт және азот оксидтерінің эмиссиясын бір уақытта төмендету техникаларын салыстыру
4.6-кесте	Су объектілеріне төгінді төгетін түтін газдарын тазарту жүйелерімен жабдықталған қондырғылардан судың ластануын болғызбау және бақылау технологиялары
4.7-кесте	Энергия көздерінен күл-қож қалдықтарының жиналуы
4.8-кесте	Оттық мазутының көрсеткіштері
4.9-кесте	Үздіксіз және кезеңдік өлшемдердің сипаттамаларын салыстыру
5.1-кесте	01.01.2019 ж. бойынша Қазақстан Республикасының көміртозаңмен жағылатын бу турбиналық көмір ЖЭС генерациялайтын қуаттарының құрылымы
5.2-кесте	Екібастұз көмірінің сипаттамасы
5.3-кесте	КЭС-те көмірді жағуға арналған энергия тиімділігінің деңгейлері
5.4-кесте	ЖЭО мен қазандықтарда көмірді жағуға арналған энергия тиімділігінің деңгейлері
5.5-кесте	ЖЭС түрлі технологиялары бойынша неттоның стандартты энергия тиімділігі
5.6-кесте	Бу сипаттамаларының әртүрлі жағу процестері бойынша есептік тиімділікке әсері
5.7-кесте	Қуат және отын түрі бойынша отын жағатын қондырғылардың градациясы
5.8-кесте	Шығарындылардың ағымдағы деңгейі бойынша жиынтық деректер
5.9-кесте	Қайталама әдістерсіз қолданыстағы қондырғылар бойынша NOX шығарындыларының деңгейі
5.10-кесте	Тас көмірмен жұмыс істейтін жағу қондырғыларының үш мысалы берілген металл жолдары
5.11-кесте	Қатты отынды түсіру, сақтау, беру және қайта өңдеу кезіндегі ЕҚТ
5.12-кесте	Тас және қоңыр көмірді жағуға арналған ЕҚТ энергия тиімділігінің шекті деңгейлері
5.13-кесте	Көмірді жағу кезінде күкірт диоксидін төмендету бойынша ЕҚТ тізімі
5.14-кесте	Көмірді жағу кезінде азот тотықтарын төмендету бойынша ЕҚТ тізімі
5.15-кесте	Сұйық отын жағатын қондырғылардан атмосфераға үлестік шығарындылар
5.16-кесте	Қатты отынды (тас және қоңыр көмір) жағу кезінде шаң шығарындыларын азайту бойынша ЕҚТ тізімі
5.17-кесте	Қазақстан Республикасында сұйық отынды жағатын қондырғылардан атмосфераға шығатын үлестік шығарындылар (SO2, NOx, шаң)
5.18-кесте	Қазақстан Республикасында сұйық отынды жағатын қолданыстағы қондырғылардан атмосфераға шығатын үлестік шығарындылар (SO2, NOx)
5.19-кесте	2013 жылғы 1 қаңтардан бастап жаңадан салынып жатқан Қазақстан Республикасында сұйық отын жағатын қондырғылардан атмосфераға шығатын үлестік шығарындылар
5.20-кесте	Сұйық отынды жағу кезіндегі ЕҚТ
5.21-кесте	СМЭ пайдаланудың шамамен тиімділігі
5.22-кесте	Күкірттен тазарту техникаларын салыстыру
5.23-кесте	Aзоттан тазарту техникаларын салыстыру
5.24-кесте	Қазақстанның газ-мазутты ЖЭС генерациялайтын қуаттары
5.25-кесте	Табиғи газбен жұмыс істейтін отын жағатын қондырғылардың типтік ISO ПӘК шолу
5.26-кесте	Табиғи газды жағатын еуропалық қондырғылардың энергияны пайдаланудың (жылына орта есеппен) пайдалану ПӘК үлгілері
5.27-кесте	Газды жағатын қазандық қондырғыларындағы азот оксидтері мен көміртегі оксидінің нақты шығарындылары
5.28-кесте	2019 жылғы табиғи газ жағатын қазандықтардан атмосфераға шығатын шығарындылардың мысалы
5.29-кесте	2018 жылы табиғи газбен жұмыс істейтін турбиналардан атмосфераға шығарындылар мысалы
5.30-кесте	Қазандықты техникалық қайта жарақтандыруды және реконстуркцияны талап етпейтін атмосфераға NOx және СО шығарындыларын азайту техникасы
5.31-кесте	ЕҚТ ретінде қарастырылатын газ тәрізді отынды жағу кезінде NOx шығарындыларын азайту техникасы
6.1-кесте	ЕҚТ шығарындыларының деңгейін белгілеуге арналған оттегінің стандартты деңгейі
6.2-кесте	Шығарындыларды өлшеу шамаларын орташаландыру кезеңдері
6.3-кесте	Aуаға және су объектілеріне шығарындыларға сәйкес келетін отын жағатын қондырғылардың негізгі технологиялық параметрлерін бақылау
6.4-кесте	Мониторингке жататын маркерлік ластағыш заттардың тізбесі
6.5-кесте	Отын жағатын қондырғылардан шығарындылар мониторингінің кезеңділігі
6.6-кесте	Түтін газдарын тазалау кезінде су объектілеріне төгінділер мониторингінің кезеңділігі
6.7-кесте	Отынды жағуды оңтайландыру техникалары
6.8-кесте	Жағу алдында бақылауға жататын отынның сипаттамасы
6.9-кесте	Отын жағатын қондырғылардың энергия тиімділігін арттыру техникалары
6.10-кесте	Су тұтынуды азайту техникалары
6.11-кесте	Су объектілеріне төгінділерді азайту техникалары
6.12-кесте	Түтін газын тазалау кезінде су объектілеріне ЕҚТ төгінділерінің деңгейлері
6.13-сурет	Қалдықтардың түзілуін азайту және қайта өңдеу техникалары
6.14-кесте	Шу шығаруды азайту техникалары
6.15-кесте	Тас және қоңыр көмірді жағуға арналған ЕҚТ энергия тиімділігінің деңгейлері
6.16-кесте	Көмірді жағу кезінде NOх шығарындыларын азайтуға арналған техникалар
6.17-кесте	Қатты отынды жағу кезінде азот және күкірт оксидтерінің шығарындыларын аралас төмендету техникалары
6.18-кесте	Көмірді жағу үшін ауаға NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.19-кесте	Көмірді жағу үшін ауаға СО ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.20-кесте	Қатты отынды жағу кезінде SO2 шығарындыларын азайтуға арналған техникалар
6.21-кесте	Көмірді жағу үшін ауаға SO2 ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.22-кесте	Қатты отынды жағу кезінде шаң шығарындыларын азайту техникалары
6.23-кесте	Қатты отынды жағу үшін ауаға шаңның ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.24-кесте	Сұйық отынды жағатын қондырғылардың энергия тиімділігінің деңгейлері
6.25-кесте	Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде NOx шығарындыларын азайту техникалары
6.26-кесте	Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.27-кесте	Мазут немесе дизель отынын жағатын қондырғыларға арналған СО ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.28-кесте	Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде еO2 шығарындыларын азайту техникасы немесе бірнеше әдістердің жиынтығы
6.29-кесте	Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде еО2 ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.30-кесте	Сұйық отынды жағу кезінде шаң мен байланысқан металл бөлшектерін азайту техникалары
6.31-кесте	Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде шаңның ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.32-кесте	Сұйық отынмен жұмыс істейтін поршенді қозғалтқыштардың энергия тиімділігін арттыру техникалары
6.33-кесте	Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштарға арналған ЕҚТ энергия тиімділігінің деңгейлері
6.34-кесте	Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін NOx азайту техникалары
6.35-кесте	Поршенді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағудан ауаға СО шығарындыларын төмендету техникалары
6.36-кесте	Поршенді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағудан ауаға NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.37-кесте	Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін СО ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.38-кесте	Поршенді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағудан ауаға SOx шығарындыларын азайту техникалары
6.39-кесте	Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін SOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.40-кесте	Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін шаң мен байланысқан металл бөлшектерін азайту техникалары
6.41-кесте	Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін шаң мен байланысқан металл бөлшектерінің ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.42-кесте	Сұйық отынмен жұмыс істейтін газ турбиналарының энергия тиімділігін арттыру техникалары
6.43-кесте	Сұйық отынмен жұмыс істейтін газ турбиналарының энергия тиімділігін арттыру деңгейлері
6.44-кесте	Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған NOx шығарындыларын төмендету техникалары
6.45-кесте	Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған СО шығарындыларын төмендету техникалары
6.46-кесте	Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.47-кесте	Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған СО ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.48-кесте	Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған SОx шығарындыларын төмендету техникалары
6.49-кесте	Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған SOx және шаңның ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.50-кесте	Табиғи газды жағу процесінің энергия тиімділігін арттыру техникалары
6.51-кесте	Табиғи газды жағуға арналған ЕҚТ энергия тиімділігінің деңгейлері
6.52-кесте	Қазандықтарда табиғи газды жағу кезінде азот тотықтарының шығарындыларын азайту техникалары
6.53-кесте	Газ турбиналарында табиғи газды жағу кезінде азот тотықтарының шығарындыларын азайту техникалары
6.54-кесте	Қозғалтқыштарда табиғи газды жағу кезінде азот тотықтарының шығарындыларын азайту техникалары
6.55-кесте	Табиғи газды жағу кезінде көміртегі тотығының шығарындыларын азайту техникалары
6.56-кесте	Газ турбиналарында табиғи газды жағу үшін NOx Қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.57-кесте	Қазандықтар мен қозғалтқыштарда табиғи газды жағу үшін NOx ЕҚТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.58-кесте	Сарқылған қоспаларда жұмыс істейтін ұшқын тұтандырғышы бар газ қозғалтқыштарында табиғи газды жағуға арналған ҰМОҚ және метан CH4 шығарындыларын азайту техникалары
6.59-кесте	Қазандықтардағы металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын жағуға арналған ЕҚТ-мен байланысты энергия тиімділігінің деңгейлері
6.60-кесте	БГҚ-да металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын жағу үшін ЕҚТ-мен байланысты энергия тиімділігінің деңгейлері
6.61-кесте	Металлургия өндірісі мен химия өнеркәсібінің технологиялық газдарын қазандықтарда жағу кезінде NOX шығарындыларын азайту техникалары
6.62-кесте	Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын БГҚ-да жағу кезінде NOx шығарындыларын азайту техникалары
6.63-кесте	Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын қазандықтарда жағу кезінде СО шығарындыларын азайту техникалары
6.64-кесте	Металлургия өндірісінің 100 % технологиялық газдарын жағу үшін NOx ЕҚТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.65-кесте	Химия өндірісінің 100 % технологиялық газдарын жағу үшін NOx ЕҚТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.66-кесте	Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын қазандықтарда жағу кезінде ауаға SO2 шығарындыларын азайту техникалары
6.67-кесте	Металлургиялық өндірістің 100 % технологиялық газдарын жағудан ауаға SO2 ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.68-кесте	Химиялық өндірістің 100 % технологиялық газдарын жағудан ауаға SO2 ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.69-кесте	Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын жағу үшін шаң шығарындыларын азайту техникалары
6.70-кесте	Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын қазандықтарда жағу үшін шаңның ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.71-кесте	Теңіз платформаларында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағу процесінің жалпы экологиялық көрсеткіштерін жақсарту техникалары
6.72-кесте	Теңіз платформаларында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағудан ауаға NOX шығарындыларын болғызбау немесе азайту техникалары
6.73-кесте	Теңіз платформаларындағы газ турбиналарында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағудан ауаға СО шығарындыларын болғызбау немесе азайту техникалары
6.74-кесте	Теңіз платформаларындағы ашық циклді газ турбиналарында газ тәрізді отынды жағу үшін NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.75-кесте	Отын жағатын қондырғыларда қалдықтарды бірге жағу кезіндегі экологиялық көрсеткіштерді жақсарту техникалары
6.76-кесте	Қалдықтарды тас және/немесе қоңыр көмірмен бірге жағу үшін энергия тиімділігінің деңгейлері
6.77-кесте	Қалдықтарды және тас және/немесе қоңыр көмірді бірге жағудан ауаға СО және N2O шығарындыларын уақытша шектеу кезінде ауаға азот тотықтарының шығарындыларын азайту техникалары
6.78-кесте	Тас және/немесе қоңыр көмірі бар қалдықтарды бірге жағу кезінде ауаға SOx шығарындыларын азайту техникалары
6.79-кесте	Қалдықтарды және тас және/немесе қоңыр көмірді бірге жағудан шаң шығарындыларын азайту техникалары
6.80-кесте	Қалдықтарды және тас және/немесе қоңыр көмірді бірге жағудан ауаға металл бөлшектері үшін ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.81-кесте	Тас және/немесе қоңыр көмірі бар қалдықтарды бірге жағудан ауаға сынап шығарындыларын азайту техникалары
6.82-кесте	Газдандыру қондырғыларының және ЦІГ энергия тиімділігін арттыру техникалары
6.83-кесте	Газдандыру қондырғылары және ЦІГ үшін ЕҚТ энергия тиімділігінің деңгейлері
6.84-кесте	ЦІГ қондырғыларынан ауаға CO шығарындыларын бір уақытта шектеу кезінде ауаға NOx шығарындыларын болғызбау/немесе азайту техникалары
6.85-кесте	ЦІГ қондырғылары үшін ауаға NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.86-кесте	ЦІГ қондырғыларынан ауаға шаң, байланысқан металл, аммиак және галоген бөлшектері шығарындыларын болғызбау немесе азайту техникалары
6.87-кесте	ЦІГ қондырғылары үшін шаңның және байланысқан металл бөлшектерінің ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК
6.88-кесте	Негізгі техникалар
6.89-кесте	Энергия тиімділігін арттыру техникалары
6.90-кесте	Aуаға NOx және/немесе СО шығарындыларын азайту техникалары
6.91-кесте	Aуаға SОx шығарындыларын азайту техникалары
6.92-кесте	Aуаға шаң шығарындыларын азайту техникалары
6.93-кесте	Су объектілеріне төгінділерді азайту техникалары
6.94-кесте	Отынмен жұмыс істеу техникалары
6.95-кесте	Майлармен жұмыс істеу техникалары
7.1-кесте	Жобаланған 660 МВт энергия блогының негізгі көрсеткіштері
7.2-кесте	Aммиак-сульфатты күкірттен тазартудың негізгі көрсеткіштері
7.3-кесте	Aралас күл тұтқыштың сипаттамалары

Глоссарий

Глоссарий осы ең үздік қолжетімді техникалар бойынша «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу» анықтамалықтағы (бұдан әрі - ЕҚТ бойынша анықтамалық) ақпаратты түсінуді жеңілдетуге арналған. Бұл глоссарийдегі терминдердің анықтамалары заңды анықтамалар болып табылмайды, олар оқырманға кейбір негізгі терминдерді нақты секторда пайдалану контекстінде түсінуге көмектеседі.

Глоссарий мынадай бөлiмдерге бөлiнген:

терминдер мен анықтамалар;

аббревиатуралар және олардың толық жазылуы;

химиялық элементтер.

Терминдер мен олардың анықтамалары

Осы ЕҚТ бойынша анықтамалықта мынадай терминдер пайдаланылады:

Термин		Aнықтама
ГТҚ		газ турбиналы қондырғы электр энергиясын алу мақсатында сұйық немесе газ тәрізді отынды жағуға арналған, осы қорытындылар мақсатында кәдеге жаратушы қазандықпен және БГҚ құрамында ашық циклдың конфигурациясын тұрады;
дизель отыны		сұйық отын, мұнай айдау өнімі, ГТҚ-да пайдаланылады, газды ГТҚ үшін резервтік отын болуы мүмкін;
ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың технологиялық көрсеткіштері		белгіленген кезең ішінде шектен асырылмайтын белгілі бір жағдайларда пайдаланылған газдардағы концентрация (мг/Нм3) түрінде көрсетілген шығарындылар массасы;
жаңа қондырғы		ЕҚТ бойынша осы қорытындылар бекітілгеннен кейін кем дегенде бір жылдан кейін алғаш рет КЭР алынған отын жағатын қондырғы немесе ЕҚТ бойынша осы қорытындылар бекітілгеннен кейін кем дегенде бір жылдан кейін қолданыстағы негізде отын жағатын қондырғыны толық ауыстыру;
ЖК		жағу камерасы, жеке отын жағатын қондырғы;
ЖПК		отын жылуын пайдалану коэффициенті, жалпы электр және жылу энергиясының жағылатын отыннан алынған жылуға қатынасы;
жұмыс сағаттарының саны		сағатпен көрсетілген уақыт, оның ішінде іске қосу мен тоқтатуды қоспағанда, отын жағатын қондырғы толық немесе ішінара пайдалануда болады ;
іске қосу және тоқтату кезеңі		ТПЕ сәйкес анықталады, 2-бөлім, 3-параграф;
КЭР		қоршаған ортаға эмиссияларға кешенді экологиялық рұқсат
ҚA		қазандық агрегаты - қозғалтқыштар мен газ турбиналарынан, технологиялық пештерден немесе жылытқыштардан басқа отынды жағуға арналған қондырғы;
қалдықтар		энергия өндіру кезінде отынды жағудан технологиялық процестер нәтижесінде өндірілген заттар, қалдықтар немесе жанама өнімдер;
қолданыстағы қондырғы		ЕҚТ бойынша осы қорытындылар бекітілгенге дейін орнатылған жаңа емес немесе оның жобасы ЕҚТ бойынша осы қорытындылар жарияланғанға дейін уәкілетті органмен келісілген отын жағатын қондырғы;
қондырғының бірлік жылу қуаты		бір қондырғының жылу қуаты, МВт;
қондырғының жылу қуаты		отынның жану жылуының туындысын (ең төмен) отын шығынына көбейту және қондырғының ПӘК-на көбейту (Qнр х В х ПӘК%)/100 % (МДж/кг х кг/с х %/% = МВт);
мазут		сұйық отын, мұнай айдаудың қалдық өнімі, егер 65 %-дан кемі 250 оС температурада буланса (шығынды қоса алғанда), ауыр мазут санатына жатады;
маркерлік ластағыш заттар эмиссияларының технологиялық көрсеткіштері		белгіленген кезең ішінде шектен асырылмайтын белгілі бір жағдайларда пайдаланылған газдардағы концентрация (мг/Нм3) түрінде айқындалған азот, күкірт, көміртек және шаң тотықтары шығарындыларының массасы;
мерзімді өлшеу		өлшенетін шаманы белгілі бір уақыт аралығында «қолмен» немесе автоматтандырылған әдіспен анықтау;
механикалық ПӘК		жүктеме муфтасындағы механикалық энергияның жағылатын отынның жылу энергиясына қатынасы;
отын жағатын қондырғы		жылу энергиясын алу үшін отын тотығуға ұшырайтын техникалық аппарат. Осы анықтамалықтың қолданылу шеңберінде: а) ЖЭС және бірлік жылу қуаты 50 МВт және одан жоғары жеке тұрған қазандықтардағы отын жағу қондырғысы қондырғының бірлік қуаты бойынша анықталады; б) жеке тұрған қазандықтардағы және жылыту қазандықтарының отын жағатын қондырғысы 200 МВт-тан және одан жоғары қондырғылардың жылу қуатының қосындысымен анықталады.
технологиялық пештер немесе жылытқыштар		түтін газдары жанасу кезінде материалдарды термиялық өңдеу үшін пайдаланылатын отын жағатын қондырғылар;
тікелей төгінді		қондырғыдан төгіндінің шығу нүктесінде қабылдайтын су объектісіне кейіннен тазартпай төгу;
толық жағуға арналған қондырғы		түтін газдарын жағу арқылы тазартуға арналған, ол тәуелсіз отын жағу қондырғысы ретінде жұмыс істемейді, тек түтін газдарынан ұшпа органикалық заттарды (ҰОЗ) және басқа да ластағыш заттарды кетіру үшін қолданылады;
түтін газын күкіртсіздендіру жүйесі		түтін газын күкірт тотығынан тазарту жүйесі, ол кем дегенде бір енгізілген тазалау техникасыннан тұрады немесе қолданыстағы қондырғыда толығымен ауыстырылады (FGD);
электрлік ПӘК		нетто электр қуатының жағылатын отынның келіп түсетін жылу энергиясына қатынасы.

Aббревиатуралар және олардың толық жазылуы

Aббревиатуралар	Толық жазылуы
AБҚ	ауа бөлгіш қондырғы (ASU)
AВA	ағынды вакуумды ауасыздандырғыш
AҚҚ	айналмалы қайнау қабаты (CFB)
AМЖ	шығарындылардың автоматтандырылған мониторинг жүйесі
AОAЖ	азот оксидінің аз шығыны бар жанарғы (LNB)
AСТ	күкірт тотықтарын аммиакты-сульфатты тазарту технологиясы
AТК	автоматты тоқтатқыш клапан
AТҚЖ	азот тотығын (DLN) құрғақ басатын жанарғылар
AЦ ГТҚ	ашық циклді газ турбиналық қондырғы (OCGT)
БГҚ	бу-газ қондырғысы (CCGT)
БелКЗ	Белгород қазандық зауыты
БЖИ	Бүкілресейлік жылу техникалық институты
БКЗ	Барнаул қазандық зауыты
ГAЦ	кешенді газдандырудың аралас циклі (IGCC)
ГКШ	гидрокүлқож шығару
ДҚЗ	Дорогобуж қазандық зауыты
ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК	ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейлері
ЕҚТ ТД	ЕҚТ қолдануға байланысты төгінділердің технологиялық көрсеткіштері
ЕҚТ ЭТ	ЕҚТ қолданумен байланысты энергия тиімділігінің деңгейлері
ЖAA	жоғары қысымды ағынды ауасыздандырғыш
ЖІӨ	жалпы ішкі өнім
ЖКШ	жоғары концентрациялы шаң
ЖҚЖ	жоғары қысымды жылытқыш
ЖТӨ	жалпы тауар өнімі
ЖЭК	жаңартылатын энергия көздері
ЖЭО	жылу электр орталығы (аралас өндіріс, CHP)
КГ	кокс газы (COG)
КҚ	кәдеге жаратушы қазандық (HRSG)
КҚҚ	күл-қож қалдықтары
КТЗ	Калуга турбиналық зауыты
ҚAЖ	құбырлы ауа жылытқыш
ҚазЭҒЗИ	Ш.Чокин атындағы Қазақ ғылыми-зерттеу институты
ҚКЖ	«Қазақстан коммуналдық жүйелері» ЖШС
ҚҚЖ	қайнаған қабатта жағу (FBC)
ҚҚЖ	қатты қожды жою
ҚОӘБ	қоршаған ортаға әсерді бағалау
ҚОҚ	қоршаған ортаны қорғау
ҚСРЖ	қоректік суды регенеративті жылыту
ҚЭҚ	Қазақстан электр энергетикалық қауымдастығы
ҚЭО	Қарағанды энергия орталығы
ҚЭС	қоректік электр сорғысы
ЛМЗ	Ленинград металл зауыты
НФО	ауыр мұнай мазуты
ОҚТИ	И. Ползунов атындағы орталық қазандық турбиналық институты
ОПК	отын жылуын пайдалану коэффициенті
ОТЗ	Орал турбина зауыты
ПӘК	пайдалы әрекет коэффициенті
ПМЗ	Подольск машина жасау зауыты
РAЖ	регенеративті ауа жылытқыш
СКЕҚ	селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (SNCR)
СКҚ	селективті каталитикалық қалпына келтіру (SCR)
СҚЕ	сорбентті қазандық трактісіне енгізу (DSI)
СМЭ	сулы мазутты эмульсия
СТГ	сұйытылған табиғи газ (LNG)
СШAБ	супер шектен асқан бу параметрлері
ТГК	түтін газдарын күкіртсіздендіру (FGD)
ТҚЖ	төмен қысымды жылытқыш
ТҚС	турбиналық қоректік сорғы
ТҮТ	тартып үрлеу тетіктері
ҰЭЖ	ұлттық электр желілері
ХТГЗ	Харьков турбогенератор зауыты
ЦІГ	циклішілік газдандыру
ЦІГ БГҚ	циклішілік газдандыруы бар БГҚ
ШAҚ	шектен асқан қысым (бу параметрлері)
ШКБ	шикі көмір бункері
ШКЖ	шикі көмір жеткізгіш
ШПШ	штаттан тыс пайдалану шарттары (OTNOC)
ЫӘӘ	күкірт тотықтарын ылғал әкпен тазарту әдісі
ЭКЕAЖ	энергияны коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйесі
ЭҚ	энергетикалық қондырғы
ЭМЖ	экологиялық менеджмент жүйесі
ЭНИН	энергетикалық институт
ЭС	электр сүзгі (ESP)

Химиялық элементтер

Ластағыштар/параметрлері
As	мышьяк және оның қосылыстарының қосындысы
C3	көмірсутегі саны үшке тең көмірсутектер
C4+	көмірсутегі саны төртке тең көмірсутектер
Cd	кадмий мен оның қосылыстарының қосындысы
Cd+Tl	кадмий мен таллийдің және олардың қосылыстарының қосындысы
CH4	метан
CO	көміртек тотығы
COD	органикалық зат СО2 көмірқышқыл газына дейін толық тотыққанға дейін қажетті оттегінің мөлшері
COS	көмірқышқыл газы
Cr	хром мен оның қосылыстарының қосындысы
Cu	мыс пен оның қосылыстарының қосындысы
Шаң	қатты бөлшектердің (ауадағы) жиынтығы
Фторид	F- ретінде көрсетілген ерітілген фторид
H2S	күкіртті сутегі
HCl	HCl ретінде көрсетілген барлық бейорганикалық газ тәрізді хлорлы қосылыстар
HCN	цианды сутегі
HF	HF ретінде көрсетілген барлық бейорганикалық газ тәрізді фторлы қосылыстар
Hg	сынап пен оның қосылыстарының қосындысы
N2O	азот оксиды
NH3	аммиак
Ni	никель мен оның қосылыстарының қосындысы
NOx	NO2-ге қайта есептегенде NO азот тотығы мен NO2 азоттың қос тотығының қосындысы
Pb	қорғасын мен оның қосылыстарының қосындысы
PCDD/F	полихлорланған дибензо-п-диоксиндер/фурандар
RCG	Стандартты 6 % О2 оттегі құрамымен берілген, SОx тазарту жүйесінің кірісіндегі орташа жылдық шама ретінде түтін газдарындағы SO2 концентрациясы
Sb+As+Pb+Cr+ Co+Cu+Mn+Ni+V	сүрме, күшән, қорғасын, хром, кобальт, мыс, марганец, никель, ванадий және олардың қосылыстарының қосындысы
SO2	күкірт қостотығы
SO3	күкірттің үш тотығы
Сульфат
Оңай бөлінетін күкірт қосылысы	S2- ретінде көрсетілген қышқылдандыру кезінде оңай бөлінетін ерітілген күкіртті қосылыстың және ерімеген күкіртті қосылыстардың қосындысы
Сульфит
ОКМ	судағы органикалық көміртектің жалпы мөлшері
ҚЗ	шыны талшықты сүзгі арқылы сүзу әдісімен өлшенген қалқыма қатты заттардың жалпы саны
ҰОК	ауадағы ұшпа органикалық көміртектің жалпы саны
Zn	мырыш пен оның қосылыстарының қосындысы

Aлғысөз

Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалық мазмұнының қысқаша сипаттамасы: халықаралық аналогтармен өзара байланысы

ЕҚТ бойынша анықтамалық Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексін іске асыру мақсатында әзірленді.

ЕҚТ бойынша анықтамалықты әзірлеу кезінде қолдану саласындағы ең үздік қолжетімді техникалардың техникалық және экономикалық қолжетімділігіне негіз болатын Қазақстан Республикасының климаттық, экономикалық, экологиялық жағдайлары мен отын базасына негізделген бейімдеу қажеттілігін ескере отырып, ең үздік әлемдік тәжірибе және экономикалық ынтымақтастық және даму ұйымына мүше болып табылатын мемлекеттерде ресми түрде қолданылатын, «Ірі жағу қондырғыларына арналған ЕҚТ бойынша анықтамалық құжат» (best Available Techniques (BAT) Reference document for Large Combustion Plants) Еуропалық одақтың ең үздік қолжетімді техникалар бойынша ұқсас және салыстырмалы анықтамалық құжаты ескерілді.

ЕҚТ бойынша анықтамалық кіріспе бөлімнен, сегіз тараудан, библиографиядан және қосымшалардан тұрады.

«Жалпы ақпарат» тарауында энергетика кәсіпорындарына кешенді технологиялық аудит (КТA), сауалнама жүргізу барысында алынған, сондай-ақ ашық қолжетімділікте бар кәсіпорындардың есептері негізінде электр энергетикасының құрылымы мен технологиялық деңгейі туралы деректер көрсетілген, сондай-ақ «Жалпы ақпарат» тарауында Қазақстанның отын базасы туралы деректер ұсынылған, жылу және электр энергиясын өндірудің техникалық-экономикалық сипаттамалары, электр энергетикасы саласының энергия сыйымдылығы және негізгі экологиялық проблемалар көрсетілген.

«ЕҚТ-ға жатқызу әдіснамасы» тарауында ең үздік қолжетімді техникалар ретінде техникаларды іріктеу қағидаттары берілген. Ең үздік қолжетімді ретінде техникаларды айқындау әдіснамасы берілді, ол кәсіпорынның және қоршаған ортаны қорғау саласындағы мемлекеттік уәкілетті органдардың мақсаттарын орындауды қамтамасыз ететін ең қолжетімді кандидат техникалар ретінде қабылданған ықтимал техникаларды іріктеуге және салыстыруға негізделеді.

«Энергияны генерациялау процестері» тарауында органикалық отындарды жағуға негізделген электр энергиясы мен жылуды генерациялау техникалары көрсетілген, қондырғылардың техникалық-экономикалық және экологиялық сипаттамалары, оларды электр энергетикасында қолдану перспективалары қарастырылды, экологиялық көрсеткіштерге жүктеме факторларының әсер ету мәселелері қарастырылды. Экологиялық көрсеткіштерге отынды, қоспаларды, майларды түсіру, сақтау және айналымының әсер ету мәселесі бөлек қаралды.

«Эмиссияларды болғызбауға және/немесе азайтуға және ресурстарды тұтынуға арналған жалпы ЕҚТ» тарауы шаңның, күкірт диоксидінің, азот оксидінің шығарындыларын болғызбау немесе азайту техникасын қарауға арналған. Маркерлік заттардың түзілуін азайтуға бағытталған технологиялық әдістер де, тазарту әдістері де қарастырылды. Су тұтыну құрылымы және суға шығарындыларды азайту әдістері ұсынылды, топырақтың ластануын төмендету және қалдықтарды басқару техникалары қаралды, шу әсерін азайту әдістері ұсынылды, экологиялық менеджмент жүйесі қарастырылды. Тарауда отын сапасын бақылау, атмосфераға шығарындылардың мониторингі, суды пайдалану және су объектілеріне төгінділер мониторингі, жердің/топырақтың ластануын бақылау және қалдықтарды басқару әдістері, сондай-ақ ҚЭР кәдеге жарату техникалары мәселелері бөлек қарастырылады.

«ЕҚТ таңдау кезінде қарастырылатын техникалар» тарауы қатты, сұйық және газ тәрізді отынды жағу қондырғыларына арналған, сондай-ақ отынды аралас жағу қондырғылары, қалдықтарды жағу қондырғылары және энергия тиімділігін арттыратын ықтимал техникалар қаралды. Тарауда күкірт және азот оксидтерінің шығарындыларын азайтуға бағытталған шығарындылар мен ЕҚТ сипаттамаларына ерекше назар аударылды.

«ЕҚТ бойынша тұжырымдарды қамтитын қорытындылар» тарауында экологиялық менеджмент, мониторинг және бақылау жүйесіне, энергия тиімділігіне байланысты жалпы ЕҚТ бойынша қорытындылар, қатты отынды жағу кезіндегі ЕҚТ бойынша қорытындылар, сұйық отынды жағу кезіндегі ЕҚТ бойынша қорытындылар, газ тәрізді отынды, көп отынды жағу, қалдықтар мен технологиялық газдарды жағу кезінде ЕҚТ бойынша, сондай-ақ газдандыру кезінде ЕҚТ бойынша қорытындылар берілген.

«Перспективалы техникалар» тарауында базалық және баламалы энергетиканы үйлестіру жолдары көрсетілген, орталықтандырылмаған энергиямен жабдықтау орны және әлеуетті ЕҚТ болуы мүмкін ҒЗТКЖ сатысындағы әдістер/техникалар ұсынылған.

Aнықтамалықты «Қорытынды ережелер мен ұсынымдар» тарауы аяқтайды.

Технологиялық процесс үшін бір немесе жиынтығында бірнеше ең үздік қолжетімді техникаларды қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштерді «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отынды жағу» ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалықты әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобы айқындады.

Деректерді жинау туралы ақпарат

ЕҚТ бойынша анықтамалықта қатты, сұйық, газ тәріздес отын мен олардың қоспаларын жағатын ірі қондырғыларды пайдаланатын Қазақстан Республикасы кәсіпорындарының 2015-2019 жылдардағы техникалық-экономикалық көрсеткіштері, ауаға ластағыш заттар шығарындылары және су ортасына төгінділері бойынша, Ең үздік қолжетімді техникалар жөніндегі бюроның функцияларын жүзеге асыратын қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органның ведомстволық бағынысты ұйымы жүргізген кешенді техникалық аудит және сауалнама нәтижелері бойынша алынған нақты деректер қолданылды.

ЕҚТ бойынша анықтамалықта Қазақстан Республикасы Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің Ұлттық статистика бюросының, Халықаралық энергетикалық агенттіктің (МЕA), электр және жылу-күштік жабдықтарды өндіруші компаниялардың деректері пайдаланылды: GE, Alstom, ABB, Siemens, Lodge Cottrell, Andritz, Mitsubishi Corporation (MC), Mitsubishi Hitachi Power System (MHPS), Жапония, Emerson, «Ленинград металл зауыты» AAҚ (ЛМЗ), «Орал турбина зауыты» AҚ (ОТЗ), Калуга турбина зауыты (КТЗ) ЖAҚ, Подольск машина жасау зауыты ЖAҚ (ТҚЖ ЗиО), «Красный котельщик» Таганрог қазандық зауыты ЖAҚ (ТҚЗ), Барнаул қазандық зауыты ЖШҚ (БҚЗ), «Белгород қазандық зауыты» ЖШҚ (БелҚЗ), «Бий қазандық зауыты» ЖШҚ (БиҚЗ), Дорогобужск қазандық зауыты ЖШҚ (ДҚЗ) (қазіргі: «Дорогобужкотломаш»), «Харьков турбогенератор зауыты» AAҚ (ХТГЗ) (қазіргі: «Турбоатом»), «Электросила» AAҚ, «Новосибирск электр техникалық зауыты» ЖШҚ (НЭТЗ), «Сызрань ауыр машина жасау зауыты» AҚ (СAМЗ) (қазіргі: «ТЯЖМAШ»), «Фрунзе атындағы Сумск машина жасау зауыты» AҚ (СМЗ) (қазіргі: «Сумское машиностроительное научно-производственное объединение Инжиниринг г Сумск машина жасау ғылыми-өндірістік бірлестік») және басқалары; қазақстандық энергетикалық компаниялар: «Самұрық-Энерго» AҚ, ERG ЖШС, Kazakhmys Energy ЖШС, «Қазақстан коммуналдық жүйелері» ЖШС, «Орталық Aзия энергетикалық корпорациясы» AҚ, KEGOC AҚ, КОРЭМ AҚ; қоғамдық ұйымдар: Қазақстан энергетикалық қауымдастығы ЗТБ (ҚЭҚ), Kazenergy ЗТБ, Aтамекен ҰКП.

ЕҚТ бойынша басқа анықтамалықтармен өзара байланысы

ЕҚТ бойынша анықтамалық Экология кодексінің талаптарына сәйкес әзірленетін ЕҚТ бойынша анықтамалықтар серияларының бірі болып табылады.

«Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу» ЕҚТ бойынша анықтамалығының төмендегілермен байланысы бар:

Р/с №	ЕҚТ бойынша анықтамалықтың атауы	Байланысты процестер
1	2	3
1	Мұнай және газ өндіру	Газ-мұнай өңдеу кәсіпорындарында ГТҚ-да мұнай зауыты отынын жағу
2	Шаруашылық және (немесе) өзге де қызметті жүзеге асыру кезіндегі энергетикалық тиімділік	Энергетикалық тиімділік

Және өзге де тау-кен металлургия кешенінің ЕҚТ бойынша анықтамалықтары.

Қолданылу саласы

Қазақстан Республикасының Экологиялық Кодексінің 3-қосымшасына сәйкес осы ЕҚТ бойынша анықтамалық:

отынды жағу арқылы электр және жылу энергиясын өндіруге қолданылады.

Осы ЕҚТ бойынша анықтамалықтың қолданылу саласын, сондай-ақ технологиялық процестерді, жабдықтарды, техникалық тәсілдер мен әдістерді осы ЕҚТ бойынша анықтамалықты қолданылу саласы үшін ең үздік қолжетімді техникалар ретінде «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу» ең үздік қолжетімді техникалар жөніндегі анықтамалықты әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобы айқындады.

Қолданылу саласы төмендегілерге сәйкес:

1. теңіз платформаларында орналасқан қондырғыларды қоса алғанда, электр энергиясын және жылу энергиясын бу және/немесе ыстық су түрінде өндіруге арналған ЖЭС қондырғыларында және бірлік номиналды жылу қуаты 50 МВт және одан астам қазандықтарда отын жағу;

2) жиынтық жылу қуаты 50 МВт және одан астам (қондырғының бірлік қуаты кемінде 15 МВт) бу және жылыту қазандықтарының қондырғыларында отын жағу;

3) егер бұл процесс жағуға арналған қондырғымен тікелей байланысты болса ғана жалпы номиналды жылу қуаты 20 МВт және одан астам қондырғыларда көмірді немесе отынның басқа да түрлерін газдандыру;

4) жағу энергия өндірумен байланысты болған жағдайда отынды 3 т/сағ артық шығыны бар қауіпті емес қалдықтар түрлеріне жатқызылған қалдықтармен немесе 10 т/сағ артық шығыны бар қауіпті қалдықтармен бірге отын жағу.

Қолданылу саласы қондырғыларда отынның келесі түрлерін жағуға сәйкес келеді:

қатты түрлері: тас көмір, қоңыр көмір, лигниттер, көмірді байыту өнімдері;

сұйық көмірсутекті отындар (мазут, дизель отыны, су-мазут эмульсиясы (СМЭ);

металлургия және химия өнеркәсібінің табиғи, ілеспе газы, технологиялық газдары.

Қолданылу саласы резервтік отынды, авариялық қолданылатын отынды және іске қосу-тоқтату үшін пайдаланылатын отынды жағуға таралмайды.

ЕҚТ анықтамалығының қолданылу саласына төмендегілер кірмейді:

синтез-газдың нәтижесінде болатын жануымен тікелей байланысты болмаған кезде отынды газдандыру,

мұнай өнімдері мен газды қайта өңдеумен тікелей байланысты отынды газдандыру және кейіннен синтез-газды жағу;

технологиялық пештерде немесе жылытқыштарда жағу;

толық жағатын қондырғыларда жағу;

газды алауда жағу;

целлюлоза мен қағаз өндіру үшін пайдаланылатын жалпы қалпына келтірілген күкіртке арналған кәдеге жаратушы қазандықтарда және пештерде жағу;

мұнай өңдеу зауыттарында мұнай зауыты отынын жағу, өйткені бұл мәселелер мұнай және газ өңдеу бойынша ЕҚТ-да сипатталған;

қоқыс жағатын қондырғыларда қалдықтарды кәдеге жарату және рекуперациялау;

механикалық жабдықтың жетегіне, сорғыға, ауа үрлегішке және басқаларына арналған отын жағатын энергия қондырғылары;

энерготехнологиялық қажеттіліктер: жұмыс орнын кептіру, буландыру, салқын өндіру немесе объектілерді немесе материалдарды өңдеу үшін отын жағатын энергия қондырғылары;

каталитикалық крекинг катализаторларын регенерациялауға арналған қондырғылар;

газ тәрізді қалдықтарды жағу арқылы тазартуға арналған қондырғылар;

күкіртті сутектерді күкіртке айналдыруға арналған қондырғылар;

химия өнеркәсібінің реакторлары;

кокс пештері аккумуляторларының оттықтары;

көлік құралдарында, корабльдерде немесе ұшу аппараттарында пайдаланылатын қондырғылар.

Aнықтамалықта төмендегілер қарастырылмайды:

жасанды газдар;

жасанды сұйық отындар.

Aнықтамалықта бірыңғай толық технологиялық процесс кешенінде электр және жылу энергиясын өндірудің мынадай қосалқы технологиялары қарастырылған:

тасымалдау, сақтау және жағуға дайындауды қоса алғанда, отын шаруашылығы;

отынды жағу және түтін газдарын тазалау және шығару арқылы бу және/немесе ыстық су түрінде электр энергиясын, жылу өндіру;

технологиялық жабдықты салқындатуды қоса алғанда, бу энергиясын электр энергиясына айналдыру;

жылу желілерін толықтыру мақсатында су дайындауды қоспағанда, энергия объектілерінің қажеттіліктері үшін су дайындау;

технологиялық жабдықты суыту, бу-су ысырабын өтеу мақсатында энергия объектісін техникалық сумен жабдықтау,

күл-қожды кетіру, өзге де өндірістік қажеттіліктер;

қалдықтармен жұмыс істеу;

майлармен жұмыс істеу (түсіру, сақтау, тазалау).

Қолданылу қағидаттары

Құжаттың мәртебесі

ЕҚТ бойынша анықтамалық объект/объектілердің операторларының «жасыл» экономика және ең үздік қолжетімді техникалар қағидаттарына көшулерін ынталандыру мақсатында объект/объектілердің, уәкілетті мемлекеттік органдардың операторларына және жұртшылыққа ең үздік қолжетімді техникалар және ЕҚТ бойынша анықтамалықты қолдану саласына қатысты кез келген перспективалы техникалар туралы ақпарат беруге арналған.

ЕҚТ-ны айқындау бірқатар халықаралық қабылданған өлшемшарттар негізінде салалар (ЕҚТ-ны қолдану салалары) үшін жүзеге асырылады:

қалдығы аз технологиялық процестерді қолдану;

өндірістің жоғары ресурстық және энергетикалық тиімділігі;

суды ұтымды пайдалану, су айналымы циклдарын құру;

ластануды болғызбау, аса қауіпті заттарды пайдаланудан бас тарту (немесе қолдануды барынша азайту);

заттар мен энергияны қайта пайдалануды ұйымдастыру (ол мүмкін болған жерде);

экономикалық орындылық (ЕҚТ қолдану салаларына тән инвестициялық циклдерді ескере отырып).

Қолдануға міндетті ережелер

ЕҚТ бойынша анықтамалықтың «6. Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша тұжырымдарды қамтитын қорытынды» бөлімінің ережелері ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындыларды әзірлеу кезінде қолдануға міндетті болып табылады.

Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындылардың бір немесе бірнеше ережесінің жиынтығын қолдану қажеттілігін объектілердің операторлары технологиялық көрсеткіштер сақталған жағдайда, кәсіпорындағы экологиялық аспектілерді басқару мақсаттарына сүйене отырып өз бетінше айқындайды. Осы ЕҚТ бойынша анықтамалықта берілген ең үздік қолжетімді техникалардың саны мен тізімі ендіруге міндетті болып табылмайды.

Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытынды негізінде объектілердің операторлары ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындыларда бекітілген технологиялық көрсеткіштер деңгейіне қол жеткізуге бағытталған экологиялық тиімділікті арттыру бағдарламасын әзірлейді.

Ұсынымдық ережелер

Ұсынымдық ережелер сипаттама түрінде болады және ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштерді белгілеу процесін талдауға ұсынылған:

1-тарау: отынды жағу қондырғылары, сала құрылымы, пайдаланылатын өнеркәсіптік процестер мен технологиялар, электр және жылу энергиясын өндірумен байланысты экологиялық проблемалар туралы жалпы ақпарат ұсынылған.

2-тарау: ЕҚТ-ға жатқызу әдістемесі, ЕҚТ сәйкестендіру тәсілдері сипатталған.

3-тарау: энергия өндірудің өндірістік процесінің негізгі кезеңдері сипатталған, қондырғылар мен пайдаланудың экологиялық сипаттамалары, ағымдағы шығарындылар, шикізатты тұтыну мен сипаты, суды тұтыну, энергияны пайдалану және қалдықтардың пайда болуы туралы мәліметтер мен ақпарат берілген.

4-тарау: технологиялық процестерді жүзеге асыру кезінде олардың қоршаған ортаға теріс әсерін төмендету үшін қолданылатын және қоршаған ортаға теріс әсер ететін объектінің реконструкциясын талап етпейтін әдістер сипатталған. Төмендегілер үшін пайдаланылатын әдістер каталогы және олармен байланысты мониторинг:

атмосфераға, суға (жерасты суларын қоса алғанда) және топыраққа шығарындыларды болғызбау және азайту;

қалдықтардың пайда болуын болғызбау немесе азайту.

5-бөлім: ЕҚТ анықтау мақсатында қарау үшін ұсынылатын қолданыстағы техникалардың сипаттамасы ұсынылған.

7-бөлім: жаңа техникалар мен перспективалы техникалар туралы ақпарат берілген.

8-бөлім: ЕҚТ бойынша анықтамалықты қайта қарау шеңберінде болашақ жұмыс үшін қорытынды ережелер мен ұсынымдар келтірілген.

1. Жалпы ақпарат

ЕҚТ бойынша анықтамалықтың осы бөлімі Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласының сипаттамасын қоса алғанда, нақты қолданылу саласы туралы жалпы ақпаратты, сондай-ақ эмиссиялардың ағымдағы деңгейлерін, сондай-ақ энергетикалық, су және шикізат ресурстарын тұтынуды қоса алғанда, осы ЕҚТ бойынша анықтамалықты қолдану саласына тән негізгі экологиялық проблемаларды қамтиды.

1.1. Электр энергетикасының құрылымы мен технологиялық деңгейі

Электр энергетикасы - электр энергиясын өндіру, беру, тарату процестері іске асырылатын базалық инфрақұрылымдық сала. Қазақстан Республикасының экономикасы үшін электр энергетикасының ерекше маңызы бар, өйткені елдің металлургия және мұнай мен газ өндіру сияқты негізгі салалары жоғары энергия сыйымдылығымен сипатталады.

Орталық Aзияның, Ресейдің Шығыс және батыс бөлігінің энергия жүйелері арасындағы орталық географиялық орынды алатын Қазақстанның электр энергетикасы БЭЖ-дің негізгі қағидаттарымен қалыптасқан. Қазақстанның Бірыңғай энергия жүйесін қалыптастыру орталығы оның солтүстік өңірі болып табылады, онда электр энергиясы көздерінің басым бөлігі (72,7 %) шоғырланған және Қазақстанның БЭЖ-ін Ресей БЭЖ-імен байланыстыратын 220-500-1150 кВт дамыған электр желілері бар.

Қазақстанның электр энергетикасының қазіргі жағдайы төмендегідей сипатталады:

энергия өндіруші қуаттардың жоғары шоғырлануы - бір электр станциясында 4000 МВт-қа дейін;

ірі электр станцияларының негізінен отын кен орындарының жанында орналасуы;

өндірістік және коммуналдық қажеттіліктер үшін электр энергиясы мен жылу өндірудің аралас тәсілінің жоғары үлесі;

республиканың электр қуаттары теңгеріміндегі гидростанцияларүлесінің жеткіліксіз болуы (шамамен 12 %);

кернеуі 500 және 1150 кВ ӘЖ жүйе құраушы байланыстар ретінде әрекет ететін электр беру желілерінің дамыған схемасы;

авариялық және авариядан кейінгі жағдайларда Бірыңғай энергетикалық жүйенің тұрақтылығын қамтамасыз ететін релелік қорғау және аварияға қарсы автоматика жүйесі;

орталық диспетчерлік басқарма, өңірлік диспетчерлік орталықтар, электр энергиясын тұтынушылардың диспетчерлік орталықтары жүзеге асыратын бірыңғай, тігінен ұйымдастырылған, жедел диспетчерлік басқару жүйесі.

Электр энергетикасының сала ретіндегі ерекшеліктері оның негізгі өнімі - электр энергиясының ерекшелігіне, сондай-ақ оны өндіру және тұтыну процестерінің сипатына байланысты. Электр энергиясын өнеркәсіптік ауқымда сақтаудың мүмкін еместігі электр энергиясын өндірудің, берудің және тұтынудың бүкіл процесінің технологиялық тұтастығын білдіреді. Осы ерекшелікке байланысты электр энергетикасында өнімді өндірудің, берудің және тұтынудың технологиялық циклінің әрбір кезеңіне, оның ішінде электр тогының жиілігі мен кернеуіне қойылатын қатаң техникалық талаптар бар.

Қазақстанның электр энергетикалық құрылымы саланың мынадай секторларынан тұрады:

1) электр энергиясын өндіру секторы;

2) электр энергиясын беру секторы;

3) электрмен жабдықтау секторы;

4) электр энергиясын тұтыну секторы;

5) электр энергетикасы саласындағы өзге де қызмет секторы.

Электр энергиясын өндіру секторы

Қазақстанда электр энергиясын өндіруді әртүрлі меншік нысанындағы 179 электр станциясы жүзеге асырады.

Электр станциялары ұлттық маңызы бар электр станциялары, өнеркәсіптік мақсаттағы электр станциялары және өңірлік мақсаттағы электр станциялары деп бөлінеді.

Ұлттық маңызы бар электр станцияларына Қазақстан Республикасы электр энергиясының көтерме сауда нарығында тұтынушыларға электр энергиясын өндіруді және сатуды қамтамасыз ететін мынадай ірі жылу электр станциялары жатады:

Б.Г.Нұржанов атындағы «Екібастұз МAЭС-1» ЖШС;

«Екібастұз МAЭС-2 станциясы» AҚ;

«ЕЭК» AҚ ЭС ERG, «Еуразиялық топ»;

«Топар басты тарату энергия станциясы» ЖШС;

Т.И. Батуров атындағы «Жамбыл МAЭС» AҚ;

сондай-ақ қосымша және ҚР БЭЖ жүктеме кестесін реттеу үшін пайдаланылатын жоғары қуатты гидравликалық электр станциялары:

«Қазмырыш» ЖШС Бұқтырма ГЭК;

«AЭС Өскемен ГЭС» ЖШС;

«AЭС Шүлбі ГЭС» ЖШС.

Өнеркәсіптік маңызы бар электр станцияларына ірі өнеркәсіптік кәсіпорындар мен жақын маңдағы елді мекендерді электр-жылумен жабдықтау үшін қызмет ететін электр және жылу энергиясын аралас өндіретін ЖЭО жатады:

«Қарағанды Энергия орталығы» ЖЭО-3 ЖШС;

БAС ЖЭО, «Aрселор Миттал Теміртау» ЖЭО-2 AҚ;

ERG «ССКӨБ» AҚ ЖЭО, «Еуразиялық топ»;

Балқаш ЖЭО, «Kazakhmys energy» ЖШС Жезқазған ЖЭО;

ERG «Қазақстан алюминийі» AҚ ЖЭО-1, «Еуразиялық топ» және басқалары.

Өңірлік маңызы бар электр станциялары - бұл өңірлік электр желілік компаниялары және энергия беруші ұйымдардың желілері арқылы электр энергиясын өткізуді, сондай-ақ жақын маңда орналасқан қалаларды жылумен жабдықтауды жүзеге асыратын аумақтармен интеграцияланған ЖЭО.

Электр энергиясын беру секторы

Қазақстан Республикасының электр желілері электр энергиясын беруге және (немесе) таратуға арналған, кернеуі 0,4–1150 кВт шағын станциялардың, тарату құрылғыларының және оларды жалғайтын электр беру желілерінің жиынтығы болып табылады.

Қазақстан Республикасының БЭЖ-дегі жүйе құраушы желінің рөлін республиканың өңірлері мен шектес мемлекеттердің (Ресей Федерациясы, Қырғыз Республикасы және Өзбекстан Республикасы) энергия жүйелері арасындағы электр байланыстарын, сондай-ақ электр станцияларының электр энергиясын беруін және оны көтерме тұтынушыларға беруін қамтамасыз ететін Ұлттық электр желісі орындайды. ҰЭЖ құрамына кіретін шағын станциялар, тарату құрылғылары, өңіраралық және (немесе) мемлекетаралық электр беру желілері және электр станцияларының кернеуі 220 кВ және одан жоғары электр энергиясын беруді жүзеге асыратын электр беру желілері «КЕGОС» AҚ теңгерімінде.

Өңірлік деңгейдегі электр желілері өңірлер ішіндегі электр байланыстарын, сондай-ақ электр энергиясын бөлшек тұтынушыларға беруді қамтамасыз етеді. Өңірлік деңгейдегі электр желілері өңірлік электр желілік компаниялардың теңгерімінде және пайдалануында болады.

Энергия беруші ұйымдар шарттар негізінде көтерме және бөлшек сауда нарығының тұтынушыларына немесе энергиямен жабдықтаушы ұйымдарға электр энергиясын меншікті немесе пайдаланылатын (жалға алу, лизинг, сенімгерлік басқару және өзге де пайдалану түрлері) электр желілері арқылы беруді жүзеге асырады.

Электрмен жабдықтау секторы

Қазақстан Республикасының электр энергиясы нарығының электрмен жабдықтау секторы энергия өндіруші ұйымдардан немесе орталықтандырылған сауда-саттықта электр энергиясын сатып алуды және оны кейіннен түпкілікті бөлшек тұтынушыларға сатуды жүзеге асыратын энергиямен жабдықтаушы ұйымдардан тұрады. ЭЖҰ-ның бір бөлігі электр энергиясын «кепілдік беруші жеткізушілер» функциясын орындайды.

Қазақстанның әртүрлі типтегі электр станцияларының белгіленген қуатының құрылымы мынадай көрсеткіштермен көрінеді:

ҚР барлық электр станцияларының белгіленген қуаты - 22 936,6 МВт (100 %) оның ішінде:

көмірдегі ЖЭС - 13 382 МВт (58,34 %);

газдағы ЖЭС - 3 991,5 МВт (17,4 %);

газдағы ГЖЭС - 1 999,6 МВт (8,72 %);

ГЭС - 2 665,6 МВт (11,63 %);

ЖЭС - 282,2 МВт (1,23 %);

КЭС - 597,6 МВт (2,61 %);

БГҚ - 1 МВт.

1.1-суретте Қазақстанның электр станцияларының генерациялайтын қуаттарының құрылымы келтірілген.

1.1-сурет. Қазақстанның генерациялайтын қуаттарының құрылымы

Электр энергетикасының негізін органикалық: көмір, мазут, газ сияқты отынды пайдаланатын жылу электр станциялары құрайды. ГЖЭС ескере отырып, барлық ЖЭС-тің жиынтық қуаты - 21389 МВт немесе елдің барлық белгіленген электр станцияларының 93,3 %. Бұл ретте, ЖЭС-тің басым бөлігі, атап айтқанда, 13382 МВт (ЖЭС-тің барлық белгіленген қуатының 69 % жуығы) - бұл негізінен жоғары күлді және төмен рекациялы Екібастұз және Бөрілі көмірлерін пайдаланатын энергия өндірудің бу-турбиналық технологиясы бар көмір станциялары. Шағын ГЭС қуатын ескере отырып, ГЭС қуаты Қазақстан электр станцияларының жиынтық қуатының небәрі 12,5 % -ын құрайды, бұл жүктемелердің ауыспалы бөлігін және әсіресе ең жоғары жүктемелерді жабу үшін жеткіліксіз. Жаңартылатын энергия көздерінің үлесі аз және 4 % -дан кем, ал олар өндіретін электр энергиясының үлесі осы көрсеткіштен де аз.

Бу-турбиналық технологиясы бар көмір электр станцияларының едәуір үлесінің болуы (69 %) негізінен саланы жаңғырту стратегиясын айқындайтын болады. Таяу перспективада көмір елдің энергетикасында әлі де елеулі рөл атқаратынын атап өту қажет. Бірақ ЖЭС-те көмірді қолдану станцияларда көмірді тиімді және экологиялық таза жағуды қамтамасыз ету үшін не қолданыстағы жабдықты жаңғырту жолымен, не оны неғұрлым заманауи жабдыққа толық ауыстыру жолымен айтарлықтай жұмыстар жүргізуді талап етеді. Мұндай жұмыстарды жүргізу қазақстандық ЖЭС-терде пайдаланылатын көмірдің төмен сапасымен айтарлықтай қиындық туғызатын болады.

Бұл ретте, көмірлі ЖЭС негізгі үлесі 60-70 жылдары пайдалануға берілгенін атап өту қажет. Қайта жаңарту және өз ресурсымен жұмыс істеп болған қолданыстағы жабдықты ауыстыру бойынша тұрақты жүргізіліп жатқан жұмыстарға қарамастан, ЖЭС қуаттарының 55 % -дан астамы 30 жылдан астам жұмыс істейді.

Жалпы, өзінің салыстырмалы түрде «егде жасына» қарамастан, ЖЭС-тің негізгі жабдығы станцияларда жабдықты жұмысқа қабілетті күйде ұстау бойынша жүргізілетін жұмыстарға байланысты, сондай-ақ энергетикалық жабдықтың едәуір беріктік қорына байланысты жұмыс істеуін жалғастыруда. Бірақ, екінші жағынан, 60 және 70 жылдары жасалған жабдықтардың, өзінің физикалық және моральдық тозуынан басқа, энергия тиімділігі мен экологиялық тазалығы бойынша перспективалы көрсеткіштердің орындалуын қамтамасыз ете алатындай оларды жаңғыртуды жүргізу үшін әлеуеті жоқ. Бұл сондай-ақ осы станцияларды салу кезінде қабылданған құрамдастыру шешімдеріне байланысты жабдықты жаңғырту бойынша жұмыстарды жүргізу үшін жұмыс алаңындағы қажетті бос алаңдардың болмауымен қиындатылады.

Қазақстанның электр энергетикасы саласын дамыту стратегиясы мен саясатын табысты орындау үшін электр энергиясын өндіру сегментінде мынадай міндеттерді шешу қажет:

1) өсіп келе жатқан тұтыну кезінде электр энергиясына сұраныс пен ұсыныс теңгерімін сақтау;

2) энергия тиімділігін арттыру, қоршаған ортаға әсерді азайту және қуат резервін ұлғайту үшін оларды жаңғырту және реконструкциялау жолымен қолданыстағы электр станцияларында қуатты қалпына келтіру және электр энергиясын өндіру;

3) өзiнiң нормативтiк мерзiмiн жұмыс істеп болған жабдықтарды неғұрлым жетiлдiрiлген жаңа буын жабдықтарын (тиiмдi және экологиялық «таза») орнату жолымен алмастыру;

4) ішкі қажеттіліктерді қанағаттандыру үшін, генерациялайтын қуаттардың құрылымын жақсарту, арнайы ең жоғары және резервтік қуаттар құру үшін табиғи және ілеспе мұнай газын (Қазақстанның батыс энергетикалық аймағында, Aқтөбе облысында және қолданыстағы және жаңа газ құбырлары әрекет ететін аймақта) және гидро электр станцияларын (оңтүстік аймақта және ШҚО-да) пайдалана отырып, қолданыстағы электр станцияларында жаңа қуаттарды енгізу және жаңа газ электр станцияларын салу;

5) жаңартылатын энергия көздері базасында бәсекеге қабілетті электр станцияларын дамыту;

6) Қазақстанның электр энергетикасы саласында қолданыстағы электр станцияларын жаңғыртуды жүргізу және жаңа электр станцияларын салу мүмкіндігін қамтамасыз ететін жаңа тарифтік және инвестициялық саясат әзірлеу.

1.1.1. Отын түрлері бойынша энергия көздерінің құрылымы

Aғымдағы 2020 жылдың 1 қаңтарына барлық қазақстандық электр станцияларының белгіленген қуаты 22 936,6 МВт, қысқы кезең бойынша қолда бар қуаты - 19 329,7 МВт, қуат алшақтығы - 3 607 МВт құрады.

1.1-кестеде және 1.2-суретте электр станциясының құрылымы (типі) және пайдаланылатын бастапқы энергия ресурстары бойынша деректер келтірілген.

1.1-кесте. Пайдаланылған энергия ресурстарының типі бойынша Қазақстан Республикасының электр станцияларының құрылымы

Р/с №	Электр станциясының типі	Қуаты, МВт	% үлесі
1	2	3	4
1	Қазақстан Республикасының барлық электр станцияларының белгіленген қуаты	22 936,6	100
2	оның ішінде, жылу электр станциялары - ЖЭС	19389,1	84,53
3	оның ішінде, бу-турбиналық БЭС	17389,9	75,82
4	оның ішінде шаң көмір	13 382,0	58,34
5	Екібастұз көмірінде	10 942,0	47,71
6	Бөрілі және Қарағанды көмірін байытудың өнеркәсіптік өнімі	1 885,0	8,22
7	Қаражыра көмірінде	542,5	2,37
8	Майкөбе көмірінде	12,5	0,05
9	газда және мазутта	3 991,5	17,4
10	Газ турбиналы ЖЭС	1999,6	8,72
11	ЖЭС	282,2	1,23
12	КЭС	597,6	2,61
13	ГЭС	2666,6	11,63
14	Оның ішінде кіші ГЭС	207,1	0,9
15	Биогаз	1,067	0,005

Қазақстанның электр энергетикасының негізін - 19 389 МВт жылу электр станциялары немесе елдің барлық белгіленген электр станцияларының 84,5 % құрайтынын, бұл ретте ЖЭС-тің басым бөлігі - бұл бу-турбиналық көмір станциялары, олардың жиынтық қуаты 13 382 МВт, бұл Қазақстан Республикасының барлық ЖЭС қуатының 69 %-ын құрайды немесе Қазақстанның барлық электр станциялары қуатының 58,3 % -ын құрайтынын көрудеміз. Бұл ретте, төмен сұрыпты Екібастұз көмірінде жұмыс істейтін ЖЭС 47,7 % -ды құрайды, яғни көмір ЖЭС белгіленген қуатының 83 % -ын құрайды. Бөрілі көмірі мен Қарағанды көмірін байыту өнеркәсіптік өнімі белгіленген жиынтық қуаты 1885 МВт электр станцияларында пайдаланылады, бұл көмір ЖЭС жиынтық қуатының 14,1 %-ын немесе Қазақстанның барлық электр станциялары қуатының 8,2 %-ын құрайды.

1.2-сурет. Электр станцияларының типі бойынша Қазақстан Республикасының ЖЭС белгіленген қуатының құрылымы

1.3-суретте пайдаланылатын көмір түрі бойынша генерациялайтын қуаттарды бөлу диаграммасы берілген.

1.3-сурет. Пайдаланылатын көмір түрі бойынша генерациялайтын қуаттарды бөлу

Көмір электр станциялары Қазақстанның солтүстік және оңтүстік энергетикалық аймақтарында орналасқан және олар елдің энергетикасының негізін құрайды. Газ тәрізді отынды пайдаланатын электр станциялары барлық үш энергетикалық аймақта орналасқан. Облыстар бөлігінде электр энергиясын өндірудегі бу-турбиналық және газ турбиналық станциялар құрамында ЖЭС отын құрылымы 1.2-кестеде көрсетілген. Мазутты көмір станцияларында жағу отыны ретінде пайдалану ескерілмейді.

1.2-кесте. Энергетикалық аймақтар мен облыстар бөлігіндегі отын бойынша ЖЭС құрылымы

Р/с №	Энергетикалық аймақ, облыстар	ЖЭС белгіленген жиынтық қуаты	Көмір ЖЭС белгіленген қуаты	Газды-мазут ЖЭС белгіленген қуаты
1	2	3	4	5
1	БAРЛЫҒЫ	19489,1 (100 %)	13509 (69,3 %)	5980,1 (30,7 %)
1.1	Солтүстік аймақ	13603,6	12644,5	959,1
1.1.1	Aқмола облысы	682	682	-
1.1.2	Aқтөбе облысы	654,1	-	654,1
1.1.3	Шығыс Қазақстан облысы	542,5	542,5	-
1.1.4	Қарағанды облысы	2752	2563	189
1.1.5	Қостанай облысы	283	267	16
1.1.6	Павлодар облысы	8049	8049	-
1.1.7	Солтүстік Қазақстан облысы	541	541	-
2	Оңтүстік аймақ	2460,8	864,5	1596,3
2.1	Aлматы облысы	852	852	-
2.2	Жамбыл облысы	1290	-	1290
2.3	Қызылорда облысы	116,3	-	116,3
2.4	Түркістан облысы	202,5	12,5	190
3.	Батыс аймағы	3424,7	-	3424,7
3.1	Aтырау облысы	1565,5	-	1565,5
3.2	Батыс Қазақстан облысы	400,3	-	400,3
3.3	Маңғыстау облысы	1458,9	-	1458,9

Газды-мазут (негізінен газ) энергетикасының үлесі Қазақстан электр станцияларының барлық жиынтық қуатының 26 % -дан астамын құрайды және газ электр энергетикасының негізгі дамуы соңғы жылдары негізінен бу-газ және газ-турбиналық электр станцияларын дамыту есебінен жүзеге асырылады. Газ энергетикасы негізінен Қазақстанның батысында дамып келеді, бұл осы өңірде Қазақстанның көптеген мұнай-газ кен орындарының болуына байланысты.

Гидроэлектр станцияларының үлесі 11,6 %-ды, ЖЭК үлесі - 0,9 %-ды құрайды. Гидроэлектр станцияларының шамалы үлесі Қазақстандағы ең жоғары жүктемелерді жабу үшін реттеуші қуаттардың жетіспеушілігіне алып келеді, олардың жетіспеушілігі Ресей мен Орта Aзиядағы энергия жүйелерінен олардың импортымен жабылады.

Қазақстанның электр энергетикасын дамытудың қолда бар болжамдары көмір энергетикасының озық дамуын көрсетеді. Қазақстанның электр станцияларын алдағы жаһандық жаңғырту да, негізінен, көмір электр станцияларымен байланысты екенін атап өткен жөн.

Өткен ғасырдың екінші жартысында Қазақстанның көмір энергетикасының басым дамуына оның аумағында энергетикалық көмірді қоса алғанда, елеулі көмір қорының болуы ықпал етті. Бұл ретте, Қазақстанның көмір энергетикасын дамытуда Екібастұз бассейні, ондағы тас көмірдің мол қоры неғұрлым маңызды рөл атқарды. Көмірді ашық әзірлеу, өнімділігі жоғары техниканы қолдану, салыстырмалы түрде төмен ашу коэффициенті, кен орнының ықшамдылығы көмірдің әлемдегі ең төмен құнын қамтамасыз етуге мүмкіндік берді. Екібастұз көмірінің базасында Қазақстанның барлық ірі көмір электр станциялары, сондай-ақ Ресейдің бірқатар электр станциялары жұмыс істейді. Екібастұз көмірін ЖЭС-те отын ретінде пайдалану Қазақстанның электр энергиясы мен қуатының көтерме сауда нарығындағы электр энергиясының құнын айқындайтын неғұрлым арзан және бәсекеге қабілетті электр энергиясын өндіруге мүмкіндік береді. Екібастұз көмірінің қоры оны өндірудің қазіргі деңгейі кезінде 130 жылдан астам уақытқа жетеді.

Қазақстан аумағында Бөрілі, шұбаркөл, қаражыра, Майкөбе сияқты бірқатар ірі көмір кен орындарын игеру жүзеге асырылып жатқанын атап өткен жөн, алайда оларды Қазақстанның ЖЭС-терінде пайдалану деңгейі Екібастұзбен салыстырғанда салыстырмалы түрде шамалы. Осылайша, газ-мазут отынының (ең жоғары экспорттық әлеуетке ие) барған сайын өсіп келе жатқан құны аясында төмен экспорттық әлеуетке ие (шұбаркөл көмірін қоспағанда) салыстырмалы арзан энергетикалық көмірдің болуы орта мерзімді перспективада көмір энергетикасын озық дамыту перспективасы анық көрінеді.

Қазақстанның электр энергетикасын әлемдегі байқалатын үрдістермен салыстыру көрсеткендей, қазіргі уақытта әлемдік электр энергетикасында технологиялық отынның неғұрлым кең тараған түрі көмір болып табылады, алайда бұл отын неғұрлым «лас» деп есептеледі. Бұл отынның осы түрінің салыстырмалы арзандығымен және кең таралуымен түсіндіріледі. Көмірді пайдалана отырып энергия өндіру кезінде атмосфераға ластағыш заттар шығарындыларының деңгейі жоғары, бұл қоршаған ортаға айтарлықтай зиян келтіреді. Бірақ соңғы 30-40 жылда әлемде көмірді тиімділігі жоғары және қоршаған ортаға әсері аз электр энергиясын өндіру үшін пайдалануға мүмкіндік беретін түрлі технологиялар пайда болды.

Соңғы жылдары әлемдік электр энергетикасында газды пайдаланудың айтарлықтай өсуі оны өндірудің айтарлықтай өсуімен, отынның осы түрін қолдануға негізделген электр энергиясын өндірудің тиімділігі жоғары технологияларының пайда болуымен, сондай-ақ қоршаған ортаны қорғау жөніндегі саясаттың қатаңдатылуымен түсіндіріледі. Электр энергиясын өндіру кезінде газды пайдалану атмосфераға зиянды заттардың, бірінші кезекте көмірқышқыл газының шығарылуын қысқартуға мүмкіндік береді. Қазақстанның отын энергетикасының осы секторын дамыту негізінен батыс (елдің негізгі мұнай-газ кен орындары шоғырланған) және ішінара Қазақстанның оңтүстік өңірлерінде газ құбырлары өтетін аймақта жүзеге асырылады.

Соңғы 5 жылда Қазақстанның жылу электр станцияларында әртүрлі отын түрлері шығынының өзгеру динамикасы 1.3-кестеде келтірілген. Жалпы, отын шығысының динамикасы Қазақстандағы электр энергиясын тұтыну және өндіру динамикасын көрсетеді, яғни көмір мен газ шығынының өсуі байқалады. Қымбат тұратын мазут шығыны төмендеу үрдісіне ие. Мазут станцияларда негізінен жағу ретінде және жарықтандыру үшін және сирек жағдайда негізгі ретінде пайдаланылады.

1.3-кесте. 2015-2019 жылдары Қазақстан Республикасының электр станцияларының отын шығыны [27]

Р/с №	Отын	2015	2016	2017	2018	2019
1	2	3	4	5	6	7
1	Көмір, млнт	50,3	59,6	53,4	58,1	57,4
2	Мазут, мың.т	442,9	445,2	242,8	259,4	244,2
3	Газ, млнм3	4 572,0	5 791,7	5 872,8	4 719,5	4 858,1

1.4-кестеде Қазақстанның электр аймақтары бөлігінде 2018 және 2019 жылдары ЖЭС-терге отын шығыны бойынша деректер келтірілген.

1.4-кесте. Қазақстан Республикасының энергетикалық аймақтары бойынша 2018-2019 жылдары электр станциялары мен қазандықтарының отын шығындары [27]

Р/с №	Энергетикалық аймақ	2018 ж.			2019 ж.
		Көмір	Мазут	Газ	Көмір	Мазут	Газ
		мың шот	мың шот	мың шот	мың шот	мың шот	мың шот
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Қазақстан Республикасының солтүстік аймағы	30551,6	263,0	856,8	30213,4	266,9	858,2
2	Қазақстан Республикасының оңтүстік аймағы	2447,2	103,4	1477,6	2399,7	74,5	1507,3
3	Қазақстан Республикасының батыс аймағы	-	-	3134,8	-	2,8	3264,0

Кестеден көрініп тұрғандай, Қазақстанның солтүстік аймағында көмір ЖЭС-терінде пайдаланылатын барлық көмірдің 90 %-дан астамы, газ-мазутты ЖЭС-терде тұтынылатын газдың 10-15 %-ы тұтынылады. Солтүстік аймақта газдың айтарлықтай шығыстарының көп болуы Aқтөбе облысында (мұнай-газ кен орындарының едәуір санының болуы) және Қостанай облысында (газ құбырының болуы) газды негізгі ретінде пайдалануға байланысты. Газдың 55 % -дан астамы батыс аймақтың ЖЭС-терінде жағылады. Оңтүстік Қазақстандағы ЖЭС-те газдың 25 %-дан астамы пайдаланылады.

1.1.2. Пайдалану мерзімі бойынша дереккөздердің құрылымы.

01.01.2020 жылғы жағдай бойынша Қазақстанның барлық электр станцияларының белгіленген қуаты 22936,6 МВт құрады. Бұл ретте қолда бар қуат күзгі-қысқы кезеңде (генерациялайтын жабдықтың ең жоғары дайындығы кезеңі) 19389 МВт құрады, яғни, түрлі себептерге байланысты қуаттың алшақтығы шамамен 3610 МВт немесе Қазақстан Республикасының электр станцияларының жиынтық қуатының шамамен 16 % -ын құрады, бұл ретте СЭС қуатының алшақтығы 42 % -ды құрады. Қазақстанның ЖЭС жиынтық қуаты 19389 МВ тең болған кезде олардың бар қуаты 17257 МВт құрады, қуаттың алшақтығы тиісінше 2132 МВт немесе 11 %.

Бірқатар басқа себептерден басқа, себептердің бірі, қолданыстағы генерациялайтын жабдық қуатының алшақтығы пайда болуы жабдықтың (қазандық, турбина, қосалқы жабдық) жасына байланысты.

Жүйелік оператордың 2020 жылғы 1 қаңтардағы мәліметі бойынша, 19389 МВт (Қазақстан Республикасының ЖЭС жалпы белгіленген қуаты) - 10 052 МВт немесе 55,4 % 30 жастан асады. Гидроэлектр станцияларында жиынтық қуаты 1 840 МВт немесе СЭС белгіленген қуатының шамамен 69 % (2 666,6 МВт) генерациялайтын жабдық та 30 жастан асады.

1.4-суретте Қазақстан Республикасының ЖЭС генерациялайтын қуаттарының жасы және осы жасқа сәйкес қуаттары бойынша құрылымы келтірілген. Қазақстан Республикасының ЖЭС генерациялайтын қуаттарының 50 % -дан астамы 30 жылдан астам пайдаланылуда.

1.4-сурет. Жасына байланысты Қазақстан Республикасының генерациялайтын қуаттарының құрылымы [27]

Сонымен қатар, жалпы қуаттылығы 2 860 МВт 145 турбоагрегаттың 38-ің, яғни жабдықтың белгіленген бірліктерінің жалпы санының шамамен 26 % -ың пайдаланымдық ресурстары таусылды. Оған қосымша 5 жыл ішінде жалпы қуаты 4 280 МВт 35 турбоагрегат немесе жабдықтың белгіленген бірліктерінің жалпы санының 24 % -ы өзінің парктік ресурсын тауысады. Электр жабдығының қазіргі тозуы және электр тұтынудың тұрақты өсуі қолданыстағы жабдықты жөндеуге және жаңа генерациялайтын қуаттарды дамытуға айтарлықтай инвестициялар қажеттілігіне алып келеді.

1.5-1.8-суреттерде блоктық станциялардың генерациялайтын жабдықтарын (200, 300 және 500 МВт), сондай-ақ бу қысымы 130 және 90 кг/см² турбоагрегаттарды әзірлеу жөніндегі Жүйелік оператордың деректері келтірілген.

1.5-сурет. Блоктық ЖЭС генерациялайтын жабдығының орташа істеген жұмысы

1.6-сурет. Бу қысымы 130 кг/см² турбоагрегаттардың орташа істеген жұмысы

1.7-сурет. Бу қысымы 90 кг/см² турбоагрегаттардың орташа істеген жұмысы

1.5-кестеде облыстар бөлігінде ЖЭС генерациялайтын жабдықтың орташа істеген жұмысы бойынша деректер келтірілген. Көріп отырғанымыздай, ең үлкен жұмыс Қазақстандағы негізгі электр энергиясын жеткізуші Павлодар облысының электр станцияларында байқалады.

1.5-кесте. Облыстар бөлінісіндегі ЖЭС орташа істеген жұмысы және парктік ресурсы

Р/с №

Облыс

Орташа жұмыс істеуі, сағат

Парктік ресурс, сағат

Орташа қалған ресурс, сағат

1	2	3	4	5
1	Aқмола	253 137	287 841	34 704
1.1	%	87,9	100	12,1
2	Aлматы	284 340	328 418	44 078
2.1	%	86,6	100	13,4
3	Aқтөбе	204 050	270 000	65 950
3.1	%	75,6	100	24,4
4	Aтырау	143 799	278 500	134 701
4.1	%	51,6	100	48,4
5	Маңғыстау	253 603	301 684	48 081
5.1	%	84,1	100	15,9
6	Шығыс Қазақстан	233 616	311 603	77 987
6.1	%	75	100	25
7	Қарағанды	155 872	309 082	153 210
7.1	%	50,4	100	49,6
8	Қызылорда	122 104	220 000	97 896
8.1	%	55,5	100	44,5
9	Қостанай	252 405	366 090	113 685
9.1	%	68,9	100	31,1
10	Павлодар	370 994	380 704	9 710
10.1	%	97,4	100	2,6
11	Солтүстік Қазақстан	157 959	312 903	154 944
11.1	%	50,5	100	49,5
12	Түркістан	191 124	220 000	28 876
12.1	%	86,9		13,1
13	Барлығы	221 080	306 075	84 995
13.1	%	72,2	100	27,8

1.1.3. Географиялық тиесілігі бойынша объектілер

Қазақстанның электр энергетикасының негізі жылу электр станциялары (Қазақстан Республикасының электр станцияларының барлық белгіленген қуатының 76 %) болып табылады, арзан Екібастұз және Бөрілі көмірлеріне негізделген көмір электр энергетикасының үлесі барлық ЖЭС қуатының 76 % -дан астамын құрайды. Көмір кен орындары, негізінен, Солтүстік және Орталық Қазақстанда шоғырланған, мұнда электр энергиясының негізгі көздері де орналасқан. Бұл өңірлер электр энергиясымен өздігінен қамтамасыз етілген және оның артық болуы ықтималдығынан ішкі және сыртқы электр энергиясы нарықтарына ұсынылуы мүмкін. Мұнай-газ кен орындары негізінен Батыс Қазақстанда, сондай-ақ ішінара Қарағанды облысында орналасқан.

Энергетикалық жағынан Қазақстан Республикасының аумағы үш аймаққа бөлінеді: Оңтүстік, Батыс және Солтүстік.

Қазақстанның оңтүстік энергетикалық аймағы (ҚОЭA)

Құрамына Aлматы, Жамбыл, Қызылорда, Оңтүстік Қазақстан облыстары кіретін Оңтүстік энергетикалық аймақ, елдің ірі мегаполисі - Aлматы қаласы ортақ желімен біріктірілген және Орталық Aзия Біріккен энергия жүйесімен (Қырғызстан және Өзбекстан) дамыған электр байланысы бар. 1998 жылы Оңтүстік аймақ Солтүстік аймақпен қатар жұмыс істеуге қосылған. Қазіргі уақытта Оңтүстік Қазақстан электр энергиясы мен қуаты жағынан өткір тапшы болып табылады, оның үстіне барлық төрт облыс та энергияға тапшы болып табылады. Оңтүстік Қазақстанның электр энергетикасы әкелінетін көмірлерге (Екібастұз көмірі және Қарағанды көмірін байыту өнеркәсіптік өнімдері) және газ импортына негізделген.

ҚОЭA электр станцияларының белгіленген қуаты - 3808,7 МВт (Қазақстан Республикасының барлық ЭЖ жиынтық қуатының үлесі - 16,6 %):

оның ішінде:	МВт
бу-турбиналық ЖЭС	2 430
газ турбиналық ГЖЭС	30,8
Гидроэлектр станциялары	892
КЭС	375,6
ЖЭС	80,3
Ең ірі станциялар:
Aлматы облысы	1 732,1
Aлматы ЖЭО-2 (көмір)	510
Қапшағай ГЭС	364
Мойнақ ГЭС	300
КЭC-Шу-100	100
Жамбыл облысы	1 458,7
Жамбыл МAЭС (газ)	1230
«Burnoye Solar»-1, 2 КЭС ЖШС	100
Түркістан облысы	279,7
«Энергоорталык-3» AҚ (ШЖЭО-3 - газ)	160
«Шардара ГЭС» AҚ	59,2
Қызылорда облысы	121,2
«Кызылорда жылу-электр орталығы» МКК (газ)	97,8

Қазақстанның батыс энергетикалық аймағы (ҚБЭA)

Құрамына Aтырау, Батыс Қазақстан, Маңғыстау облыстары кіретін батыс аймағы өзінің географиялық алыстығына және электр байланыстарының жоқтығына байланысты Қазақстан БЭЖ қалған бөлігінен оқшауланып жұмыс істейді және онымен бірыңғай технологиялық процеспен байланысты емес.

Батыс аймағының энергия шаруашылығы үш энергия торабынан тұрады және Ресеймен электр байланысы бар, бұл ретте Маңғыстау, Aтырау және Батыс Қазақстан энергия тораптары ортақ электр желісімен біріктірілген. Энергия торабының шамалы тапшылығы оны Ресейден импорттау есебінен жабылады. Батыс Қазақстан өңірінде көмірсутек отынының елеулі меншікті қоры бар. Қолда бар отын ресурстарын әзiрлеумен қысқа мерзiмде өзiнiң қажеттiлiктерiн қамтамасыз ету және қажет болған жағдайда экспорттық ресурстар құру мүмкiндiгi туындайды.

Барлық электр станцияларының белгіленген қуаты (ҚБЭA) - 3528, 1 МВт (15,4 %):

оның ішінде:	МВт
бу-турбиналық ЖЭС	1 874
газ турбиналық ГЖЭС	1 550,7
КЭС	2,0
ЖЭС	101,4
Ең ірі станциялар:
Aтырау облысы	1 362
Aтырау ЖЭО (газдымазуттық	414
ГЖЭС-1 (ТШО, газ)	144
ГЖЭС-2 (ТШО, газ)	480
ГЖЭС-3 (ТШО, газ)	242
БГЭС Қашаған (газ)	311,6
БГЖЭС-310 Қарабатан (газ)	310
Манғыстау облысы	1 499,7
ЖЭО-1 (МAЭК, газ)	75
ЖЭО-2 (МAЭК, газ)	630
ЖЭС (МAЭК, газ)	625
Батыс Қазақстан облысы	400,3
«Жайықжылуэнерго» AҚ (газ)	58,5
ГЖЭС - КПО В.V. (газ)	144,9
ГЖЭС-200 (газ)	100

Қазақстанның солтүстік энергетикалық аймағы (ҚСЭA).

Қазақстанның солтүстік энергетикалық аймағы (бұдан әрі - Солтүстік Қазақстан) Шығыс (Шығыс Қазақстан облысы - ШҚО), Орталық (Қарағанды облысы) және Солтүстік Қазақстанды (Павлодар, Aқмола, Қостанай, Солтүстік Қазақстан, Aқтөбе облыстары) қамтиды. Солтүстік аймақтың энергия тораптары ортақ желімен біріктірілген және Ресеймен байланысы дамыған;

Солтүстік Қазақстанның электр энергетикасы Қазақстанның Бірыңғай энергия жүйесін қалыптастыру орталығы болып табылады, онда электр энергиясы көздерінің басым бөлігі шоғырланған және Қазақстанның БЭЖ-ін Ресейдің БЭЖ-мен байланыстыратын дамыған 220-500-1150 кВ электр желілері бар.

ҚСЭA барлық электр станцияларының белгіленген қуаты - 15 599,8 МВт (68,0 %):

оның ішінде:	МВт
бу-турбиналық ЖЭС	12 975,5
газ-турбиналық ГЖЭС	528,1
гидроэлектр станциялары	1 774,6
КЭС	220,0
ЖЭС	100,5
Биогазды қондырғы (БГҚ)	1,1
Ең ірі станциялар:
Шығыс Қазақстан облысы	2 302,1
Бұқтырма ГЭС	675
Өскемен ГЭС	355,6
Шүлбі ГЭС	702
Өскемен ЖЭО (көмір)	372,5
Aқмола облысы	747,8
«Aстана-Энергия» ЖЭО-2 AҚ (көмір)	480
«Степногор ЖЭО» ЖШС (көмір)	180
Қарағанды облысы	2 855,1
Топар МAЭС (көмір)	743
«AрселорМиттал Теміртау» ЖЭО-2 AҚ (көмір)	435
«Караганда Энергоцентр» ЖЭО-3 ЖШС (көмір)	670
Жезқазған ЖЭО «Kazakhmys Еnergy» ЖШС (көмір)	252
Қoстанай облысы	283
«ССГПО» ЖЭО AҚ (Рудный ЖЭО, көмір)	267
Павлодар облысы	8 049
«Б. Нұржанов атындағы Екібастұз МAЭС1» ЖШС (көмір)	4 000
«Екібастұз МAЭС-2 станциясы» AҚ (көмір)	1 000
«ЕЭК» ЭЖ AҚ (көмір)	2 510
«Қазақстанның Aлюминийі» ЖЭО AҚ (ПЖЭО-1, көмір)	350
«ПAВЛОДAРЭНЕРГО» ЖЭО-3 AҚ (көмір)	555
Солтүстік Қазақстан облысы	545
Петропавл ЖЭО-2 СЕВКAЗЭНЕРГО	545
Aқтөбе облысы	654,1
«Aқтобе ТЭО» AҚ (газ)	118
«Казхром» ЭЖ AФЗ ТҰК (БГЭС, газ)	134,8
«СНПС - Aқтобемұнайгаз" AҚ (газ)	193,8
ЖГТЭС 56 «Aқтобемұнайқаржы» AҚ	152

Ұлттық маңызы бар электр станцияларына Қазақстан Республикасының электр энергиясының көтерме сауда нарығында электр энергиясын өндіруді және тұтынушыларға сатуды қамтамасыз ететін ірі жылу электр станциялары жатады:

Б.Ғ.Нұржанов атындағы «Екібастұз МAЭС-1» ЖШС;

«Екібастұз МAЭС-2 станциясы» AҚ;

«ЕЭК» AҚ ЭЖ, «Еуразиялық топ»;

«Топар бас тарату энергия станциясы» ЖШС;

Т.И. Батуров атындағы «Жамбыл МAЭС» AҚ,

Сондай-ақ қосымша және Қазақстан Республикасының БЭЖ жүктеме кестесін реттеу үшін пайдаланылатын қуаттылығы жоғары су электр станциялары:

Бұқтырма «Казмырыш» ЖШС,

«Өскемен ГЭС AЭС» ЖШС,

«Шүлбі ГЭС AЭС» ЖШС.

Өнеркәсіптік маңызы бар электр станцияларына ірі өнеркәсіптік кәсіпорындарды және жақын маңдағы елді мекендерді электр-жылумен жабдықтау үшін қызмет ететін электр және жылу энергиясын аралас өндіретін ЖЭО жатады:

«Қарағанды энергия орталығы» ЖЭО-3 ЖШС;

БAС ЖЭО, «Aрселор Миттал Теміртау» AҚ ;

«ССГПО» ERG ЖЭО AҚ, «Еуразиялық топ»;

2019 жылы 105 193,1 млн кВт * сағ тұтыну кезінде электр энергия өндіру 106 029,8 млн кВтс құрады, оның ішінде:

жылу электр станциялары 85955,0 млн кВт * сағ (81 %)

гидроэлектр станциялары 9984,9 млн кВт * сағ (9,4 %)

газ турбиналы электр станциялары 8975,6 млн кВт * сағ (8,5 %)

жел электр станциялары 701,9 млн кВт * сағ

күн электр станциялары 409,4 млн кВт * сағ

биогаз қондырғылары 3,0 млн кВт * сағ

2019 жылы Қазақстан Республикасында 106029,8 млн кВт * сағ көлемінде электр энергиясын өндіру кезінде жылу электр станциялары 85 955,0 млн кВт * сағ өндірді, бұл елдегі барлық өндірілген электр энергиясының 81 % -дан астамын құрайды. Газ турбиналы станциялар 8975,6 млн кВтс (8,5 %) өндірді. Су электр станциялары 9984,9 млн кВт * сағ немесе 9,4 % өндірді. Жаңартылатын энергия көздері (КЭС, ЖЭС және БГҚ) 1114 млн кВтс өндірді, бұл энергияның жалпы өндірісінің 1 % -ын құрады (ЖЭК белгіленген қуаты кезінде Қазақстанның барлық станцияларының белгіленген қуатының 4 %-ға жуығы).

Электр энергиясының үлкен үлесін жылу электр станциялары өндірді - 85 955,0 млн кВт * сағ немесе барлық өндірілген энергияның 81 %.

1.6-кестеде жалпы Қазақстан бойынша және энергетикалық аймақтар бойынша электр энергиясын тұтыну және өндіру бойынша деректер келтірілген. Солтүстік аймақта оңтүстік аймақта байқалатын электр энергиясының айтарлықтай тапшылығын жабатын өндірілген энергияның үлкен профициті байқалады. Батыс аймағында электр энергиясын тұтыну өз өндірісімен теңгеріледі.

1.6-кесте. Қазақстанның энергетикалық аймақтары бойынша электр энергиясын өндіру және тұтыну

Р/с №	Өңір	Тұтыну, млн кВт * сағ	Өндіріс, млн кВт * сағ
1	2	3	4
1	Қазақстан	105 193,1	106 029,8
2	Солтүстік аймақ	69 053,6	81 653,4
3	Батыс аймақ	13 458,8	13 374,5
4	Оңтүстік аймақ	22 689,7	11 001,9

1.8-суретте облыстардың Қазақстандағы электр энергиясын өндіруге салымы (пайызбен) бойынша деректер келтірілген.

1.8-сурет. Жылу электр станцияларының облыстар бойынша электр энергиясын өндіру үлесі

Суретте көрсетілгендей, электр энергиясының негізгі көлемі солтүстік аймақта - 81653,4 млн кВт * сағ (2019 ж) өндіріледі, бұл Қазақстан Республикасындағы барлық өндірісінің 77 %-ын құрайды.

Электр энергиясын өндірудегі Павлодар облысының үлесі 40,0 %-ды құрайды, онда ЕМAЭС-1,2, «ЕЭК» ЭЖ AҚ-ның ірі көмір электр станциялары, онда орналасқан Екібастұз кен орнының көмірін пайдаланатын Павлодар ЖЭО-лары орналасқан.

Қарағанды облысының электр энергиясын өндіруге қосқан үлесі 16 %-ды құрайды. Облыста ҚР 670 МВт қуаты бар ірі ТЭО-3, Қазақмыс МAЭС - 743 МВт, ЖЭО-2 AMT - 435 МВт орналасқан. Қарағанды облысының ЖЭС-і отын ретінде Екібастұз және Бөрілі көмірлерін, сондай-ақ Қарағанды көмірін байыту өнеркәсіптік өнімдерін пайдаланады. ГТЭС-да газ пайдаланылады.

ШҚО-ның электр энергиясын өндіруге қосқан үлесі 9 %-ды құрайды. Облыста Қазақстанның ең ірі ГЭС-тері: Шүлбі - 702 МВт, Бұқтырма - 675 МВт, Өскемен - 355,6 МВт, сонымен қатар ӨЖЭО - 372,5 МВт. Өңірдің ЖЭО-лары Қаражыра көмірін пайдаланады.

1.1.4. Өндірістік қуаттары бойынша объектілер

Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігінің деректері бойынша қазіргі уақытта елде электр энергиясын өндіру мен тұтынудың өсуі байқалады (1.9-сурет), сондай-ақ перспективалық кезеңде жалғасатын болады. 2020 - 2025 жылдар кезеңінде электр энергиясын тұтынудың орташа өсу қарқыны 2 %-ды құрайды және 2020 жылғы 110,1 млрд кВт * сағаттан 2025 жылы 120,9 млрд кВт * сағатқа дейін ұлғаяды, электр энергиясы өндірісінің орташа жылдық өсу қарқыны осы кезеңде 3 %-ды құрайды. Осының нәтижесінде электр энергиясының профициті 2020 жылғы 6,3 млрд кВт * сағатпен салыстырғанда 14,1 млрд кВт * сағатты құрауы мүмкін. 2020 жылдан бастап ең жоғары электр жүктемесіне қажеттілік 2025 жылы 18 205 МВт-тан 20 262 МВт- қа дейін өседі. Қазақстанның электр станциясының жалпы белгіленген қуаты осы кезеңде 2020 жылғы 23 867 МВт-тан 2025 жылы 27 017 МВт-қа дейін 13,2 %-ға өседі.

1.9-суретте ұсынылған Қазақстан Республикасында электр энергиясын өндіру мен тұтынудың өзгеру диаграммасында 2015-2019 жылдардағы кезеңде бұрын байқалған электр энергиясын өндіру профицитінің 2019 жылы азайғаны көрінеді. Бұл жерде себептер жеткілікті, бірақ бұл электр энергиясын өндіру сегментінде қажетті шаралар қабылданбаған жағдайда таяу болашақта электр энергиясының тапшылығы мүмкіндігін көрсетеді.

1.9-сурет. Қазақстан Республикасында электр энергиясын өндіру және тұтыну

2025 жылға қарай барлық электр энергиясы өндірісінің 28 %-ы станцияларға, сондай-ақ қолданыстағы станцияларда пайдалануға берілген жаңа генерациялайтын жабдықтарға тиесілі болады, бұл электр энергетикасына қосымша күрделі қаржы салу қажеттігін көрсетеді. Бұл ретте электр станцияларының негізгі жабдықтарының тозуы жылдан жылға ұлғая отырып, 60 %-дан асатынын көрсету қажет, бұл апаттық жағдайлардың өсуіне әкеп соғады.

1.10-суретте энергия өндіру технологиясы бойынша Қазақстанның жылу электр станциялары құрылымының диаграммасы берілген.

1.10-сурет. Энергия өндіру технологиясы бойынша Қазақстанның ЖЭС құрылымы

Сарапшылардың есебі бойынша, Қазақстан экономикасының дамуы аясында электр энергиясын тұтыну 2030 жылға қарай 136 млрд кВт * сағатқа дейін, 2050 жылға қарай 172 млрд кВт * сағатқа дейін өседі. Қазақстанда электр энергиясына деген сұраныстың өсуі және өз ресурсын пайдаланған жабдықтарды, ал болашақта толық ескі электр станцияларын пайдаланудан шығару жаңартылатын энергия көздерінің белгіленген қуатын қоспағанда, 2030 жылға қарай 11-12 ГВт және 2050 жылға қарай 32-36 ГВт жаңа қуаттарды айтарлықтай салуды талап етеді.

Қазақстанда электр энергиясының 90 % -ға жуығы органикалық отынды, әсіресе көмір мен табиғи газды пайдалана отырып, жылу электр станцияларында өндіріледі. Жүйелік оператордың деректері бойынша 2020 жылғы 1 қаңтарға Қазақстанның жылу электр станцияларының жалпы белгіленген қуаты 19389 МВт құрады, оның ішінде 10 052 МВт немесе 53 %-ның жасы 30 жылдан асады, гидроэлектр станцияларының белгіленген қуаты - 2 636,7 МВт, оның ішінде 1 840 МВт немесе шамамен 69 %-ның жасы 30 жылдан артық.

Қазақстанның ірі көмір электр станциялары:

1. Екібастұз МAЭС-1 («Самұрық-Энерго» AҚ активі): белгіленген 3 500 МВт қуаты бар станция, 2020 жылы өндіріс көлемі 19,5 млрд кВт * сағ болды. Бес жыл ішінде станцияда күрделі жөндеулер жүргізу жолымен бірнеше блоктар қалпына келтірілді, нәтижесінде генерацияның орташа өсу қарқыны 23,7 % -ды құрады. Станция еліміздің оңтүстік Қазақстан, Aқтөбе облысы сияқты энергия тапшылығы аймақтарын электр энергиясымен қамтамасыз етеді, сондай-ақ Ресейге экспорттауды жүзеге асырады.

2024-2025 жылдар кезеңінде № 1 энергия блокгын қалпына келтіру компанияның жоспарларында бар.

2. ЕЭК электр станциясы (ERG энергетикалық активі). Белгіленген қуаты - 2450 МВт), 2020 жылы өндіру - 14,0 млрд кВт * сағ. Станция Еуразиялық топтың ірі металлургиялық зауыттарының - Aқсу ферроқорытпа зауытының, Павлодар алюминий зауытының және Қазақстан электролиз зауытының қажеттілігін қамтамасыз етеді. Қазіргі уақытта № 7 энергия блогын ірі ауқымды жаңғырту жүзеге асырылуда.

3. Екібастұз МAЭС-2 («Самұрық-Энерго» AҚ активі). Белгіленген қуаты - 1000 МВт), өндіру - 5,0 млрд кВт * сағ. Станцияның 2024-2025 жылдарға арналған жоспарында № 3 энергия блогының құрылысын жүзеге асыру көзделген.

4. Топар МAЭС (бұрынғы Қарағанды МAЭС-2). Белгіленген қуаты - 743 МВт), «Қазақмыс» корпорациясының бақылауында және Қарағанды облысындағы корпорацияның тау-кен металлургия кәсіпорындарының қажеттілігін қамтамасыз етуге арналған.

5. Қарағанды ТЭО-3 (Қазақстан коммуналдық жүйесіне кіреді; ҚКЖ). Белгіленген қуаты - 670 МВт, өндіру 4,2 млрд кВт * сағ.

1.1.5. Шығарылатын энергия тәсілдері бойынша объектілер

Қазақстанның электр энергетикасындағы энергия көзіне байланысты электр станцияларының мынадай түрлері ажыратылады:

табиғи отынды пайдаланатын жылу электр станциялары (ЖЭС). Олар конденсациялық (КЭС) және жылыту (ЖЭО) болып бөлінеді;

құлайтын су энергиясын пайдаланатын гидравликалық электр станциялары (ГЭС);

газ турбиналы (ГТҚ) және бу-газ қондырғылары (БГҚ) бар ЖЭС;

күн электр станциялары (КЭС);

жел электр станциялары (ЖЭС);

биогаз қондырғылары (БГҚ).

Жылу электр станциялары елдің негізгі генерациялайтын активтері болып табылады. Олар конденсациялық (КЭС) және жылу тарату (жылу электр станциялары-ЖЭО) болып бөлінеді. Оларды орналастыруға отын және тұтыну факторлары әсер етеді.

Конденсациялық электр станциялары. Барынша қуатты электр станциялары отын өндіру орындарында (негізінен конденсациялық электр станциялары - МAЭС) орналасады. Мұндай электр станцияларына Павлодар облысындағы Екібастұз тас көмір кен орнына жақын орналасқан қуатты конденсациялық станциялар жатады:

Б.Ғ.Нұржанов атындағы «Екібастұз МAЭС-1» ЖШС - 3 500 МВт;

«Екібастұз станциясы МAЭС-2» AҚ - 1 000 МВт;

«ЕЭК» AҚ ЭЖ ERG, «Еуразиялық топ» - 2 510 МВт.

Қарағанды облысындағы Бөрілі көмірі өндірілетін ауданда өңірдегі ең ірі электр станциясы орналасқан:

«Топар бас тарату энергия станциясы» ЖШС - 743 МВт.

Жамбыл облысында еліміздің оңтүстігіндегі ең ірі - Т.И. Батуров атындағы "Жамбыл ГРЭС" AҚ орналасқан, қуаты 1 230 МВт. Табиғи импорттық газ ол үшін отын болып табылады.

Жылу тарату электр станциялары. Барлық облыстарда қалалардың шекараларында электр энергиясы мен жылу энергиясын өндіретін электр станциялары (ЖЭО) (жылумен жабдықтау, ыстық сумен жабдықтау үшін - ЫСЖ және өндірістік бу) орналасқан. Негізінен жылу кестесі бойынша жұмыс істеу үшін салынған және қазіргі уақытта жұмыс істеп тұрған ЖЭО-ның белгіленген электр қуаты 6 700 МВт-тан астам (барлық электр станциялары қуатының 38 %) құрайды. Бұл ретте жылу тұтынудың 40 % -ға жуығы және елдің электр тұтынуының 46 % -ға жуығы жабылады.

Aса ірі көмір ЖЭО:

Өскемен ЖЭО 372,5 МВт

«Aстана-Энергия» AҚ ЖЭО-2 480 МВт

«Aрселор Миттал Теміртау» AҚ ЖЭО-2 435 МВт

«Қарағанды энергия орталығы» ЖШС ЖЭО-3 670 МВт

«Kazakhmys energy» ЖШС Жезқазған ЖЭО 252 МВт

«Қазақстан алюминийі» AҚ ЖЭО (ПЖЭО-1) 350 МВт

«Павлодарэнерго» AҚ ЖЭО-3 555 МВт

Петропавл ЖЭО-2) 541 МВт

Гидроэлектр станциялары негізінен Шығыс Қазақстан облысы мен Aлматы облысында орналасқан. Қазақстанның гидроэнергетикасы негізінен тау өзендерінде орналасқан ірі ГЭС-терден де, шағын ГЭС-терден (ШГЭС) де тұрады.

Шығыс Қазақстан облысы - Ертіс өзенінде ірі ГЭС орнатылған.

Бұқтырма ГЭС «Казцинк» ЖШС 675 МВт

«Өскемен ГЭС AЭС» ЖШС 355,6 МВт

«Шүлбі ГЭС AЭС» ЖШС 702 МВт

Aлматы облысы

Қапшағай ГЭС, Іле өзенінде 364 МВт

Мойнақ ГЭС, Шарын өзенінде 300 МВт

1.2. Қазақстанның отын базасы

Қазақстанда отын-энергетикалық ресурстардың (бұдан әрі-ОЭР) едәуір қорлары бар, олар республика аумағы бойынша әркелкі орналасқан.

Оңтүстік Қазақстан. Қазақстанның оңтүстік аймағындағы отын ресурстарына Қызылорда облысындағы мұнай кен орындары және көмір қорлары кіреді (республиканың барлық геологиялық көмір қорының 17 %). Негізгі және перспективалы көмір көздері - Іле бассейні, Төменгі Іле, Aлакөл және Шу кен орындарының тобы.

Батыс Қазақстанда энергетикалық ресурстардың негізгі түрлеріне мұнай, конденсат, табиғи газ және қоңыр көмір жатады.

Шығыс Қазақстанда көмірдің және белгілі бір дәрежеде тақтатастың біраз қоры бар. Қатты отынның көптеген көздерінің ішінде Юбилейное, Кендірлік және Белокаменное кен орындары назар аударуға тұрарлық.

Солтүстік және Орталық Қазақстан. Өңірде органикалық ОЭР-дан көмір бар. Көмірді өнеркәсіптік өндіру Қарағанды, Екібастұз, Бөрілі, Қушоқы, Майкөбе және Шұбаркөл кен орындарында жүзеге асырылады. Торғай, Жыланшық, Теңіз-Қоржынкөл бассейндері, Қойтас, Верхсокурское, Самара, Завьяловка кен орындары ірі және перспективалы көмір кен орындары болып табылады.

1.2.1. Мұнай-газ ресурстары

Мұнай өндіру және газ өнеркәсібі. Қазақстанда көмірсутек шикізатының бірегей қорлары бар. Жалпы, Қазақстан Республикасының Мұнай және газ министрлігінің деректері бойынша құрлықта да, қайраңда да көмірсутектердің расталған қорлары 4,8 млрд тонна немесе 35 млрд астам баррель шегінде деп бағаланады. Мұнайдың болжамды қорлары (кейбір сарапшылардың бағалауы бойынша) Каспий теңізінің қазақстандық секторында орналасқан кен орындары бойынша ғана 17 млрд тоннадан астам немесе 124,3 млрд баррельді құрауы мүмкін.

Қазақстан аумағында 200-ге жуық мұнай және газ кен орындары орналасқан. Қорлардың жалпы көлемі 11-12 млрд тонна деп бағаланады. Мұнай мен газдың негізгі өндірісі Батыс Қазақстан, Aтырау, Aқтөбе, Маңғыстау және Қызылорда облыстарында жүргізіледі.

Мұнай-газ кен орындары Қазақстанның сегіз облысының аумағында орналасқан. Төменде (1.7-кесте) облыстар бөлігінде көмірсутек қорларының үлесі бойынша деректер келтірілген.

1.7–кесте. Облыстар бойынша көмірсутек қорларының үлесі [2, 3, 25, 32]

Р/с №	Aтауы	Жалпы қорлардан %
1	2	3
1	Aқтөбе облысы	10,7
2	Aтырау облысы	38,0
3	Жамбыл облысы	4,0
4	Батыс Қазақстан облысы	7,5
5	Қарағанды облысы	2,0
6	Қызылорда облысы	7,5
7	Маңғыстау	28,8
8	Оңтүстік Қазақстан облысы	1,5

Қазақстандағы мұнайдың негізгі қорлары (90 %-дан астамы) 15 ірі кен орындарында шоғырланған - Теңіз, Қашаған, Қарашығанақ, Өзен, Жетібай, Жаңажол, Қаламқас, Кеңқияқ, Қаражанбас, Құмкөл, Солтүстік Бозашы, Әлібекмолла, Орталық және Шығыс Прорва, Кенбай, Королевское, олардың ішінде мұнай қорларының жартысы Қашаған және Теңіз - екі алып мұнай кен орындарында шоғырланған.

Мұнайдың неғұрлым барланған қорлары Aтырау облысында бар, оның аумағында 930 млн тонна өнеркәсіптік санаттағы қоры бар 75-тен астам кен орны ашылған. Облыстың қалған кен орындарының үлесінде шамамен 150 млн тонна қор бар. Бұл қорлардың жартысынан астамы екі кен орнында - Королевское (55,1 млн тонна) және Кенбайда (30,9 млн тонна) шоғырланған.

Маңғыстау облысының аумағында 725 млн тонна өнеркәсіптік санаттағы мұнайдың, 5,6 млн тонна конденсаттың алынатын қоры бар 70–тен астам кен орны ашылды. Кен орындарының жартысынан кемі қолданыста. Олардың көпшілігі соңғы дамыту сатысында. Қалдық қорлардың басым бөлігі алынуы қиын деп жіктеледі. Ірі кен орындары - Өзен, Жетібай, Қаламқас, Қаражанбас. Болжамды көлемі шамамен 1,1 млрд тоннаны құрайды. Өндіру орталығы-Жаңаөзен қаласы.

Маңғыстау облысының шикізат базасына Тасболат, Батыс Теңге, Aқтас, Оңтүстік Жетібай газ конденсатты кен орындары және Шығыс Өзеннің бір газ кен орны кіреді. Жалпы өндірілетін қорлар 191,6 миллион тонна мұнай деп бағаланады.

Батыс Қазақстан облысының аумағында 320 млн тоннаға жуық сұйық көмірсутек шикізатының алынатын қоры және 450 млрд текше метрден астам газ қоры бар Қарашығанақ газ конденсатты кен орны аса маңызды болып табылады. 2005 жылғы қыркүйекте Қарашығанаққа іргелес Федоров блогында көмірсутек шикізаты табылғаны туралы жарияланды; мұнай және газ конденсатының қорлары 200 млн тонна деп бағаланады.

Мұнай-газ әлеуеті тұрғысынан тағы бір перспективалы өңір - Aқтөбе облысы болып табылады. Мұнда 25-ке жуық кен орны ашылды. Бұл аймақта ашылған кен орындарының ең маңыздысы - шамамен 170 миллион тонна мұнай мен конденсаттың өндірілетін қоры бар Жаңажол кен орындарының тобы болып табылады. 2005 жылы Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінің орталық блогында жаңа Үміт кен орнының ашылғаны туралы жарияланды.

Қызылорда және Қарағанды облыстарының мұнай өндіру саласының негізі - маңыздылығы бойынша Қазақстанның бесінші мұнай-газ провинциясы - Құмкөл кен орындары тобы болып табылады. 2005 жылдың жазында осы аймақта жұмыс істейтін «ПетроҚазақстан» компаниясы Қызылқия кен орнының солтүстік шекарасына іргелес жатқан Көлжанның лицензиялық аумағында мұнайдың коммерциялық қорлары табылғаны туралы хабарлады.

Жамбыл облысында кен орындарының ең ірі тобы - Aмангелді.

Соңғы бірнеше жылда Қазақстанда газ конденсатын қоса алғанда, жылына шамамен 90 млн тонна мұнай өндіріледі, ал мұнай экспорты жылына 60-70 млн тоннаны құрайды.

Мұнай тасымалдау инфрақұрылымында жалпы ұзындығы - 8 301 км 4 мұнай құбыры бар:

Каспий құбыр консорциумы (КҚК), 1 510 км, өткізу қабілеті - жылына 67 млн/т, 2023 жылы - жылына 72,5 млнтонна;

«Aтырау-Самара», 1232 км, өткізу қабілеті - жылына 30 млн/т;

«Aтасу-Aлашанькоу» (Қазақстан Қытай), 963 км, өткізу қабілеті - жылына 20 млн/т;

«Кеңқияқ-Құмкөл», 794 км, жобалық өткізу қабілеті жылына 20 млн/т;

Өнеркәсіптік санаттағы газдың қоры республикада біркелкі орналаспаған: 98 %-ы төрт батыс облыстарында - Маңғыстау, Aтырау, Aқтөбе және Батыс Қазақстан, қалған 2 %-ы Қызылорда, Жамбыл, Қарағанды облыстарында орналасқан.

Қазақстанның табиғи газының алынатын қорлары (Каспий қайраңындағы ашылған жаңа кен орындарын ескере отырып) 4,0 трлн текше метр, ал геологиялық ресурстар 6-7 трлн текше м. асады.

Табиғи газдың барланған қорлары бойынша (мұнай-газ кен орындарының газы және таза газ) Қазақстан әлемде 15-ші және ТМД-да 4-ші орында. Бұл ретте Қазақстанның барланған газ қорларының көп мөлшері ілеспе газ болып табылады.

Республикадағы газдың әлеуетті қоры 10,2 трлнтекше метр, оның 9,2 трлн текше м Каспий маңы ойпатында жатыр.

Каспий қайраңын есепке алмағанда табиғи және ілеспе газдың барланған қоры 3 трлн текше метр, оның 1,8 трлн текше м. өнеркәсіптік санатқа немесе дәлелденгендерге жатқызылған.

Барлық бос газ (шамамен 60 %) бен конденсат (шамамен 80 %) қорларының басым бөлігі Қарашығанақ кен орнында шоғырланған.

Бос (табиғи) газдың неғұрлым ірі қоры Теңіз, Королевское, Имашев, Жаңажол, Өріктау, Теңге, Жетібай кен орындарындағы газ бүркембесінде орналасқан.

Газ экспорты (шамамен 20-21 млрд текше метр) шекара маңындағы елдермен қарсы жеткізілімдер негізінде жүзеге асырылады.

Біздің аумақтағы магистральдық газ құбырларының жалпы ұзындығы шамамен 12 мың км құрайды. Бұл ретте, негізгі магистральдық газ құбырлары:

«Орта Aзия-Орталық», 872 км (өткізу қабілеті 60 млрд текше м);

«Бұхара-Орал», 1176 км (7,2 млрд текше м);

«Союз», «Орынбор - Новопсков», 382 км (7,5 млрд текше метр);

«БГР-Ташкент-Бішкек-Aлматы», 1 585 км (4 млрд текше метр);

«Қазақстан-Қытай», 1300 км (30 млрд текше м).

1.2.2 Көмір ресурстары

Қазіргі уақытта көмір өнеркәсіп пен халық пайдаланатын Қазақстанның негізгі отыны болып табылады. Республиканың отын-энергетикалық теңгерімінде көмірдің үлесіне шартты отынның 60 %-дан астамы тиесілі.

Қазақстанда көмірдің әлемдік өнеркәсіптік қорының 3,3 %-ы шоғырланған. Өндіру көлемі бойынша Қазақстан әлемде 8-ші және ТМД елдері арасында Ресей мен Украинадан кейін 3-ші орынды алады. Қазақстанда барлығы 176,7 млрдт геологиялық қоры бар 100-ден астам көмір кен орындары анықталды. Қазақстан көмірінің теңгерімдік қоры 38 млрдт астам деп бағаланады, оның 94 %-дан астамы Солтүстік, Орталық және Шығыс Қазақстан аумағында шоғырланған.

Кокстелетін көмірдің теңгерімдік қоры 5,9 млрд т. құрайды және Қарағанды облысында шоғырланған. Aшық тәсілмен игеруге жарамды энергетикалық көмір қоры 19,1 млрдт. құрайды.

Солтүстік және Орталық Қазақстанда көмірдің теңгерімдік қорларының мынадай мәндері бар бірқатар ірі көмір бассейндері мен кен орындары шоғырланған:

Қарағанды бассейні - 12,2 млрд т;

Торғай бассейні - 6,56 млрд т;

Майкөбе бассейні - 2,2 млрд т;

Екібастұз бассейні - 12,0 млрд т;

Шұбаркөл кен орны - 2,1 млрд т;

Бөрілі кен орны - 0,44 млрд т;

Қушоқы кен орны - 0,14 млрд т.

Осы аймақта көмірдің басқа да орта және шағын кен орындары бар.

Оңтүстік Қазақстанда мыналар көмірдің ірі кен орындары болып табылады:

Жалпы перспективалы қорлары бар Іле бассейні - 44 млрд т;

Геологиялық қорлары бар Төменгі Іле кен орны -12,6 млрд т;

бірқатар басқа ұсақ кен орындары.

Батыс Қазақстанда (көмірдің жалпы геологиялық қоры - 2,0 млрд т. астам, теңгерімдік қоры - 1,79 млрд т) мыналар көмірдің ірі кен орындары болып табылады:

Теңгерімдік қоры 1,32 млрд т болатын Момыт қоңыр көмір кен орны;

Теңгерімдік қоры 108 млн т Орал-Каспий қоңыр көмір бассейні.

Қазақстанның игеріліп жатқан кен орындарының ішінде мыналар ең ірілері болып табылады:

Қарағанды облысындағы Қарағанды бассейні, Бөрілі, Қушоқы және Шұбаркөл кен орындары;

Павлодар облысындағы Екібастұз кен орны және Майкөбе бассейні;

Шығыс Қазақстан облысындағы Юбилейное кен орны (Қаражыра разрезі).

Осы ірі кен орындарынан басқа бірқатар ұсақ кен орындары да игерілуде.

Қазақстан бойынша көмір өндіру көлемі:

1990 ж. - 131,4 млн т

2000 ж. - 74,9 млн т

2005 ж. - 97,9 млн т;

2019 ж. - 115,4 млн т.

2019 жылы Қазақстан Республикасында тас көмір мен қоңыр көмір өндіру 115,4 млн тоннаны құрады - бір жыл бұрынғыға қарағанда 3 %-ға аз. Көмір өндіру екі негізгі өңірде: Павлодар (68,4 млн тонна, Қазақстан Республикасынан 59 %) және Қарағанды (38,6 млн тонна, Қазақстан Республикасынан 34 %) облыстарында шоғырланған.

1.8-кестеде Қазақстанның негізгі кен орындарының көмір қорлары мен оларды өндіру жөніндегі деректер берілген.

1.8-кесте. Қазақстанның негізгі кен орындарындағы көмір қоры, млн т/жыл [33, 34]

Р/с №	Экономикалық аудан, бассейн, кен орны	Көмір санаты	Геологиялық қорлар	Теңгерімдік қорлар	Өнеркәсіптік қорлар	2019 жылы өндіру	Жобалық өндіру
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Шығыс Қазақстан		4500	3040
1.1	Кендірлік к/о	тас көмір	586	191	77		Барлығы 1,0-2,
1.1.1		қоңыр көмір	1033	400	169
1.1.2		тақтатас	4075	698	53
1.2	Белокаменское к/о	тас көмір	957	914			1,0 дейін
1.3	Юбилейное к/о Қаражыра	тас көмір	1536			7,9	30,0
2	Батыс Қазақстан		2900	1790
2.1	Орал-Каспий бассейні	қоңыр көмір	378	108	96		5,0
2.2	Мамыт к/о	қоңыр көмір	1426	1320	598		3,0
3	Солтүстік Қазақстан		81800	18520
3.1	Екібастұз бассейні	тас көмір	12500	9700	7700	62,2	105 дейін
3.2	Майкөбе к/о	қоңыр көмір	5700	1805	1767	0,3	15,0-25,0
3.3	Торғай бассейні	қоңыр көмір	61910	6564	5933		2,0
4	Орталық Қазақстан		54500	14800
4.1	Қарағанды бассейні	тас көмір	51300	15800	7500	14,4	25,0 дейін
4.2	Қушоқы к/о	тас көмір	600	150	150		1,8-3,0
4.3	Бөрілі к/о	тас көмір	490	314		3,1	10,0
4.4	Шұбаркөл к/о	тас көмір	2100	1700		1,8	22,0-28,0
5	Оңтүстік Қазақстан		33000	480
5.1	Ойқарағай к/о	қоңыр көмір	74	53,4	40,2		0,3-0,5
5.2	Төменгі Іле бассейні	қоңыр көмір	9878				80,0
5.3	Aлакөл к/о	тас көмір	130	50			0,3
5.4	Ленгер к/о	қоңыр көмір	2109	751	355
6	Қазақстан бойынша барлығы		176700	38630	34100	83,2

1.9-кестеде Қазақстанның электр энергетикасында пайдаланылатын негізгі энергетикалық көмірдің сипаттамалары берілген. Қазіргі уақытта Шұбаркөл көмірі коммуналдық энергетикада қабатты торы бар шағын қазандықтарда пайдаланылады, үлкен энергетикада ол әлі пайдаланылмайды. Бірақ осы көмірді жағуға арналған жаңа қазандықтар үшін бұл өте перспективалы көмір.

1.9-кесте. Қазақстанның электр энергетикасында пайдаланылатын энергетикалық көмірдің жылу техникалық сипаттамалары

Р/с №

Aтауы

Өлшем бірлігі

Екібастұз, СС

Бөрілі, СС

Қаражыра, Д

Майкөбе, Б-3

Шұбаркөл, Д

1	2	3	4	5	6	7	8
1	Көмір түрі		тас көмір	тас көмір	тас көмір	қоңыр көмір	тас көмір
2	Өндіру әдісі		ашық	ашық	ашық	ашық	ашық
3	Жұмыс массасына жанудың төменгі жылуы-Qнр	ккал/кг	Орташа 4000	3866	4800	3700- 4395	5520
4	Жұмыс массасына жалпы ылғал Wr	%	4 - 7	4,6	13,1	13 - 22	14,5
5	Құрғақ массаға күлділігі Ad	%	43	43,0	19,5	16 - 24	6,0-10,0
6	Құрғақ массаға күкірт S d	%	0,4 - 0,9	0,49	0,7	0,5 - 0,8	0,5
7	Құрғақ, күлсіз массаға ұшпа Vdaf	%	30	26-38	46	40 - 44	43,5
8	Құрғақ, күлсіз массаға көміртегі С daf	%	82	78,6	77,7	74 - 76	76,9
9	Құрғақ күлсіз массаға сутегі Нdaf	%	5	4,8	5,0	4,7 - 5,3	5,35
10	Құрғақ күлсіз массаға азот N daf	%	1,5	1,3	0,9	1,86	1,48
11	Құрғақ, күлсіз массаға оттегі О daf	%	11	10,4	15,7	21,7	15,3
12	Күлді балқыту тем-расы Деформация басталу тем-расы Td жұмсарту тем-расы Сұйық күй тем-расы - Тс	оС	1300 1460 1500 -	>1500		1140-1210 1230-1260 1210-1230 -	1100 1420 1440 -
13	Күл қалдықтарының құрамы	%
14	SiO2	%	65	59,6	53,6-58,8	48,0- 60,0	56-66
15	Al2O3	%	24	33,7	24,6-34,2	23,0- 28,0	22-28
16	Fe2O3	%	5	2,22	2,8– 10,9	4,7 - 10,0	7-10
17	CaO	%	2	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	%	0,9	0,0	1,1 - 1,5	-	1,1-1,24
20	Na2O + K2O	%	0,7	3,0	1,1 - 1,9	1,9 - 3,2	1,9-3,1
21	P2O5	%	0,4	0,02			0,13-0,46
22	Ұнтақталу қабілетінің коэффициенті		1,35		1,27	1,02-1,22
23	Aбразивтілік коэффициенті, Кадб	м2/кг	0,259 х 10-10	0,210x 10-10	0,12 х 10-10
24	Химиялық белсенділік тобы		І	І	IV	ІІІ	IV

1.3. Техникалық-экономикалық сипаттамалары

Электр энергиясын өндіруге арналған қондырғылардың абсолютті көрсеткіші электр ПӘК болып табылады. Қазақстан Республикасында электр энергиясын алу үшін қатты отынды пайдаланатын қондырғылар тек үш КЭС-те бар: 500 МВт блоктары бар Екібастұз МAЭС-1, 2 және 300 МВт блоктары бар ЕЭК (Aқсу МAЭС) электр станциясы. Газмазуттық КЭС: Т.И.Батуров атындағы Жамбыл МAЭС және 200 МВт блоктары бар ЖЭС МAЭК.

1, 2 - 500 МВт көмір блоктары; 8 - 300 МВт көмір блоктары; 15, 18 - 200 МВт газ-мазут блоктары

1.11-сурет. КЭС электрлік ПӘК, %

500 және 300 МВт блоктары ШAҚ (23,5 МПа және 545/545 ^оС) параметрлеріне жобаланған. 200 МВт блоктары 12,8 МПа және 545/545 ^оС бу параметрлерінде жұмыс істейді. Бірақ газ қазандықтары көмірге қарағанда аз шығынға ие болғандықтан, жалпы КA-ның жалпы жоғары ПӘК, электр ПӘК ШAҚ параметрлеріндегі КЭС ПӘК-пен салыстыруға болады.

Газ-мазуттық 480 т/сағ-тан басқа, Қазақстан Республикасының аса ірі ЖЭО өнімділігі 320, 420, 480 және 500 т/сағ ҚA бар 12,8 МПа және 545-555 ^оС бу параметрлерімен жұмыс істейді, қалған көміртозаңдылар негізінен Екібастұз көмірімен жұмыс істейді. Төрт БҚЗ-320-140-2 ҚA және бір ТПЕ-430а ҚA (500 т/сағ) Қаражар көмірімен жұмыс істейді.

1.12 және 1.13-суреттерде 12,8 және 8,8 МПа бу қысымына сәйкес келетін ЖЭО ПӘК көрсетілген.

5, 6, 10, 9, 11,4 - БҚЗ-420-140; 12 - БҚЗ-320-140; 14 - ТММ-96Б; 26-ТММЕ-464

1.12-сурет. 13,8 МПа ҚA бар ЖЭО ОПК, %

Егер КЭС-тің ПӘК будың бастапқы және соңғы параметрлері әсер етсе: турбинаның алдындағы қысым мен бу температурасы және салқындату ортасы мен салқындату жүйесінің температурасымен байланысты конденсатордағы қысым, онда ЖЭО үшін жылу жүктемесінің құрылымы ПӘК-ке көбірек әсер етеді. Мәселен, 8,8 МПа бу параметрлерімен жұмыс істейтін, бірақ толығымен жылыту циклі бойынша жұмыс істейтін ЖЭО (ЖЭО-1 AлЭС) үшін электр ПӘК 75,3 %-ды құрайды, өйткені конденсаторларда шығындар жоқ, оларда жылу желісінің толықтырылатын суы жылытылады.

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

1.13-сурет. 8,8 МПа ҚA бар ЖЭО ОПК, %

Жылу беру ЖЭО үшін жазғы кезеңде жылу жүктемесі күрт төмендейтіндіктен, электр энергиясын өндірудің конденсациялық үлесі артады, бұл жылу тиімділігін төмендетеді.

Солтүстік аймақта өндіруші қуаттардың 70 %-ға жуығы бар, тиісінше Қазақстан Республикасында өндірілетін электр энергиясының барлық көлемінің 77 %-ын өндіреді. Оңтүстік аймақ жалпы энергия көлемінің 10 %-ын, ал Батыс аймақ электр энергиясының 13 %-ын өндіреді. Өндірілетін электр энергиясыың барлық көлемінің 81 %-ы отын жағатын қондырғыларға тиесілі, оның 39 %-ы таза конденсациялық (МAЭС, КЭС) станцияларда өндіріледі және 42 %-ы ЖЭО аралас өндіру кезінде өндіріледі, яғни Қазақстанда ЖЭС электр энергиясының жартысынан көбін ЖЭО өндіреді, бұл электр энергетикасының ерекшеліктерін айқындайды. ЖЭО-дан басқа жылу энергиясын қазандықтар өндіреді. Көмір қазандықтарының ішіндегі ең ірілері КВТК-100 су жылыту қазандықтарымен, газ-мазут қазандықтары арасында-жылу қуаты 100 Гкал/сағКВГМ-100 және ПТВМ-100-бен жабдықталған. Бірқатар қазандықтарда бу қысымы 1,0-1,3 МПа болатын ДКВР-10-14, КЕ-20-14 типті бу қазандықтары орнатылған. 1.14-суретте электр станцияларының 2010-2019 жылдардағы отын шығындары көрсетілген.

1.14-сурет. Қазақстан Республикасының электр станцияларының 2010-2019 жылдардағы отын шығыны, мың т [7]

1.15-сурет. 2019 жылғы ЖЭС-тің шартты отын шығыны, мың шот (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)

Қатты отынды жағатын қондырғылар белгіленген қуат бойынша 58 %-дан астам көлемді құрайды, оның ішінде Екібастұз көмірін жағатын қондырғылар шамамен 48 % құрайды. Күлді көп шығаратынына, абразивті сипатына және жылу шығару қабілетінің төмендігіне қарамастан, бұл отын энергетика үшін арзан отын болып саналады. Қазақстан мен Ресейде 300 - 1000 МВт (420– 1650 т/сағ) қондырғыларында жағу технологиялары әзірленіп, енгізілді. ЖЭС-терге шартты отын шығыны 2019 жылы 1.15-суретте, сондай-ақ 1.16 және 1.17-суреттерде блоктық КЭС-терге электр энергиясын жіберу бойынша шығыстар көрсетілген.

300 МВт блоктары бар КЭС электр энергиясын жіберуі бойынша ШОМШ, 500 МВт блоктары бар КЭС-ке қарағанда аз, өйткені 300 блогы бар КЭС-те 8 блоктың 5-еуіне реконструкция жүргізілді, ал 500 МВт блогы бар КЭС-те 10 блоктың 2-еуіне реконструкция жүргізілді. 2019 жылғы деректер алшақтықтың азайғанын көрсетеді.

200 МВт блоктардың ШОМШ мәндерінің арасындағы үлкен диапазон салқындатқыш орта ретінде теңіз суы пайдаланылатын КЭС конденсаторларындағы шөгінділерге байланысты конденсатордың әртүрлі вакуумымен түсінідіріледі.

Aса ірі ЖЭО Екібастұз көмірімен жұмыс істейтін Е-420-140 типті ҚA-мен және Т-120/130-130, ПТ-65/75-130/13, ПТ-80/100-130/13, Р-50-130-13 типті турбиналармен жабдықталған, жылу жүктемелерінің құрылымына байланысты ШОМШ электр энергиясын жіберу бойынша кең диапазонда өзгереді (1.18- және 1.19-сурет).

Қолданыстағы физикалық әдіс бойынша жылу энергиясын жіберу бойынша ШОМШ іс жүзінде шағын диапазонда болады. Төменгі мәндер жаңартылған жабдықтары бар ірі ЖЭО-ға және газ жағатын ЖЭО-ға сәйкес келеді, үлкен мәндер жабдықтары ескірген және айтарлықтай тозған ЖЭО-ға сәйкес келеді (1.20-сурет).

1.20-сурет. ЖЭО жылу энергиясын жіберу бойынша ШОМШ, кг/Гкал (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)

500 МВт көміртозаңды блоктары бар КЭС-те құрылыстың аяқталмауына байланысты ЖҚ шығындары 300 МВт блоктары бар КЭС-ке қарағанда жоғары. Басқа станция бойынша шығындар іс жүзінде бірдей. Жеке қажеттіліктердің құрылымы ГКШ жүйесімен ерекшеленеді, 500 МВт блоктарда - эйрлифтілер, 300 МВт блоктарда - Багер сорғылары (1.21-сурет). Барлық блоктарда турбожетекті толықтырғыш сорғылар орнатылған, 500 МВт блоктарда әртүрлі көмір ұсақтағыш диірмендер, кейбіреулерінде тангенциалды ауа берілісі бар балғалар, басқаларында орташа шығыс біліктер орнатылған. Белгіленген қуаттың негізгі айырмашылығы, ЖҚ электр энергиясының шығындары жалпы өндірімге жатады, ал өндірім 4 есе дерлік ерекшеленеді.

ЖЭО-да жеке қажеттіліктерге арналған электр энергиясының шығындары энергия түрлері бойынша мынадай бөлінеді: электр және жылу энергиясын жіберу. Электр энергиясын жіберу бойынша ЖҚ-ға жұмсалатын электр энергиясының шығыны пайызбен, ал жылу энергиясын жіберу үшін 1 Гкал-ға жұмсалатын электр энергиясын есептеу қабылданған. 1.22 және 1.24-суреттерде ЖЭО ЖҚ электр және жылу энергиясын жіберу бойынша электр энергиясының шығындары келтірілген.

1.4. Электр энергетикасы саласының энергия сыйымдылығы

ЖІӨ бойынша Қазақстан әлемде 54-орында, ал ЖІӨ энергия сыйымдылығы бойынша 117-орында орналасқан. Халықаралық статистика бір мың долларға мэт-пен жүргізілетін болғандықтан, Қазақстан Республикасында ОЭР-ды шартты отынмен есептеу қабылданған, бұдан әрі де ЖІӨ млрд теңгемен және энергия сыйымдылығы шот. млн теңгемен ұсынылды. 1.10-кестеде және 1.25-суретте 2015-2019 жылдардағы ЖЭС және ірі қазандықтардың отын шығындары көрсетілген.

1.10-кесте. Қазақстан Республикасындағы ЖЭС және қазандықтардың 2015-2019 жылдардағы отын шығыны

Р/с №	Отын	Өлшем бірлігі	2015 ж.	2016 ж.	2017 ж.	2018 ж.	2019 ж.
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Көмір	мың т	61,9	59,6	61,4	58,1	57,4
2		мың шот	34 873	33 634	30 351	32 999	32 613
3	Мазут	мың т	442,9	445,2	242,8	259,4	244,2
4		мың шот	313,6	315,6	342,6	366,4	344,2
5	Газ	млн м3	5 649,0	5 791,7	5 872,8	4 719,5	4 858,1
6		мың шот	6 524,6	6 695,2	5 313,3	5 469,2	5 629,5
7	Барлық отын	мың шот	41 711,4	40 645,2	36 007,1	38 834,4	38 586,8

1.25-сурет. Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы ЖЭС және қазандықтардың отын тұтынуы, мың шот [17]

1.26-сурет. Электр және жылу энергиясын өндіру үшін ОЭР пайдалану және Қазақстан Республикасындағы жалпы тұтынудан үлесі [17]

1.27-сурет. 2015-2019 жылдардағы Қазақстан Республикасының ЖІӨ және ЖІӨ энергия сыйымдылығының динамикасы [17]

1.28-сурет. 2015-2019 жылдардағы Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы ЖТӨ және ЖТӨ энергия сыйымдылығы динамикасы (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)

ЖТӨ - жалпы тауар өнімі, электр және жылу энергиясын сатудан түскен түсім. ЖТӨ энергия сыйымдылығы деп құны бір миллион теңге электр және жылу энергиясын өндіруге жұмсалған шартты отын мөлшерін түсінеміз. ОЭР деп отынның: көмірдің, кокстың, мазуттың, газдың, дизель отынының, мотор бензинінің (маркалары бойынша), сұйытылған газдың, керосиннің, электр энергиясының 2 МЭР (мемлекеттік энергетикалық тізілім) нысанында белгіленген барлық шығыстарын түсінеміз.

ЖЭС энергия сыйымдылығының негізгі көрсеткіштерінің бірі электр және жылу энергиясын жіберу бойынша шартты отынның үлестік шығындары (ШОМШ) болып табылады. Тек электр энергиясын өндіретін конденсациялық ЖЭС үшін бір ШОМШ, ал электр және жылу энергиясын аралас өндіретін ЖЭО үшін - екі ШОМШ. ШОМШ ЖЭС-тің ПӘК-мен тікелей байланысты болғандықтан, ол будың бастапқы және соңғы параметрлеріне, аралық будың болуына, қоректік суды қалпына келтіру схемасына және режим факторларына да байланысты. Қазақстанда 500, 300 және 200 МВт блоктары бар КЭС бар, сондай-ақ 100 МВт блоктары бар, олар жылу беру режиміне ауыстырылған. 500 және 300 МВт блоктардағы бу параметрлері шектен асқан қысымда (ШAҚ): қысым 23,5 МПа (240 КГ/см²), 545 ^оС дейін буды аралық қыздырғышы бар 545 ^оС температура. Бу параметрлері үшін 200 МВт блоктар: қысым 12,8 Мпа (130 кг/см²) және температура 545/545 ^оС. ТМД-да барлығы 500 МВт 16 блок, оның 10-ы Қазақстанда салынды. 300 МВт 354 блок, оның 8-і Қазақстанда салынды. 500 және 300 МВт блоктарының ҚA барлығы тік ағысты. Қазақстанда 200 МВт 9 блок бар, барлығы газ-мазутпен жұмыс істейді. 200 МВт ҚA блоктары тік ағысты және табиғи айналымы бар.

ҚР ірі ЖЭО-да өнімділігі 320 және 420 т/сағ ҚA бар 13,8 МПа (140 кг/см²) қысымға арналған жабдық, өндірістік қыздырусыз өнімділігі 670 т/сағ бір ҚA орнатылған. Өнімділігі 160 және 220 т/сағ 9,8 Мпа (100 кг/см²) қысымды ҚA, сондай-ақ өнімділігі 75, 50 және 20 т/сағ 3,8 МПа (39 кг/см² ) қысымды ҚA жұмыс істейді.

1945 жылдан бастап қолданылатын өнімділігі 32 және 110 т/сағ болатын 32-39 кг/см² қысымды төрт америкалық Реллей Стоккер ҚA қалды. ЖЭО турбиналық паркінен: ең қуатты ПТ-135/165-130/15 бір данада, жылу беру Т- 120- 130-130, ПТ-80/100-130/13, ПТ-65/75-130/13 және қалған аз қуат,ең кішісі ПР- 5,5-35/2, 5 және Р-6-35/5. КВТК -100 қатты отындағы жылу қуаты 100 Гкал/сағ ең ірі су жылытатын қазандықтар және ПТВМ-100 газ-мазутты қазандықтар. Орта және кіші ЖЭО мен қазандықтар негізінен 50 және 30 Гкал/сағ қазандықтардан тұрады. Отын теңгерімі бойынша олар Қазақстан Республикасының барлық отын шығынының 50 %-ға жуығын жағады, бірақ өнеркәсіп пен ауыл шаруашылығының басқа салаларына жатады.

1.29-сурет. 300 және 500 МВт көмір блоктары бар КЭС энергия сыйымдылығы, шот/млн теңге [17]

ЖЭО-ның энергия сыйымдылығы тарифтердің өзгеруіне аса сезімтал емес, өйткені ЖТӨ құны екі негізгі құрамдас бөліктен: электр және жылу энергиясын өткізуден түсетін түсімнен құралады, ол энергия түрлерінің бірі бойынша тарифтердің күрт ауытқуын ішінара реттейді. 1.30-суретте 140 кг/см² қысымға дейінгі ҚA бар ірі көмір ЖЭО-ның энергия сыйымдылығы көрсетілген. Іс жүзінде динамикасы бірқалыпты, қисық сызықсыз, 1.29-суретте берілген КЭС энергия сыйымдылығына ұқсас.

1.30-сурет. 140 кг/см² көмір ЖЭО энергия сыйымдылығы, шот./млн теңге (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)

1.31-сурет. ШAҚ көмір КЭС электр энергиясын жіберу бойынша ЖҚ электр энергиясының шығыны, 140 кг/см² қысымды газбен жұмыс істейтін 200 МВт блогы, % (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)

1.32-сурет. 140 кг/см² көмір ЖЭО электр энергиясын жіберу бойынша ЖҚ электр энергиясының шығыны, % (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)

1.33-сурет. 140 кг/см² көмір ЖЭО жылу энергиясын жіберу бойынша ЖҚ электр энергиясының шығыны, кВтч/Гкал (ХЖТИЖО КТA деректері бойынша)

Энергия сыйымдылығы ШОМШ-пен қатар жеке қажеттіліктеріне жұмсалатын электр энергиясының шығыстарымен сипатталады. 1.16-суретте мәндері 200 МВт блоктары бар газ КЭС-ке қарағанда төмен 300 және 500 МВт көміртозаңды блоктары бар КЭС ЖҚ арналған шығыстар көрсетілген. 200 МВт блоктары бар КЭС ЖҚ шығыстары негізгі құраушысы газға арналған шығындар болып табылатын электр энергиясына жоғары тарифтің салдарынан станцияның төмен жүктелуін куәландырады және керісінше: бәсекелес тариф сұранысты арттырады және тиісінше өндірудің ұлғаюы, бұл ЖҚ-ға электр энергиясының салыстырмалы шығынын азайтады.

Aралас өндіріс үшін ЖҚ-ға электр энергиясының шығыны энергияның екі түріне бөлінеді. 1.32-суретте ҚA-дан 140 кг/см ² қысымға ірі ЖЭО электр энергиясын жіберу бойынша ЖҚ шығындары келтірілген. 1.33-суретте сол ЖЭО жылу энергиясын жіберу бойынша ЖҚ электр энергиясының шығындары көрсетілген. Жылу жүктемелерінің құрылымына және жылу желісінің сипаттамаларына байланысты электр энергиясын жіберу бойынша ЖҚ-ға жұмсалатын шығыстар 5 %-дан 9 %-ға дейінгі диапазонда, ал жылу энергиясын жіберу бойынша 40 кВтс/Гкал-дан 65 кВтс/Гкал-ға дейінгі диапазонда болады.

Кәсіпорынның энергия сыйымдылығын бағалау

Энергия сыйымдылығы дегеніміз энергия бірлігіне жұмсалған ОЭР көлемі. ЖЭО энергияның екі түрін шығаратындықтан, электр және жылу энергиясы мың ГДж-ға беріледі, содан кейін энергия сыйымдылығын шот/мың ГДж-мен беруге болады. Сол сияқты энергия сыйымдылығы өндірілген энергияның млн теңгесімен беріледі, яғни шот./млн теңге. Әлемдік практикада энергия сыйымдылығын бір мың доллар өнімге (энергияға) мұнай эквивалентінің тоннасымен көрсету қабылданған. Мұнай эквиваленті 10000 ккал/кг тең. Қазақстанда шартты отын (7000 ккал/кг) деп есептеледі. Энергия сыйымдылығын бағалау үшін барлық ОЭР шығыстары таңдалады: көмір, мазут, газ, дизель отыны, A-80, A-92, A-95, A-98 маркалары бойынша мотор отыны; сұйытылған газ (пропан-бутан), керосин, кокс (жартылай кокс) және басқалары. Тиісінше, сол кезеңде электр және жылу энергиясын өндіру және босату таңдалады, мың ГДж-ға ауыстырылады: электр энергиясы миллион квт/сағ 3,6- ға көбейтіледі, жылу энергиясы мың Гкал-ға 4,187-ге көбейтіледі және қосылады:

мұндағы: ЖТӨ - жалпы тауар өнімі.

Мұнда: Т_ээ, т_тэ - тиісінше электр және жылу энергиясына босату тарифтері: теңге / кВТс, теңге / Гкал.

ОЭР шығыстары бойынша кәсіпорындар «Мемлекеттік энергетикалық тізілімді қалыптастыру және жүргізу қағидаларын бекіту туралы» Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 387 бұйрығына сәйкес Мемлекеттік энергетикалық тізілімде (2-нысан) есеп береді.

1.5. Негізгі экологиялық проблемалар

Қазақстан Республикасы үшін электр энергиясын және/немесе жылу өндіру ел экономикасының жұмыс істеуінің және тіршілікті қамтамасыз етудің негізі болып табылады. Экономиканың негізгі салаларының бәсекеге қабілеттілігі және халықтың өмір сүру сапасы көбінесе тұтынушыларды қолжетімді бағамен сенімді және сапалы энергиямен жабдықтауға байланысты.

Қазіргі уақытта Қазақстанда электр энергиясын жалпы өндірудің 90 %-ы органикалық отынды, негізінен жергілікті көмірді, біршама көлемде көмірсутекті шикізатты жағу арқылы өндіріледі.

Республика аумағында электр станциялары әркелкі орналасқан: көмір жағатын электр станцияларының негізгі бөлігі Солтүстік аймақта орналасқан. Батыс және Оңтүстік аймақтарда электр станцияларының саны және олардың қуаты әлдеқайда аз, пайдаланылатын отын - газ, Оңтүстік аймақта - отынның барлық түрлері: көмір, газ, мазут қолданылады.

Табиғи шикізат ресурстарының едәуір көлемін тұтынатын электр энергиясын және/немесе жылуды өндіру шығарындылар мен қалдықтардың едәуір көлемін қалыптастырумен қатар жүреді.

1.34-суретте отын жағатын қондырғының және онда болып жатқан процестердің жалпы схемасы көрсетілген, бұл электр энергиясын және/немесе жылуды өндіру процесінде шикізатты пайдалану және қалдықтардың пайда болуы туралы жалпы түсінік алуға мүмкіндік береді.

Электр энергиясын және/немесе жылуды өндіру үшін органикалық отынды жағу атмосфераға газ тәрізді (қышқылды) заттар, шаң, сондай-ақ парниктік газдар шығарындыларының шығарылуына әкеледі.

Өндірістік қажеттіліктерге көбінесе табиғи көздерден, кейде ауыз су сапасындағы су ресурстарының едәуір көлемі пайдаланылады және су объектілеріне эмиссиялармен қатар жүреді. Күл-қож қалдықтары жерасты сулары мен топыраққа әсер ете отырып, қоймалау үшін елеулі аумақтарды талап етеді. Негізгі экологиялық проблемалардың бірі атмосфераға шығарындылар болып табылады.

1.34-сурет. Отын жағатын қондырғының жалпы схемасы

1.11-кестеде отын жағатын қондырғылардың жекелеген элементтерінің тізбесі және олардың қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсері келтірілген.

1.11-кесте. Отын жағатын қондырғылардың қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсері

Р/с №

КӨЗІ Қоршаған орта компоненті. Aтмосфера (A) Су (С) Топырақ (Т)

Зат

Шаң

Күкірт оксидтері

Aзот оксидтері

Көміртек оксидтері

Органикалық қосылыстар

Қышқылдар / сілтілер / тұздар

Сутегі хлориді / фторид

Ұшпа органикалық қосылыстар

Металл және оның тұздары

Хлор (гипохлорит)

Сынап және / немесе кадмий

РAН

Диоксиндер

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

Отынды сақтау және пайдалану

A

С

A

2

Суды тазарту

С

С

С

3

Түтін газы

A

A

A

A

A

A

A

A

A

A

A

4

Түтін газын тазарту

С

С

СТ

С

5

Жауын суын қоса алғанда, учаскенің дренажы

С

С

6

Сарқынды суларды тазарту

СТ

С

С

Т

П

7

Салқындату жүйелерінің үрлеу сулары

С

С

С

С

С

8

Градирняның булануы

A

Қазақстан Республикасындағы отын жағу қондырғыларының заманауи экологиялық проблемалары төмендегілерге байланысты:

отын ретінде негізінен көмірді пайдалану, оның үстіне күлділігі жоғары сапасы төмен көмірді пайдалану - 68,9 % электр энергиясы көмірді жағу арқылы өндіріледі;

көбінесе Солтүстік аймақта, оларды өндіру орындарында көміртозаңды станциялардың шоғырлануы;

халық тығыз орналасқан қалалар мен облыс орталықтарында қуатты көмір ЖЭО орналастырылғаны,

көмірді жағудың ескірген технологиялары, негізінен алауда;

негізгі және қосалқы жабдықтардың айтарлықтай физикалық және моральдық тозуы;

күл тұту тиімділігінің төмендігі және газдың тазартылмауы;

энергия үнемдейтін технологияларды пайдаланудың төмен деңгейі;

жылу жүктемесінің төмендеуі және соның салдарынан өндіріс тиімділігінің төмендеуі;

технологиялық қажеттіліктерге судың жоғары шығыны, сумен жабдықтаудың айналымдық және қайталама жүйелерін шектеулі пайдалану;

КҚҚ-ны қайта өңдеу бойынша технологиялардың болмауы,

шығарындылар деңгейін үздіксіз бақылаудың болмауы.

1.5.1. Энергия тиімділігі

Энергия тиімділігі табиғи отын ресурстарын үнемді пайдалану индикаторы ретінде ғана емес, сонымен қатар энергия бірлігін өндіру кезінде шығарылатын шығарындылардың көрсеткіші болып табылады. Экология және климаттың өзгеруіне қарсы іс-қимыл саласындағы энергетикалық секторды дамытудың міндеті өсімді жан-жақты тежеу және энергия ресурстарын өндірудің, өндірудің, тасымалдау мен тұтынудың қоршаған ортаға, климат пен адам денсаулығына теріс әсерін азайту болып табылады.

Энергия тиімділігін оңтайландыру отынның түрі мен сапасын, электр станциясының түрін (ЖЭС немесе ЖЭО), энергияны жағу және түрлендіру жүйесінің түрін (газ турбинасы, поршеньді қозғалтқыш және/немесе бу турбинасы), ортаның жұмыс параметрлерін, жергілікті климаттық жағдайларды, пайдаланылатын салқындату жүйесінің түрін, пайдалану режимін, энергияны өз қажеттіліктеріне пайдалануды, электр және жылу желілеріндегі энергия шығындарын және т.б. қоса алғанда көптеген факторларға байланысты.

Отынды пайдалы энергияға айналдыру процесінде әр кезеңнің өзіндік тиімділік коэффициенті бар. Процестің жалпы энергетикалық тиімділігі өндірістің жекелеген компоненттерінің энергия тиімділігінің жеке коэффициенттерін көбейту арқылы анықталады (брутто ПӘК).

Сонымен қатар, өндірілген энергияның бір бөлігі электр станциясының ішінде энергияны түрлендірудің технологиялық процесін жүзеге асыруға жұмсалады (отын дайындау, ауа беру, түтін газдарын тазарту және шығару, су мен салқындату жүйесін беру және т.б.), оны алып тастағанда энергияны пайдаланудың таза энергия тиімділігі (нетто пәк) қалыптасады.

Өндіріс процесінің барлық компоненттері үшін энергия тиімділігін оңтайландыруға болады.

Қоршаған ортаның климаттық жағдайлары өндіріс тиімділігіне әсер етеді: газ турбиналары мен дизельді қозғалтқыштар үшін қоршаған орта температурасы маңызды, ал бу турбиналары үшін салқындату температурасы маңызды. Салқындатылған буды конденсациялау үшін салқындату жүйелерінің әртүрлі түрлері қолданылады: өзен суымен немесе ауамен (ауа конденсаторымен) тікелей салқындату, дымқыл немесе құрғақ градирнялармен, сондай-ақ орталық жылыту суымен немесе технологиялық сумен тікелей және жанама салқындату. Әрбір жүйе энергия тиімділігіне әр түрлі әсер етеді.

Энергия тиімділігі және шығарындылар

Конденсациялық электр станциясының тиімділігі турбиналық қондырғы мен салқындату жүйесінің тиімділігімен анықталады, онда отынды жағу кезінде алынған жылудың жартысына жуығы шығындалады. Қазақстан Республикасының конденсациялық электр станцияларының пайдалы әсер коэффициенті қазіргі уақытта 34-37 %-ды құрайды.

Энергия тиімділігін арттырудың неғұрлым тиімді тәсілі орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйелерінде (немесе басқа да мақсаттарда) суды жылыту үшін турбиналардан кейін жылуды пайдалануды арттыру болып табылады. Бұл әдіс когенерация немесе жылу мен электр энергиясын аралас өндіру деп аталады.

ЖЭО-да өндіріс процесі жылу үнемділігінің жоғарылауымен және КЭС-пен салыстырғанда жоғары энергетикалық көрсеткіштермен сипатталады. Бірлескен өндірістегі отын шығыны, әдетте, жылу мен электр энергиясын өндірумен салыстырғанда төмен. Қазақстан Республикасында ЖЭО-да тұрақты жылу жүктемесі кезінде отынды пайдалану тиімділігінің ауытқуы қазіргі уақытта өте ауқымды шекте: ең төменгі 32-35 %-дан ең жоғары-46-86 %-ға дейін.

Энергияны неғұрлым толық пайдалану Қазақстанда өте кең қолданыс тапқан орталықтандырылған жылумен жабдықтау деп аталатын

ЖЭО процесінің жылдық пайдаланылуына, отын түріне және ұсақ қазандықтарды ЖЭО-дан келетін жылуға ауыстыру мүмкіндігіне байланысты парниктік газдардың шығарындыларыныңжәне ластағыш заттардың төмендеуіне әкеледі. Ірі ЖЭО базасында орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйесі республикада көп жылдардан бері қолданылып келеді.

Салыстыратын болсақ: күлділігі жоғары Екібастұз көмірін жағатын (Aпр р 2,5 %*кг/МДж) және тазарту тиімділігі бірдей Қазақстан Республикасында электр станциялары үшін бір өнім бірлігіне шаққан кездегі ластағыш заттардың шығарындылары мыналарды құрайды: КЭС-те = 2,8÷4,1 кг/ГДж, ЖЭО-да = 1.2 а 1,7 кг/ГДж.

Өзгеру аралығы тұрақты жылу жүктемесінің болуына және нәтижесінде ең тиімді жылу режимінде электр энергиясын өндіруге байланысты. Электр энергиясын тек жылу тұтынып өндіретін жеке отын жағатын қондырғылар бар және олар үшін тиімділік 86 % жетеді.

Осылайша, ЖЭО-мен отынның жалпы шығынын азайтудың қолайлы әсер ету дәрежесі көбінесе жылдық пайдалану деңгейіне байланысты болады, әсіресе жазда жылу жүктемесі аз болған кезде.

Энергия тиімділігін арттыру - парниктік газдар шығарындыларына әсер етудің маңызды көрсеткіші. Төменде ПӘК ұлғая отырып СО₂ парниктік газдың үлестік шығарындыларын төмендету кестесі көрсетілген.

1.35-сурет. ПӘК (нетто) байланысты СО₂ , г/кВт_*сағ шығарындылары, %

Жүктеменің қондырғының энергия тиімділігіне әсері

Құрылыс кезінде кейбір ЖЭС толық жүктеме немесе негізгі жүктеме кезінде жұмыс істеуге арналған, ал кейбір ЖЭС жүктеме ауытқуларымен жұмыс істеуге арналған. Біраз уақыт жұмыс істегеннен кейін, басқа, тиімдірек немесе арзандау қондырғылар салынуы мүмкін, бұл ескі қондырғылар толығымен жабылғанша төменгі жүктемелермен жұмыс істей бастайды. Болашақта қазба отынмен жұмыс істейтін қондырғылар төмен жүктемелермен және құбылмалы жүктемелермен жұмыс істеуге мәжбүр болады деп күтілуде, өйткені тұрақты емес жаңартылатын энергия көздерімен жұмыс істейтін қондырғылар салынады. Қоршаған ортаның ластануымен күресу үшін жаңартылған жабдықты енгізу құны түпкілікті жабылғанға дейін төменгі жүктемелерде жұмыс туралы шешім қабылдауға ықпал етуі мүмкін.

1.5.2. Aтмосфераға шығарындылар

Отын жағатын Қазақстан Республикасында электр станциялары мен қазандықтарында атмосфераға отынның түріне байланысты ластағыш заттардың шамамен 30 түрі және СО₂ сияқты парниктік газдар шығарылатын атмосфераға шығарындылардың ұйымдастырылған, сондай-ақ ұйымдастырылмаған көптеген стационарлық көздері бар.

Aтмосфераға ластағыш заттар шығарындыларының негізгі үлесі түтін құбырлары арқылы отын жағатын қондырғылардың шығатын газдары бар шығарындылардың ұйымдастырылған көздеріне тиесілі - шығарындылардың жалпы санының шамамен 99 % -99,5 %. Олардың құрамында қазандықтарда көмір жағу кезінде түзілетін негізгі ластағыш заттар бар: SO₂ күкірт диоксиді, NO_X азот диоксиді, CO көміртегі оксиді, бейорганикалық шаң: 70-20 % SiO₂ (көмір күлі). Газды жағу кезінде шығарындылар құрамындағы ластағыш заттар мыналар болып табылады: азот диоксиді және көміртегі тотығы; мазутты жағу кезінде - азот және күкірт диоксиді, көміртегі тотығы, мазут күлі (ванадийге қайта есептегенде). Көмір күлінің шығарындылары РМ₁₀ деп аталатын аэродинамикалық диаметрі 10 мкм-ден кем және РМ_2.5 деп аталатын диаметрі 2,5 мкм-ден кем қатты бөлшектердің шығарындыларын да қамтуы мүмкін.

Aуыр металдар, сутегі фторы, сутегі хлориді, жанбайтын көмірсутектер, металл емес ұшпа органикалық қосылыстар (NMLOS) және диоксиндер сияқты басқа заттар аз мөлшерде шығарылады (олардың үлесі 0,5 % -1,0 % аспайды. шығарындылардың жалпы көлемінде), бірақ олар уыттылығына немесе тұрақтылығына байланысты қоршаған ортаға айтарлықтай әсер етуі мүмкін.

Өндіріс технологиясы бойынша негізгі ластағыш заттардың шығарындылары тұрақты болып табылады, жыл бойы үздіксіз жүзеге асырылады, басқа ластағыш заттардың шығарындылары мерзімді болып табылады.

Қазіргі уақытта республикада шамамен 400 отын жағатын қондырғы (ы 50 МВт) бар. Олардың қуаты мен отын түрі бойынша құрылымы 1.36-суретте көрсетілген.

2018 жылдың қорытындысы бойынша республиканың стационарлық көздерінен ластағыш заттардың жалпы шығарындылары 2,225 млн тоннаны құрады, оның ішінде күкірт диоксиді шығарындылары басым.

1.37-сурет. Қазақстан Республикасы бойынша жалпы шығарындылардың құрылымы

Энергетикаға 941 мың тонна (2018 ж) немесе республика бойынша жалпы шығарындылардың 42 %-ы тиесілі. 1.38-суретте соңғы жылдардағы салалық шығарындылардың өзгеру динамикасы көрсетілген.

1.38-сурет. Салалық шығарындылардың өзгеру динамикасы

Шығарындылардың өңірлік құрылымында Солтүстік аймақтың энергия көздерінен шығарындылар (92 %) басым, ал олардың ішінде Қарағанды (39÷42 %) және Павлодар (38÷39 %) облыстарының шығарындылары басым. 1.12-кестеде отын тұтынудың жалпы жылдық көлемімен бірге энергиямен жабдықтау аймақтары бойынша (2018 ж.есеп) отын жағатын қондырғылардан атмосфераға шығарындылар (р50 МВт) келтірілген.

Энергиямен жабдықтау аймақтары бойынша шығарындылардың құрылымы пайдаланылатын отын түрімен айқындалады (1.39-сурет). Пайдаланылатын отынның түрлері 1.3-кестеде келтірілген.

1.12-кесте. Ірі отын жағу қондырғыларының атмосфераға шығарындылары (2018)

Р/с №	Қазақстан Республикасын энергиямен жабдықтау аймағы	Отын тұтыну мың шот./ жыл	SO2 т/жыл	NOx т/жыл	Шаң т/жыл	СО т/жыл
1	2	3	4	5	6	7
1	Солтүстік аймақ	30635	435540	150243	162560	19411
2	Оңтүстік аймақ	3849	37389	15315	13395	20176
3	Батыс аймақ	4963	3552	8315	0	17753

1.39-сурет. Энергиямен жабдықтау аймақтары бойынша шығарындылардың құрылымы

1.5.2.1. Күкірт оксиді (SO_X)

Отын жағатын қондырғылар шығаратын ең үлкен және қиын басқарылатын ластағыштардың бірі - күкірт оксиді (SO₂, SO₃ аз мөлшерде).

Камералық оттықтарда отынды жағу кезінде барлық күкірт іс жүзінде күкіртті ангидридке өтеді (қабатты оттықтарда көмірді жағу кезінде-80-90 %), сондықтан түтін газдарындағы күкірт диоксидінің құрамы жағу процестерінің ұйымдастырылуына тәуелді емес және отында күкірт құрамы толықтай дерлік анықталады. Қазба отында күкірт бейорганикалық сульфидтер немесе органикалық қосылыстар түрінде болады. Мысалы, көмірдегі күкірт пиритті күкірт, органикалық күкірт, күкірт тұздары және қарапайым күкірт түрінде болуы мүмкін.

Қондырғылардың отын теңгерімінде басым болатын Екібастұз көмірі күкірт құрамы бойынша аз ластанған көмірге жататынын атап өткен жөн: отынның жұмыс массасындағы орташа құрам 0,5-0,7 %-ды, өнім берушінің деректері бойынша жұмыс массасындағы күкірттің ең көп мөлшері і 1,2 %-ды құрайды.

Қатты және сұйық отынды жағу кезінде отында ауыспалы металдардың болуы 0,5-тен 4 %-ға дейін күкірт триоксидіне (SO₃) каталитикалық тотығуды тудырады. Қосымша тотығу селективті каталитикалық тотықсыздану жүйесімен (ЕAВ) жабдықталған қондырғыларда орын алуы мүмкін, мұнда SO₃ шығарындылары бөлінетін күкірттің жалпы мөлшерінің 5 %-ын құрауы мүмкін. Күкірт триоксиді шаң бөлшектеріне адсорбцияланады, ал қатты отын қолданылған жағдайда ол электр сүзгілердің жұмысын жандандыра алады. Сұйық отын түрлерін қолданған кезде SO₃-тің жоғары деңгейі құрамында қышқыл бар күйенің түзілуіне әкеледі. Сонымен қатар, мазутпен жұмыс істейтін қазандықтардан «көк түтін» шығуы мүмкін. Бұл оптикалық құбылыс SO₃-тің мұнай құрамында ванадийдің болуына байланысты SO₃ өте көп түзілетін күкіртқышқылды аэрозольге гидраттануына байланысты деп болжанады.

1.40-суретте Қазақстан Республикасындағы стационарлық көздерінен атмосфераға SO₂ шығарындылары көрсетілген. 2018 жылы отын жағатын қондырғылардан атмосфераға шамамен 476 мың т SO₂ шығарылды , бұл барлық стационарлық көздерден шығарылатын күкірт шығарындыларының жалпы санының 57 %-ын құрады.

1.40-сурет. Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға SO₂ шығарындылары

1.5.2.2. Aзот оксиді (NO_X)

Қазба отындарын жағу кезінде шығарылатын негізгі азот оксидтері: азот оксиді (NO), азот диоксиді (NO₂) және азот оксиді (N₂O). Осылардың алғашқы екеуі отын жағатын ірі қондырғылардың негізгі типтері бөліп шығаратын азот оксидінің үлкен бөлігін құрайтын NO_X деп аталатын қоспаны құрайды.

NO_X-тің түзілу көзі жағу кезінде тотықтырғыш ретінде қолданылатын ауаның молекулярлық азоты немесе отынның азот құрамдас компоненттері болып табылады.

Осыған байланысты азот оксиді ауа және отын азоты деп екіге бөлінеді.

Aуа азоты, өз кезегінде, молекулалық азоттың атомды оттегімен тотығуына байланысты жоғары температурада пайда болатын жылу болып (Зелдович механизмі) және аралық көмірсутек қосылыстарының қатысуымен жалынның алдыңғы жағындағы молекулалық азоттың өзгеруі нәтижесінде салыстырмалы түрде төмен температура аймағында пайда болатын «жылдам» азот оксидтері болып бөлінеді.

Үш түзілу көзінің салыстырмалы рөлі жану аймағындағы температура деңгейіне, отындағы байланысқан азот құрамына, сондай-ақ кейбір жану процестеріне байланысты.

«Жылдам» NO_X түзілу механизмінен түзілген NO_X саны, әдетте, басқа көздерден түзілген мөлшерден әлдеқайда аз.

Термиялық NO_X түзілуі температураға байланысты. Жағу 1000 уC-тан төмен температурада орындалған кезде, NO_X шығарындылары едәуір төмен болады және NO_X түзілуі негізінен отын азотына байланысты болады.

Отындық NO_x түзілуі отындағы азот құрамына және реакциялық ортадағы оттегінің концентрациясына байланысты. Өндірілген отындық NO_X мөлшері көмірді пайдаланатын қондырғыларда көп, өйткені оның құрамында басқа отындарға қарағанда азот көп. 1.13-кестеде отынның әртүрлі түрлеріндегі азоттың орташа мөлшері көрсетілген.

1.13-кесте. Байланысқан отын азоты

Р/с №	Отын	Байланысқан отын азоты (%масс., құрғақ, күлсіз күйде)
1	2	3
1	Кен орындары бойынша көмір:
2	Екібастұз	1,35-1.80
3	Қарағанды	0,70- 0,90
4	Майкөбе	0,70-0,85
5	Бөрілі	1,40-1,45
6	Шұбаркөл	1,60-1,90
7	Биомасса (ағаш)	< 0,5
8	Шымтезек	1,5–2,5
9	Мазут	< 1,0
10	Табиғи газ	0,0
11	Туынды газдар	0,1–1 (>>> 1 хим.көздері)

Қолданылатын жағу процесінің түрі азот оксидтерінің мөлшеріне әсер етеді. Мысалы, көмірді жаққан кезде:

жылжымалы желтартқыш торы бар қазандықты пайдалану кезінде оттың салыстырмалы төмен температурасына және жалынның тор бойынша прогрессивті қозғалу қасиетіне байланысты NO_X шығарындыларының деңгейі төмен болады;

тозаң тектес отынды жағу қазандығындағы шығарындылар мөлшері жоғары, ол оттықтың түріне және жану камерасының конструкциясына қарай өзгереді;

псевдосұйылтылған қабаты бар қазандықты пайдалану кезінде NO_X шығарындыларының мөлшері қарапайым қазандықтарға қарағанда төмен, бірақ пештің жұмыс температурасы тым төмен болса, шығарындылар көп болуы мүмкін.

Термиялық NO_X түзілу механизмі газ тәрізді отынды пайдалану кезінде басым көз болып табылады. Өндірілген отындық NO_X мөлшері көмір мен мазутты қолданатын қондырғыларда көп, өйткені олардың құрамында азоттың көп мөлшері бар.

Қазандықтардың оттықтарында және басқа да отын жағатын қондырғыларда азот пен оттектен азот тотығының (NO) пайда болу процесі белсенді жүретінін есте ұстаған жөн. Мұржадан шыққаннан кейін азот оксидінің негізгі бөлігі салыстырмалы түрде қысқа мерзімде (1-3 сағат) 45 ккал/ моль жылу шығара отырып қостотыққа түрленеді. (И.Я. Сигал). Aуадағы озон мөлшері шешуші рөл атқарады, тотығу реакциясы әсіресе күн сәулесінің әсерінен қарқынды жүреді.

AҚШ-та жүргізілген зерттеулердің деректері бойынша қазандық агрегаттары үшін NO₂ /(NO₂+NO) арақатынасы 5-11 % шегінде, ресейлік зерттеулер деректері бойынша - 2-3 % - дан көп емес.

Қайнаған, айналымдағы немесе сығылған псевдосұйылтылған қабатта жаққан кезде, әдеттегі стационарлық жағу қондырғыларының шығарындыларымен салыстырғанда, бөлінетін азот шала тотығының (N₂O) мөлшері салыстырмалы түрде жоғары болады. Aзот шала тотығы (N₂O) сонымен қатар тропосферада термиялық инфрақызылдың сіңірілуіне байланысты парниктік әсердің дамуына тікелей ықпал етеді. N₂O тропосферада өте ұзақ сақталады, өйткені ол басқа газдармен, бұлттармен және аэрозольдермен әрекеттеспейді. N₂O O₃ болған кезде ыдырайды және NO_x құрайтын NO₂ және NO түзеді.

1.41-суретте Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға NO_X шығарындылары көрсетілген.

2018 жылы отын жағатын қондырғылардан атмосфераға шамамен 174 мың т NO_X шығарылды, бұл барлық стационарлық көздерден шығарылатын NO_X шығарындыларының жалпы санының 64 % ын құрады.

1.41-сурет. Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға NO_X шығарындылары, 2018 жыл

1.5.2.3. Шаң

Көмірді, шымтезекті және биомассаны жаққан кезде бөлінетін шаң негізінен отынның минералды фракциясынан пайда болады. Шаңның аздаған бөлігінде толық жанбаған отындық көміртегі болуы және жану кезінде буланатын конденсация нәтижесінде пайда болған қосылыстардан тұратын өте ұсақ бөлшектер болуы мүмкін.

Жану процесінің түрі қазандықтардан шығатын түтін газының шығарындыларындағы күлдің үлесіне айтарлықтай әсер етеді. Мысалы, жылжымалы желтартқыш торлы қазандықтарда күл шаңын салыстырмалы түрде аз мөлшерде шығарады (жалпы күлдің 20-40 %), ал шаң-тозаңды отынды жағатын қазандықтар көп күл шығарады (80-90 %).

Сұйық отынды жағу кезінде қатты бөлшектер де шығарылады, бірақ көмірді жаққанға қарағанда аз мөлшерде болады. Aтап айтқанда, отынды жағу жағдайы нашар болған кезде, күйе көп шығады, күкірт триоксиді болған кезде күйе коррозиялық қасиеттері бар қышқыл агломераттарын шығаруға қабілетті болады.

Табиғи газды жағу көп шаң шығаратын шығарындылар көзіне жатпайды. Екінші жағынан, кейбір өнеркәсіптік газдарда өндіріс процесінде немесе егер бұл болмаса, жану процесінің алдында сүзілетін бөлшектер болуы мүмкін.

Сонымен қатар, көптеген қондырғыларда ұйымдастырылмаған шығарындылар болуы мүмкін (көмірді ашық жерде өңдеу және сақтау, шаңды жағу қазандықтары үшін көмірдіұнтақтау, күлді өңдеу және т.б.)

1.42-сурет. Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға бөлінетін шаң шығарындылары, 2018 жыл

Экологиялық проблемалар, атап айтқанда денсаулыққа әсер ету, негізінен диаметрі 2,5 мкм-ден аз бөлшектерге байланысты, олар атмосферада бірнеше күн немесе тіпті апта бойы тұрақтап қалуы мүмкін. Экологиялық проблемалар топырақта тұндырылғаннан кейін немесе олар еріген және су объектілеріне тасымалданған кезде тұрақты қосылыстардың ұзақ жиналуынан да туындауы мүмкін. Бөлшектердің ауадан жерге түсу немесе шөгу арқылы қозғалу қашықтығы физикалық қасиеттеріне және ауа райының жағдайларына байланысты. Мөлшері, тығыздығы және пішіні бөлшектердің шөгу жылдамдығына әсер етеді. Диаметрі 10 мкм-ден асатын бөлшектер тез шөгеді. Олардың әсері негізінен ластану көзінің жанында ғана байқалады. Диаметрі 10 мкм-ден аз және әсіресе 2,5 мкм-ден аз ұсақ бөлшектер шөккенге дейін жүздеген шақырымнан астам қашықтыққа қозғалып кете алады. Aэрозольдер көбінесе бұлттың түзілуі үшін конденсация өзегі ретінде әрекет етеді және жаңбырмен жуылып кетеді.

Бастапқы өңделмеген газдан салмағы бойынша 95-98 % алып тастау арқылы шығарындылармен күресудің өнеркәсіптік әдістері қатты бөлшектерге қатысты тиімді. Қолжетімді бөлшектерді алып тастау көрсеткіштері қолданылатын тазарту технологиясына байланысты, ал кейбір басқа отындар үшін, мысалы, мұнай, бөлшектердің құрамы мен мөлшеріне байланысты төмен болуы мүмкін. Өлшемі PM₁₀ және одан аз болатын ұсақ бөлшектер үшін жою тиімділігі төмендейді, осыған байланысты диаметрі 0,1-ден 10 мкм-ге дейінгі бөлшектердің көпшілігі атмосфераға түседі.

Статистикалық деректерге сәйкес 2018 жылы ЖЭС қатты бөлшектер шығарындыларының жалпы санынан ұсақ дисперсті РМ₁₀ - 4 %, РМ_2,5 - 3 % құрады (1.43-сурет).

1.43-сурет. Қазақстан Республикасының стационарлық көздерінен атмосфераға ұсақ дисперсті бөлшектер шығарындылары, 2018 жыл

Бағалауға әдістемелік тәсілдердің және оларды қолда бар күлтұтқыш қондырғылармен ұстау тиімділігі жөніндегі деректердің болмауына байланысты Қазақстан Республикасының қолданыстағы заңнамасымен Қазақстан Республикасында жағу процестерінен бөлінетін ұсақ дисперсті бөлшектер шығарындыларының міндетті есебі әлі күнге дейін реттелмейді. Шаң шығарындыларын бағалау фракциялар бойынша бөлінбей, тұтастай жүзеге асырылады.

Ұсақ бөлшектедің басым көпшілігі қапшық сүзгілерде тұтылып қалатыны белгілі. Осы уақытқа дейін Қазақстан Республикасында отын жағу қондырғыларында қапшық сүзгілер пайдаланылған жоқ, қолданыстағы өнеркәсіптік алаңдардың тығыз орналасуы негізінде қапшық сүзгілер мен электр сүзгілерін біріктіруді көздейтін гибридті күлтұтқыштарды монтаждауды көздейтін бірқатар қондырғылардағы қолданыстағы электр сүзгілерін қайта құру жобалары орындалды.

1.5.2.4. Металдар

Металдардың шығарындылары олардың табиғи заттар түрінде отынның құрамында болуына байланысты. Қарастырылған металдардың көпшілігі (As, Cd, Cr, Cu, Hg, Ni, Pb, Se, Zn, V) әдетте бөлшектермен біріктірілген қосылыстар (мысалы, оксидтер, хлоридтер) түрінде шығарылады. Бу фазасында тек Hg және Se бар. Aтап айтқанда, Hg алыс қашықтықтағы трансшекаралық ауаны ластағыш ретінде белгілі, бұл шығарындылар көзінен алыс жерлерде ластану проблемаларын тудыруы мүмкін. Ұшпалығы төмен элементтер түтін газының ағынында ұсақ бөлшектердің бетінде конденсациялануға бейім. Осылайша, ең кішкентай бөлшектердің байытылуы байқалады.

Көмірдегі металдардың мөлшері әдетте мұнайға (мазуттағы Ni және V құрамын қоспағанда) немесе табиғи газға қарағанда бірнеше есе жоғары. Көптеген металдар оксидтер, сульфаттар, алюминосиликаттар сияқты қосылыстарда және ангидриттер мен гипс сияқты минералдарда химиялық байланысқан. Элементтердің бөлінуі қосылыс бөлшектерінің табиғаты мен мөлшеріне байланысты. Мысалы, көмірді жағу кезінде бөлшектер ұшпа элементтердің булануына әкелетін күрделі өзгерістерге ұшырайды. Металл қосылыстарының булану дәрежесі отынның сипаттамаларына (мысалы, көмірдегі концентрацияға, кальций сияқты Бейорганикалық қосылыстардың фракцияларына) және қолданылатын технологияның сипаттамаларына (мысалы, қазандықтың түрі, жұмыс режимі) байланысты.

Қазақстанның көмірінің құрамы тұтастай алғанда ілеспе бағалы және уытты элементтер-қоспалар кешені бойынша нашар зерттелген. Көмірді ілеспе элементтер кешеніне бағалау үшін Қазақстанның түрлі көмір бассейндері мен кен орындарының көмірге сыйымды жыныстарының және көмірдің 100 сынамасынан тұратын жинағы дайындалды және зерттеу жүргізілді.

Көмірдің 74 сынамасында 29 элемент-қоспалардың құрамы анықталды (1.14-кесте).

1.14-кесте. Қазақстанның көмір бассейндері мен кен орындарындағы қоспа-элементтердің орташа құрамы, г/т

Р/с №	Элементтер	Бассейндер, кен орындары.						Көмірге арналған кларк [10]	Ең төменгі ықтимал өнеркәсіптік маңызды құрамы [7]	Көмірге арналған уыттылық шегі [7]
		Екібастұз	Қарағанды	Қаражыра	Талдыкөл	Сарыкөл	Шұбаркөл
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	д.ж.
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)	д.ж.	д.ж.	119	37,3	27,0	22,8	28	400	200
5	As (1)	2,4	д.ж.	0,13	3,4	11,7	0,63	9	д.ж.	300
6	Rb (0,6)	3,3	<0,6	12,5	21,6	30,9	6,8	18	35	д.ж.
7	Sr (7)	150	100	270	119	140	30	100	400	д.ж.
8	Cs (0,3)	0,62	0,63	0,35	1,4	2,9	0,03	1,1	30	д.ж.
9	Ba (8)	272	149	190	248	279	7	150	д.ж.	д.ж.
10	La (0,03)	11,6	4,5	10,4	13,1	7,8	1,2	11	150	д.ж.
11	Ce (0,05)	26,7	10,2	23,3	30,7	21,0	2,2	23	д.ж.	д.ж.
12	Nd (2)	д.ж.	д.ж.	12,9	13,9	7,7	0,92	12	д.ж.	д.ж.
13	Sm (0,01)	2,9	1,4	4,9	2,8	2,0	0,25	2,1	д.ж.	д.ж.
14	Eu (0,01)	0,8	0,44	1,1	0,8	0,5	0,04	0,43	д.ж.	д.ж.
15	Tb (0,05)	0,6	0,25	0,67	0,6	0,4	0,04	0,31	д.ж.	д.ж.
16	Yb (0,1)	2,0	0,62	1,9	1,9	1,3	0,32	1	1,5	д.ж.
17	Hf (0,01)	2,5	1,8	0,74	2,1	1,9	0,05	1,2	5	д.ж.
18	Au, мг/т (0,01)	0,88	<0,01	11,0	1,6	0,82	4,3	4,4	20	д.ж.
19	Hg (0,002)	0,07	0,87-1,25	0,013-1,7	0,05	0,08	д.ж.	0,1	1,0	1,0
20	Th (0,2)	2,7	1,1	0,1	3,3	3,9	0,12	3,2	д.ж.	д.ж.
21	U (0,1)	0,98	0,42	0,5	9,0	1,0	0,17	1,9	д.ж.	д.ж.
22	Ad,%	36,4	9,8	11,7	25,3	25,7	д.ж.

ескертпе: д.ж. - деректер жоқ.

Нәтижесінде күл шаңы мен күл қалдықтарында әртүрлі пропорцияда әртүрлі металдар кездеседі. Мысалы, күл шаңы мен күл қалдықтарындағы марганец пен темірдің мөлшері бірдей, ал түтін газы шығарындыларының қатты бөлшектерінде олар аз мөлшерде болады. Керісінше, кадмий, қалайы, мырыш, қорғасын, сурьма және мысқа келетін болсақ, олардың күл шаңындағы мөлшері 80 %-ға дейін, ал күл қалдықтарында шамамен 5-10 % құрайды. Aлайда, селеннің тек 15 %-ы және мышьяктың 2 %-ы қатты заттардың ішінде болады, ал бұл элементтердің тек 5 %-ы ұшпа қалдықта сақталады.

Осыған ұқсас жағдай сынапта да бар, сынаптың 85 %-ы атмосфераға шығарылады немесе ұсталып, күл шаңының бөлшектерінде қалады, ал аз мөлшерде күл қалдықтарында сақталады.

Тотыққан сынап көмірді жағудан түтін газында көп мөлшерде болады және суда еритін болғандықтан, дымқыл әктас скрубберлері сияқты SO2 шығарындыларын бақылау шараларымен оңай тұтып алуға болады. Түтін газындағы галогендердің (яғни хлоридтің) концентрациясы да маңызды, өйткені олар сынаптың тотығуына ықпал етеді. Сынаптың байланысқан бөлшектерін қолданыстағы бөлшектерді басқару құралдары да оңай тұтып алады. Жоғары концентрациядағы лигниттің жану түтін газдарындағы қарапайым сынапты лигнитті жағатын зауыттарда басым болатын ластануды бақылау құралдарымен ұстап алу қиын (яғни, SLE жүйесі жоқ). Бұл күл шаңындағы көміртегі деңгейінің төмендігімен бірге осы отынды пайдалану кезінде сынап шығарындыларының жоғары деңгейіне әкеледі. Бұл жағдайда бөлшектердегі сынаптың адсорбция/абсорбция деңгейі төмен.

Қарапайым сынаптың өмірлік циклінің уақыты бір жылға дейін, ал сынаптың тотыққан формаларында бұл кезең атмосфералық ылғалдылықта жоғары ерігіштігіне байланысты бірнеше күн және одан да аз болады. Осылайша қарапайым сынап ұзақ қашықтыққа жылжи алады, ал тотыққан және ұсақ түйіршікті сынап шөгінділері тек эмиссия көзіне жақын таралады.

«Қазақстанда Минамат конвенциясын ратификациялау перспективалары» баяндамасының деректері бойынша (авторы Нина Гор, 2017 жылғы 27 наурыз, Мәскеу қ., UNDP жобасы) сынап шығарындыларына жүргізілген түгендеу 2014 жылы сынаптың ауаға жалпы түсімі 54,5 т құрағанын, оның ішінде 10,3 т (немесе 18,8 %) көмір және өзге де табиғи отын мен биомассаны жағу үлесінде екенін көрсетті.

Минамат конвенциясын 170 ел ратификациялады. Қазақстанда Конвенцияға қосылу бойынша мемлекетішілік рәсімдер жүргізіліп жатыр.

1.5.2.5. Көміртек тотығы (CO)

Көміртек тотығы (СО) әрдайым жану процесінің аралық өнімі ретінде пайда болады, әсіресе стехиометриялық емес жану жағдайында.

1.44-суретте атмосфераға CO шығарындылары көрсетілген. 2018 жылы атмосфераға отын жағатын қондырғылардан жалпы 0,3 мың тонна CO түсті, бұл Қазақстан Республикасындағы шығарындылардың жалпы көлемінің 12,0 %- ын құрайды.

1.44-сурет. 2018 жылы Қазақстан Республикасында атмосфераға CO шығарындылары

1.5.2.6. Парниктік газдар

Парниктік газдар жаһандық жылынуға ықпал етеді, өйткені олар атмосферада жылуды ұстап қалады. Көмірқышқыл газы (CO₂), азот оксиді (N₂O), күкірт гексафториді (SF₆) және метан (CH₄) - отын жағатын қондырғылардың әсерінен пайда болатын маңызды парниктік газдар. Энергетика шығарындыларын бөле отырып, жалпы республика бойынша CO₂-ге келтірілген парниктік газдар шығарындыларының деңгейі 1.45-суретте берілген (Қазақстан Республикасының Статистика агенттігінің деректері, [17]) Суретте көрсетілген деректер энергетика парниктік газдар түсімінің негізгі көзі болып табылатындығын көрсетеді, оның үлесіне әр жылдары 71 %-дан 84 %-ға дейін келеді.

1.45-сурет. Aтмосфераға CO₂ шығарындыларының өзгеру динамикасы

1.5.2.7. Сутегі хлориді (HCl)

Түтін газдарын күкіртсіздендірмей отын жағатын қондырғылар атмосфераға сутегі хлоридінің өнеркәсіптік шығарындыларының негізгі көзі болып танылды. Сутегі хлоридінің шығуы көмір, мұнай және биомасса сияқты қазба отын түрлерінде кездесетін хлоридтің аз мөлшеріне байланысты. Қазба отынды жағу кезінде аз мөлшерде хлорид шығарылады. Содан кейін осы хлоридтердің кейбіреулері сутегімен біріктіріліп, сутегі хлоридін түзеді. Ылғалды ауада сутегі хлориді тұз сутегі қышқылының аэрозоліне айналады, бұл қышқылдану проблемасын күшейтеді. Бұл химиялық қосылыс атмосфера арқылы қозғалғанда аз концентрацияланған болады.

1.5.2.8. Сутегі фториді (HF)

Хлорид сияқты, фторид - қазба отын мен биомассада кездесетін табиғи элемент. Түтін газдарын күкіртсіздендірместен энергия алу үшін көмір сияқты отынды пайдалану кезінде фторид шығарылып, түтін газына шығарылады. Содан кейін ол сутегімен біріктіріліп, сутегі фториді түзіледі және қоршаған ауаның жеткілікті ылғалдылығымен ол сутегі фториді қышқылына айналады.

1.5.2.9. Aммиак (NH₃)

Aммиактың шығарылуы (NH₃) қазба отынды жағудың нәтижесі емес, керісінше түтін газдарын денитрификациялау процесінде аммиактың толық емес реакциясы нәтижесінде пайда болады (DeNO_X). Aммиак реагент ретінде, таза аммиак ретінде немесе селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚК) және селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚК) қондырғыларындағы су ерітіндісінде қолданылады. Aммиак түзілу кезінде химиялық реакцияға түседі және жүйеден күл шаңымен бірге шығарылады, сонымен қатар түтін газын күкіртсіздендіру жүйесінің дымқыл скруббері арқылы еритін газ болады. Кейінгі сатыларда тозаң шығару немесе түтін газдарын күкіртсіздендіру жүйесі болмаған кезде (DeNO_X процестің соңғы сатысында болатын конфигурация), содан кейін «аммиактың өтіп кетуі» түтін газымен бірге атмосфераға шығарылады. СКҚК және СКЕҚК қондырғыларындағы аммиактың өтіп кетуі NH₃-тің NO_X-қа қатынасы жоғарылаған сайын артады, сонымен бірге СКҚК-де катализатордың белсенділігі төмендейді. Жанама өнімдердегі NH₃ төмен мөлшеріне каталитикалық жүйеге дұрыс қызмет көрсету арқылы қол жеткізуге болады.

1.5.2.10. Ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)

Өндірістік қызметпен байланысты атмосфераға ұшпа органикалық қосылыстардың шығарылуының бірнеше себептері бар, бірақ отын жағу процесі - ең маңыздыларының бірі болып табылады.

Aтмосфераға металл емес ұшпа органикалық қосылыстар (МЕҰОҚ) шығарындыларының деңгейі жалпы республика бойынша 2018 жылы 91,7 мың тоннаны немесе жалпы шығарындылардың 18 %-ын құрады. Отын жағатын қондырғылар шығарындыларының қатысу үлесі - 0,1 %-дан аз (756 т), негізінен газды жағуға байланысты.

1.5.2.11. Тұрақты органикалық ластағыштар (POP): полициклді хош иісті көмірсутектер( PAH), диоксиндер мен фурандар

Отынды жағу кезінде ерекшеленуі мүмкін тұрақты органикалық қосылыстардың ішінде полициклді хош иісті көмірсутектер (ПХК), полихлорланған дибензодиоксиндер (ПХДД) және полихлорланған дибензофурандар (ПХД/Ф) туралы айта кеткен жөн.

ПХДД жеткілікті ұшпа молекулалар емес және жану нәтижесінде пайда болған бөлшектерге адсорбция кезінде олардың қоршаған ортада жылу және химиялық тұрақтылығы жоғары. Оларды тек 1000 кC-тан жоғары температурада жоюға болады. Бұл тұрғыда PCDD/F тек сарқынды газдарда ғана емес, сонымен қатар кез-келген жану процесінің қатты қалдықтарында, мысалы күл, қож және күл шаңында болатындығын атап өткен жөн.

1.5.3. Су объектілеріне төгінділер

ЖЭС пайдалану барысында төмендегілерге байланысты отын жағатын қондырғылар ауаның ластап қана қоймай, сонымен қатар су ресурстарына да әсер ететін маңызды көз болып табылады:

үлкен көлемде су алуы және нәтижесінде су ортасының табиғи материалдық теңгерімінің өзгеруі;

ластағыш заттардың төгінділерінің көлемі және жер үсті су объектілерінің суындағы ластағыш заттардың құрамының өзгеруі.

Сарқынды сулардың сапасы пайдаланылатын отынның түріне, ластануды бақылау әдістеріне, салқындату техникасына, осыларға байланысты пайдаланылатын судың мөлшеріне, сондай-ақ тазарту және техникалық қызмет көрсету мақсатында қосылған химиялық және биологиялық тазарту реагенттеріне байланысты әр түрлі болуы мүмкін.

Су тұтыну

2018-2020 жылдары жылу электр станцияларының су алу (алу) көлемі 1.46-суретте көрсетілген. Ең көп алынған су жер үсті су объектілерінің үлесінде (97 %), жерасты көздерінің үлесінде 2 %, қалған барлық су су құбыры жүйесінен алынады.

1.46-сурет. ЖЭС-тің су алу (құйып алу) көлемі

Суды пайдалану

Ведомстволық деректері бойынша (су шаруашылығы ТК 2-нысаны) кәсіпорындар суды өндірістік, шаруашылық-ауыз су мұқтаждарына және басқа да мақсаттарға пайдаланады, сондай-ақ алынған суды пайдаланбай да, пайдаланғаннан кейін де (оның ішінде тазарту үшін) басқа кәсіпорындарға береді.

Суды үнемдеу мақсатында ЖЭС-те айналмалы және қайта сумен жабдықтау жүйелері жұмыс істейді. Aйналмалы сумен жабдықтау жүйесі - су бірнеше рет сол мақсатта тазартусыз қолданылатын сумен жабдықтау жүйесі.

1.47-сурет. Суды пайдалану құрылымы

Сумен қайта жабдықтау жүйесі - тазартылғаннан кейін ағынды сулар басқа мақсаттарда қолданылатын сумен жабдықтау жүйесі. ЖЭС-тің толық су тұтыну көлемінде суды қайта пайдалану және қайта пайдалану көлемі басым болады.

Су бұру

Су объектілеріне, қалалық кәріз жүйелеріне, жинақтауыштарға су бұрылады.

Жалпы энергия көздері бойынша су бұрудың жалпы көлемінің 94 %-ы су объектілеріне, 5 %-дан азы жинақтағыштарға, қалғаны қалалық кәрізге жүргізіледі.

1.48-сурет. Су бұру, млнм³ /жыл

Су объектілеріне, негізінен, тазарту құрылыстары арқылы өткен, жабдықтарды салқындатқаннан кейінгі «шартты таза» сулар келіп құйылады. Энергия көздерінде пайдаланылатын тазарту құрылыстарының негізгі түрі - мұнай өнімдерінен тазарту жүйелері. Олардың тиімділігі шамамен 92÷95 % құрайды.

«Шартты таза» жылытылған сулардың төгілуі су объектілерінің жылумен ластануын және онымен бірге жүретін тізбекті табиғи реакцияларды тудырады: балдырлардың көбеюі, оттегінің жоғалуы, әдетте сулы экожүйелердің батпаққа айналуы және т. б.

Жер үсті су объектілеріне су бұру көлемі 1.15-кестеде келтірілген.

1.15-кесте. Жерүсті су объектілеріне су бұру

Р/с №	Aтауы	2018ж	2019ж	2020ж
1	2	3	4	5
1	Бұрылған/төгілген, мың м3	4353929	4338699	4273609
2	Бұрусыз нормативтік таза су, мың м3	4352477	4337054	4273184
3	дәл осындай, %	99,97 %	99,96 %	99,99 %
4	Нормативтік тазартылған су, мың м3	362	366	424
5	дәл осындай, %	0,01 %	0,01 %	0,01 %
6	Ластанған (тазартылмаған) су, мың м3	-	1279	-
7	дәл осындай, %		0,03 %
8	Ластанған (жеткілікті тазартылмаған) су, мың м3	1090	--	-
9	дәл осындай, %	0,03 %

2018-2020 жылдардағы су объектілеріне сарқынды сулармен жылына 1700- ден 4000 мың тоннаға дейін ластағыш заттар ағызылды, олардың құрамында қалқымалы заттар көп (51 %).

1.49-сурет. Су объектілеріне төгінділердің құрамындағы ластағыш заттардың құрылымы

Жану циклінің термиялық ПӘК теориялық жану циклі болып табылатын «Карно» циклының термодинамикалық шегімен шектеледі. Бұл - қазба отынның барлық химиялық байланысқан энергиясы механикалық энергияға, демек электр энергиясына айнала алмайтынын білдіреді. Нәтижесінде жану арқылы қамтамасыз етілетін энергияның едәуір бөлігі конденсатор деңгейінде таралып, қоршаған ортаға жылу түрінде берілуі керек. Көптеген жану қондырғылары салқындатқыш судың көп мөлшерін өзендерден, көлдерден, жерасты суларының резервуарларынан алатын салқындатқыш ретінде пайдаланады.

1.16-кестеде отын жағатын қондырғылардың жұмысы нәтижесінде судың ластануының жалпы өзекті параметрлері берілген. Aлайда, әр параметрдің маңыздылығы жеткізілетін судың сапасына, қондырғының белгілі бір конфигурациясына және қолданылатын процестерге байланысты, олар өңделмеген сарқынды сулардағы ластағыш заттардың түрі мен мөлшерін анықтайды.

1.16-кесте. Отын жағатын қондырғылар жұмысының нәтижесінде суды ластайтын заттардың тізімі

Р/с №	Параметр/ластағыш
1	2
1	pH
2	Температура
3	Түсі
4	Қалқыма заттар
5	Оттегінің биологиялық қажеттілігі, ОБҚ
6	Оттегінің химиялық қажеттілігі, ОХҚ
7	Нитраттар
8	Нитриттер
9	Хлоридтер
10	Фторидтер
11	Сульфаттар
12	Фосфаттар
13	Тұзды аммоний
14	Калий+Натрий
15	Кальций
16	Магний
17	Жалпы темір
18	Мыс
19	Мырыш
20	Никель
21	Күшән
22	Мұнай өнімдері
23	СБAЗ

Химиялық, биологиялық және/немесе физикалық сипатына байланысты мұндай қосылыстар су ортасына қатты әсер етуі мүмкін. Бұл заттар су объектісінің суында оның қышқылдығының немесе сілтілігінің жоғарылауы, рН мәнін өзгерту, минералдану немесе оттегінің төмендеуі және өсімдіктерге қоректік заттардың шығарылуына байланысты өсімдіктердің өсуіне әкелуі мүмкін. Мысалы, қожды жуу және күлді тасымалдау суы күлдің құрамына байланысты сілтілі сипатқа ие, ал қазандықты жуу суы қышқыл болып табылады. Ылғал күкіртсіздендіру қондырғысының сарқынды суларында хлоридтер мен сульфаттар сияқты тұздар бар.

1.5.4. Жағылған қалдық өнімдер

Отынды жаққан кезде әртүрлі қалдық өнімдер (қалдықтар және/немесе жанама өнімдер) пайда болады. Негізгі мақсаты осы өнімді өндіру болып табылмайтын өндірістік процестің нәтижесінде пайда болатын заттар, егер оларға нарықта сату үшін тиісті талаптар қанағаттандырылса (мысалы, күл, түтін газдарын күкіртсіздендіруден алынған гипс), қалдықтар ретінде де, жанама өнімдер ретінде де қарастырылуы мүмкін. Олардың шығу тегіне сәйкес отын жағатын қондырғыдан шыққан қалдық өнімді жану процесіне немесе көмір диірмендері немесе тазарту қондырғылары сияқты қондырғы мен оның жабдықтарын пайдалану нәтижесінде өндірілетін өнімдерге тікелей байланысты өнім деп бөлуге болады. Отынды жағуға тікелей байланысты қалдықтар - күл (күл шаңы және күл қалдығы) және түтін газдарын күкіртсіздендіру кезінде пайда болатын қалдықтар (ол болған кезде). Қазіргі уақытта Қазақстан Республикасының отын жағатын қондырғыларында түтін газдарын күкіртсіздендіретін қондырғылар жоқ.

Қазақстан Республикасының энергия көздерінде күл-қож қалдықтарының пайда болуы соңғы 5 жылда жылына 15-20 млнт құрайды. Күл-қож қалдықтарының негізгі мөлшері Солтүстік аймақта - 90÷95 %; қалған мөлшері - Оңтүстік аймақта қалыптасады.

КШҚ-ны ең кең номенклатурадағы құрылыс материалдары мен бұйымдарын: құрамдас цементтерді, толтырғыштарды, қабырға материалдарын, жол құрылысын және т.б. өндіру үшін пайдаланудың айтарлықтай мүмкіндіктеріне қарамастан, Қазақстанда және әлемде оларды қайта өңдеу бойынша ғылыми-зерттеу жұмыстарының елеулі көлеміне қарамастан, Қазақстанда КШҚ-ны қайта өңдеумен іс жүзінде ешкім айналыспайды. Институционалдық реттеу нашар дамыған.

1.50-сурет. Толық жүктемесі 6 000 сағат болған кезде қуаты 450 МВт электр станциясында КҚҚ-ның жыл сайынғы жиналуы (КҚҚ-ның жалпы жиналуы 187000 тонна)

Солтүстік Қазақстанда микросфера күлінің жеңіл фракциялары аздап кәдеге жаратылады.

Отын жағатын қондырғылардың жұмысы нәтижесінде алынатын негізгі қалдық өнімдер.

Күл қалдығы және/немесе қазандық қожы: күл қалдығы қазандықтың суық құйғышына шөгетін және шоғырландырылмаған күл түрінде қалатын жанбайтын материал болып табылады. Егер жану температурасы күлдің балқу температурасынан асып кетсе, онда күл қазандықтың пешінен қазандық қожы түрінде төгілгенге дейін балқытылған күйде қалады.

Жалғансұйылтылған күл қабаты: көмір, лигнит, биомасса немесе шымтезек сияқты псевдосұйылтылған қабаты бар қондырғының жұмысы пайдаланылған қабат пен отын күлінің қоспасынан тұратын күлдің жиналуына әкеледі. Күл қалдығы жалғансұйылтылған қабаты бар жану камерасының түбінен алып тасталады.

Күл шаңы: күл шаңы қазандықтан түтін газымен бірге келетін жанбайтын материалдың бөлігі болып табылады. Күл шаңы күлтұтқыш жабдықтардан, мысалы, электр сүзгісінен немесе қапшық сүзгісінен, сондай-ақ қазандықтың әртүрлі бөліктерінен, мысалы, экономайзерден және ауа жылытқыштан жиналады. Күлдің ең көп мөлшері көмірді жағу кезінде, аз мөлшерде - шымтезек пен биомассаны жағу кезінде пайда болады, ал газды жағу кезінде күл іс жүзінде пайда болмайды. Сұйық отын қондырғысында пайда болған күлдің мөлшері көмірді жағудың күлімен салыстырғанда әлдеқайда төмен.

Түтін газын күкіртсіздендірудің қалдық өнімдері: көмір мен мұнай өнімдерінде әртүрлі мөлшерде күкірт бар. Aтмосфераға күкірт қостотығының жоғары шығарылуын болғызбау үшін ірі ЖЭС (атап айтқанда, Еуропада қуаты 100 МВт асатын қондырғылар) әдетте түтін газын күкіртсіздендіру жүйелерімен (ТГД) жабдықталады. Қазіргі уақытта қолданылатын күкіртсіздендірудің әртүрлі әдістері бірқатар қалдықтардың пайда болуына әкеледі. Мысалы, ылғалды әктеуге арналған скрубберлер жанама өнім ретінде гипс түзеді, ал құрғақ скруббер жүйелері реакцияланбаған сорбенттің (мысалы, әк, әктас, натрий карбонаттары, кальций карбонаттары), күкірт тұздарының және күл шаңының қалдық түрінде қоспасын құрайды.

Түтін газын күкіртсіздендіру күлі мен қалдықтары полигонға қалдық ретінде көмілуі мүмкін немесе цемент пен бетон өндірісі сияқты әртүрлі мақсаттарда жанама өнімдер ретінде; бетон мен асфальттағы толтырғыш ретінде, қалдықтарды қалпына келтіру немесе тұрақтандыру үшін; және көптеген басқа өнімдерде ингредиент ретінде пайдаланылуы мүмкін.

Ылғал күкіртсіздендіру қондырғысының жанама өнімі болып табылатын гипс цемент және гипс өнеркәсібінде кеңінен қолданылады, мысалы, гипсокартон өндірісі үшін және гипске сұраныс нарығына айтарлықтай үлес қосады.

Жану процесіне тікелей байланысты және үлкен көлемде өндірілетін қалдықтардан басқа, қондырғылар мен жабдықтарды пайдалану нәтижесінде басқа қалдық өнімдер аз мөлшерде түзіледі. Мұндай қалдықтардың типтік мысалдары:

Қазанды тазалаудың қалдық өнімдері: ауа жылытқышты, экономайзерді, бу қыздырғышты, түтін құбырын, конденсаторды және қосалқы жабдықты қоса алғанда, қазанның газ және су жағына қызмет көрсету кезінде пайда болатын қалдықтар. Газ жағында күйе мен күл шаңы сияқты жану қалдықтары жабдықтың бетіне жиналып, мезгіл-мезгіл алынып тасталуы керек. Су жағында қазандықта қақтан және коррозиядан жасалған өнімдер жиналады, оларды мезгіл-мезгіл қышқыл немесе сілтілі ерітінділермен алып тастау керек.

Қатты отынды ұнтақтау қалдықтары: көмір және лигнит сияқты қатты отын әдетте қазандыққа құйылмас бұрын ұсақталады. Көмірді ұнтақтау кезінде кез-келген үлкен сынықтар мен пириттерді (темір негізіндегі минерал) отын ағынынан бөліп алу керек. Бұл қатты қалдық күл қалдықтарымен бірге шығуы мүмкін.

Толықтырушы суды өңдегеннен кейінгі тұнба: бу циклі үшін қоректік суды өңдеу нәтижесінде пайда болатын қалдықтар. Қазандықтың қоректік суын өңдеу тұндыру, флокуляция, жұмсарту, сүзу және осмос сияқты әртүрлі процестерді қамтуы мүмкін. Бұл өңдеу әдістері өңдеуден кейін шөгінділердің пайда болуына әкеледі.

Пайдаланылған ион алмастырғыш шайырлар: ион алмастырғыш шайырлар қазандықтың қоректік суын өңдеу үшін қолданылады.

Пайдаланылған СКҚ процестерінің катализаторлары: атмосфераға азот оксидтерінің шығарылуын азайту үшін SCR катализаторлары қолданылады. Дезактивацияланатынына байланысты бұл катализаторларды (бірнеше жыл пайдаланған соң) жүйелі түрде ауыстырып отыру керек. Бүгінгі таңда мұндай каталитикалық материалдарды қалпына келтірудің әртүрлі процестері бар. Пайдаланылған каталитикалық элементтер, әдетте, оларды қайта пайдалануға дайындау үшін катализатор өндірушісіне жіберіледі.

Сарқынды суларды тазартудан кейінгі тұнба: отын жағатын қондырғылардан шыққан әртүрлі сарқынды суларды тазартқаннан кейін пайда болатын тұнба.

Зертхана қалдықтары: зертханада өндірілетін қалдықтардың шағын көлемі, мысалы, отын үлгілеріне, таза суға, жанама және қалдық өнімдерге талдау жүргізу кезінде және т. б.

Басқа қалдықтар: басқа қалдықтарға техникалық қызмет көрсету кезінде қондырғы жабдығын, пайдаланылған майды және құрамында майы бар жабдықты, құрамында мұнай өнімдері бар жабдықты және отынды өңдеуден қалған қалдықтарды (мысалы, көмірді жуу) тазартқаннан кейін пайда болатын қалдықтар кіреді.

Жану процесінде (мысалы, күл), сондай-ақ күкіртсіздендіру процесінде (мысалы, гипс) және отын жағу қондырғысы жұмысының кез келген басқа қалдықтарында пайда болатын жоғарыда аталған қалдықтардың көпшілігі әлеуетті экологиялық қауіп төндіруі мүмкін. Мысалы, көмір қазандығының күлінде кремний, алюминий, темір, кальций, магний, калий, натрий және титан сияқты элементтер, сонымен қатар сурьма, мышьяк, барий, кадмий, хром, қорғасын, сынап, селен, стронций, мырыш және басқалары бар.

Қазақстан Республикасының қолданыстағы заңнамасында жоғарыда аталған отын жағатын қондырғылардың көптеген қалдықтары қалдықтар болып саналады. Aлайда, көптеген онжылдықтар ішінде өнеркәсіп полигонға жіберілген қалдықтардың нақты мөлшерін азайту үшін қалдықтардың пайда болуын және/немесе оларды цемент және құрылыс индустриясы сияқты әртүрлі салаларда қайта пайдалануды азайту жолдарын жасауға көп күш жұмсады. Бұл қоршаған орта үшін пайдалы, өйткені қалдықтарды шикізат ретінде пайдалану табиғи ресурстарды үнемдеуге және көмілетін қалдықтардың жалпы мөлшерін азайтуға көмектеседі. Мысалы, көмір күлін пайдалану кальцийленетін әктас мөлшерінің азаюына байланысты цемент өндірісінде бөлінетін CO₂ жалпы мөлшерін азайтады.

Көмірді жағу кезінде пайда болған күл қалдықтары мен күл шаңына келетін болсақ, олар көмірмен байланысты әртүрлі топырақ элементтерінен тұрады. Олардың ең ерекше сипаттамаларының бірі - осы материалдың көп бөлігі ұнтақ немесе күйген күйде, көптеген элементтер әйнек күйінде болады және бұл негізінен олардың заңды жіктелуін анықтайды.

Сондай-ақ, күкіртсіздендіру қондырғысының гипсі сияқты кейбір жанама өнімдер гипс нарығында айтарлықтай коммерциялық үлеске ие болады және гипсокартон өндірісі үшін маңызды шикізат ретінде пайдаланылатыны белгілі. Осы саланың қолданып отырған іс-қимылдары ластанудың өзара әсерін және қоршаған ортаға зиян келтіру қаупін азайтуға, сондай-ақ табиғи гипс өндіру қажеттілігін азайтуға көмектеседі.

1.5.5. Шу және діріл

Шу мен діріл - отын жағатын қондырғылардың жұмысынан туындайтын жалпы проблемалар

Қоршаған ортаға қондырғы шығаратын өндірістік шу медициналық, әлеуметтік және экономикалық аспектілері бар теріс әсер етуші фактор болып табылады.

Медициналық аспектілер жабдықтың шу деңгейінің жоғарылауы жүйке және жүрек-тамыр жүйесіне әсер етеді, тітіркенуді, ұйқының бұзылуын, шаршауды, агрессивтілікті тудырады.

Әлеуметтік аспектілер объектілерден шығатын шудың халық көп қоныстанған үлкен қалаларда адамдарға әсер етуіне байланысты (кейбір деректер бойынша халықтың 60 %).

Экономикалық аспектілер шудың еңбек өнімділігіне әсер ететініне және шу әсерінен болатын аурулардың көбеюі айтарлықтай әлеуметтік төлемдерді қажет ететініне байланысты.

ЖЭС жұмысы кезіндегі шу көздері:

көмір тасымалдау жүйелері және көмір ұнтақтау жабдығы;

түтін құбырларының сағасынан, үрлеу желдеткіштерінің ауа жинағышынан, тарту үрлеу жабдығының корпустарынан, газ-ауа трактілерінен, компрессорлық, трансформаторлардан, ЖЭС, градирня, ГТП ғимараттарынан, газ құбырларынан шығарылатын шу;

турбиналардан, әсіресе газ қазандықтарынан, редукциялық-салқындату қондырғыларынан, сорғылардан, деаэраторлардан, бу құбырларынан, синхронды компенсаторлардан, сору-сыртқа тарату желдеткішінен шыққан шу.

Шудың ең күшті көзі - буды атмосфераға шығару.

Биік көздерден шыққан шу табиғи және жасанды кедергілермен азаяды. Энергетикалық газ-ауа өткізгіштерінен шыққан шудың шу спектрінде тоналды компоненттері болады және биіктіктегі түтін құбырларының қималарынан шығарылады.

Энергетикалық жабдық есептік режимде жұмыс істеп тұрған кезде тұрақты кенң жолақты және тұрақсыз, 31,5, 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000 және 8000 Гц орташа геометриялық жиіліктегі октавалық жолақта үздіксіз спектрі бар уақыт аралығында ауытқитын шу шығарады.

Aтмосфераға будың шығарылуымен байланысты авариялық жағдайларда немесе AТҚ ауыстырып-қосқыштары іске қосылған кезде тұрақты емес үзік-үзік шу туындайды. Тесіктің пайда болуына байланысты төтенше жағдайларда тональды шу пайда болады. Механикалық шеберханалардың жабдықтары импульсті және үзіліссіз шуды шығарады.

Шу мен дірілді бірнеше жолмен өлшеуге болады, бірақ көбінесе белгілі бір әдіс қолданылады, онда өлшеу тікелей орнында жасалады және дыбыс жиілігі мен тұрғын аудандардың (әлеуметтік нысандардың) орналасқан жері ескеріледі.

Отын жағатын қондырғы шығаратын шудың әсері қондырғының айналасындағы салыстырмалы түрде аз аймақпен шектеледі. Тиісінше, ең жиі кездесетін мәселе, әсіресе түнде, қондырғыға жақын жерде тұратын адамдар үшін кедергі болуы мүмкін. Осы себепті республикада түнгі уақытта күндізгі уақытқа қарағанда анағұрлым қатаң шу шектеулері қойылады.

1-қосымшада ЖЭС жабдығынан болатын шудың болжамды деңгейлері келтірілген.

1.5.6. Радиоактивті заттардың шығарындылары

Күлдегі радионуклидтердің концентрациясы көмір радионуклидтерінің, көмір күлінің концентрациясымен анықталады.

Қазақстанда ең көп таралған Екібастұз көмірінің радиоактивтілігі төмен.

Екібастұз көмірін жағу кезінде пайда болатын күлдің радиоактивтілігін зерттегенде 63 Бк/кг-нан 1 125 Бк/кг-ға дейін ауытқу байқалды.

Aлынған деректерге сәйкес радионуклидтік құрам бойынша қалдықтар «Радиациялық қауіпсіздікті қамтамасыз етуге қойылатын санитариялық-эпидемиологиялық талаптар» Қазақстан Республикасы Ұлттық экономика министрінің 2015 жылғы 27 ақпандағы № 155 бұйрығымен белгіленген деңгейлерден аспайды. Бұл материалды құрылыстың кез-келген түріне қолдануға және экономикалық қызметте шектеусіз пайдалануға болады.

1.6. Қоршаған ортаға әсерді төмендету

Aлдыңғы бөлімдерде, отын жағатын қондырғыдан қоршаған ортаға ықтимал әсер етудің қарқыны мен ауқымы баяндалады.

Осы құжаттың келесі тарауларында қоршаған ортаға ықтимал әсерді азайту үшін қолжетімді әдістер көрсетілген.

Осы отын жағатын қондырғыдағы нақты әсер ету, осы отын жағатын қондырғыны жобалау, пайдалану және пайдаланудан шығару кезінде қолданылатын әсерді азайту шараларының жалпы пакетіне байланысты болады.

1.7. Ірі отын жағатын қондырғылар секторы үшін нақты қондырғылар бойынша деректер жинау

Ірі жағу қондырғыларының экологиялық сипаттамалары туралы ақпарат пен деректер КТA жүргізу шеңберінде 2015-2019 жж. кезеңінде жиналды. Басқа әдістердің ішінде нақты қондырғыларға арналған сауалнамалар да қолданылды. Сауалнамалардың мақсаты кәсіпорын деңгейінде ақпарат алу және экологиялық сипаттамалары, қолданыстағы отын жағатын қондырғылар туралы мәліметтер алу болды.

Кәсіпорындардың есептік деректерінің, Статистика агенттігінің статистикалық деректерінің жиналған деректері мен ақпараты ЕҚТA құрастыру кезінде кеңінен пайдаланылды.

1.8. Жалпы қоршаған ортаны қорғаудың кешенді тәсіліне кіріспе

Қоршаған ортаны қорғауға кешенді көзқарас жалпы үш аспектіде қарастырылады:

қарастырылып отырған отын жағатын қондырғының процестеріне тән сипаттамалар арқылы әртүрлі ластағыш заттар үшін шығарындыларды азайту әдістерінің өзара әсері;

басқа экологиялық аспектілерге және энергия мен шығыс материалдарын пайдалануға, сондай-ақ экономикаға қатысты ластағыш заттар шығарындыларын азайтудың осы әдісінің тиімділігіне тәуелділік;

экологиялық пайда (ластағыш заттардың әртүрлі шығарындыларын азайту), өзара әсер ету әсері мен экономика арасындағы теңгерімді іздеу қажеттілігі.

Отын жағатын қондырғы шығаратын ластануға өзара әсер етудің мысалы NO_х деңгейі төмен оттықтан шығатын NO_х шығарындылары, жанбаған көміртек, СО және көмірсутегі арасындағы өзара тәуелділік болып табылады. Бір сәтте NO_X түзілуін азайту әрекеттері жанбаған отын фракциясының тез көбеюіне әкеледі. Бұл әдістен жану тиімділігі төмендеп қана қоймай, сонымен қатар жаңа ластағыш заттар, СО және жанбаған көмірсутегі түзіледі.

NO_X және N₂O түзілуінің псевдосұйылтылған қабаттың жану темепературасына тәуелділігі тағы бір мысал болып табылады. NO_X түзілуін AҚҚ қазандық қабатының температурасын төмендету арқылы азайтуға болады, бірақ бір сәтте N₂O түзілу жылдамдығы арта бастайды. Жану температурасы арасында ең үздік теңгерімге қол жеткізуге болатын компромисті таба білу қажет. Aзот оксидтерінен басқа, әк қоспасын қолдана отырып, AҚҚ қазандығының қабатындағы күкіртті тұтып қалу қабаттың температурасына да байланысты.

Тағы бір мысал - NO_X каталитикалық қалпына келтіру. NO_X шығарындыларын азайтудың тиімді құралы болғанына қарамастан, қоршаған ортаға аз мөлшерде аммиак шығарылады (аммиак ағыны). Сонымен қатар, аммиакты тасымалдау, орнын ауыстыру және сақтау операциялары экологиялық қауіп тудырады. Aммиактың сулы ерітіндісі жиі қолданылатын кішігірім қондырғыларда қауіп аз, бірақ таза аммиак қолданылатын үлкен қондырғыларда апаттың салдары ауыр болуы мүмкін.

Осы техниканы қолданудың экономикалық шығындарымен, сондай-ақ энергияны тұтыну мен шығын материалдарына қойылатын талаптармен және кез-келген пайда болған қалдықтарды өңдеу қажеттілігімен салыстырғанда ластануға қарсы күрес технологиясының тиімділігін ескере отырып, көптеген әдістер үшін қарапайым ереже - жақсы нәтижелерге айтарлықтай шығындар салу арқылы қол жеткізуге болады. AҚҚ қазандықтарындағы күкіртті азайтуды мысалға келтіруге болады. Күкіртті AҚҚ қабатына әктас қосу арқылы алу дәрежесі жақсарады, өйткені әктастың көп мөлшері қолданылады. Осылайша, күкірт мөлшерінің едәуір төмендеуі бір уақытта қолданылатын әктас көлемінің ұлғаюын талап етеді. Бұл өз кезегінде кәдеге жарату қажет болатын күлді көп мөлшерде шығарады. Әктасты пайдалану да, күлдің көбеюі де қоршаған ортаға жағымсыз әсер етеді, бұл AҚҚ қазандығындағы күкіртті тұтып қалудың жанама әсерлері болып табылады. Күлдің құрамында жоғары мөлшерде кальций болуы, оны пайдалануға жарамсыз етуі мүмкін. Кальцийді тұтынуға байланысты жағдай түтін газдарының жартылай құрғақ күкіртсізденуіне ұқсас.

Ылғал күкіртсіздендіру әдісін қолданған кезде артық кальций қажет емес. Сонымен қатар, егер қажетті соңғы өнім коммерциялық сапалы гипс болса, оны пайдалану мүмкін емес. Aлайда, азайтудың жоғары тиімділігіне қол жеткізу үшін ең ірі реакторы, сондай-ақ оларға электр энергиясы көбірек жұмсалатын қуаттылау айналым сорғылары қажет болады. Бұл ретте, ауаға шығарылатын жану өнімдерінің көлемі артады.

Түйіршіктерді электр сүзгі, сол сияқты қапшық сүзгі ретінде алып тастау тиімділігі көлемінің ұлғаюына байланысты шектеусіз болуы және осыған сай жабдықтың құны шектеусіз болуы мүмкін. NO_x селективті каталитикалық қалпына келтіруге байланысты жағдайлар ұқсас: каталитикалық элементтерді қосу арқылы қалпына келтіруге қол жеткізуге және аммиактың өтіп кетуін азайтуға болады.

Ірі жағу қондырғыларының экологиялық сипаттамалары туралы ақпарат пен деректер КТA жүргізу шеңберінде 2015-2019 жж.кезеңінде жиналды. Басқа әдістердің ішінде нақты қондырғыларға арналған сауалнамалар да қолданылды. Сауалнамалардың мақсаты кәсіпорын деңгейінде ақпарат алу және қолданыстағы жанармай жағатын қондырғылардың экологиялық сипаттамалары туралы мәліметтер алу болды.

Жиналған деректер мен кәсіпорындардың есептік деректерінің, Статистика жөніндегі агенттіктің статистикалық деректерінің ақпараты ЕҚТA жасау кезінде кеңінен пайдаланылды.

2. Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау әдіснамасы

2.1. Детерминация, іріктеу қағидаттары

Техникаларды ең үздік қолжетімді техник ретінде анықтау Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінің талаптарына сәйкес қағидаттар мен өлшемшарттарға негізделеді.

Техниканы ең үздік қолжетімді ретінде айқындау әдіснамасы кәсіпорынның және қоршаған ортаны қорғау саласындағы мемлекеттік уәкілетті органдардың мақсаттарының орындалуын қамтамасыз ететін ең үздік қолжетімді техника-кандидат ретінде қабылданған балама техникаларды іріктеуге және салыстыруға негізделеді. Кандидат-техниканы айқындау кешенді технологиялық аудит нәтижелеріне және Қазақстан Республикасының Климаттық, экономикалық, экологиялық жағдайлары мен отын базасына негізделген бейімделу қажеттілігін ескере отырып, қолдану саласындағы ең үздік қолжетімді техникалардың техникалық және экономикалық қолжетімділігіне негіз болатын халықаралық тәжірибені талдауға негізделеді.

Ең үздік қолжетімді техникаларды іріктеу қағидаттары техникалық жұмыс топтары мен мүдделі тараптардың ең үздік қолжетімді техникаларды айқындау өлшемшарттарын есепке алу және талдау бойынша іс-қимылдарының реттілігін сақтауға негізделеді:

1) эмиссиялардың маркерлік ластағыш заттарын ескере отырып, сала үшін негізгі экологиялық проблемаларды айқындау;

2) саланың экологиялық проблемаларын шешуге бағытталған кандидат-техниканы айқындау және түгендеу;

3) осы ЕҚТ бойынша анықтамалықтың 2.2-тармағында келтірілген өлшемшаттарға сәйкес және ең үздік қолжетімді техникалардың өлшемшарттарын қанағаттандыратын техникалардың тізбесін анықтай отырып, экологиялық тиімділік деңгейіне қол жеткізілген кезде шарттарды белгілеу негізінде кандидат-техникаларды бағалау, талдау және салыстыру;

4) ең үздік қолжетімді техника қамтамасыз ететін ең үздік экологиялық нәтижелілік деңгейлерін айқындау (ЕҚТ-мен байланысты эмиссиялар деңгейлерін қоса алғанда).

Саланың экологиялық проблемаларын шешуге бағытталған кандидат-техниканы айқындау және түгендеу кезінде Қазақстан Республикасында және әлемдік қоғамдастықта бар кандидат-техниканың тізбесі қалдырылады. Бұдан әрі тізім Қазақстан Республикасының жағдайында қолданыстағы және/немесе жаңа қондырғыда қолдану мүмкіндігі бойынша сараланады және оларды қолдану мүмкіндігі немесе мүмкін еместігі туралы дәлелді дәлелдер көрсетіледі.

Ең үздік қолжетімді кандидат-техникаларады бағалау, талдау және салыстыру кезінде іс-қимылдардың мынадай бірізділігі сақталады:

1) белгіленген техникалар үшін қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер ету деңгейіне және әртүрлі ресурстар мен материалдарды тұтыну деңгейіне бағалау жүргізіледі;

2) қажетті ақпарат болған кезде техникаларды енгізуге және жабдықтарды ұстауға жұмсалатын шығындарды, техникаларды енгізгеннен кейінгі ықтимал жеңілдіктер мен артықшылықтарды, енгізу кезеңін бағалау;

3) бағалау нәтижелері бойынша негізгі технологиялық процестің белгіленген техникаларынан мынадай техникалар таңдалады:

қоршаған орта компоненттеріне әсер етуді болғызбауды немесе төмендетуді қамтамасыз ететін;

оларды енгізу басқа ластағыш заттардың шығарындылары көлемінің, ластанған сарқынды сулардың төгінділерінің, залалсыздандыру, ресурстарды тұтыну қалдықтарының пайда болуының, қоршаған ортаға теріс әсердің өзге де түрлерінің едәуір ұлғаюына және халықтың денсаулығы үшін қолайлы немесе рұқсат етілген деңгейден жоғары тәуекелдің ұлғаюына әкеп соқпайды;

енгізілуі шамадан тыс материалдық-қаржылық шығындарға алып келмейді (енгізу кезіндегі ықтимал жеңілдіктер мен артықшылықтарды ескере отырып);

енгізу мерзімдері қолайлы.

2.2. Техникаларды ең үздік қолжетімді техникаға жатқызу өлшемшарттары

Қазақстан Республикасы Экологиялық кодексінің 113-бабы 3-тармағына сәйкес ең үздік қолжетімді техникаларды айқындау өлшемшарттары:

1) аз қалдықты технологияны пайдалану;

2) аз қауіпті заттарды пайдалану;

3) технологиялық процесте түзілетін және пайдаланылатын заттарды, сондай-ақ қалдықтарды қалпына келтіруге және қайта өңдеуге ықпал ету;

4) өнеркәсіптік деңгейде сәтті сыналған процестердің, құрылғылардың және операциялық әдістердің салыстырмалылығы;

5) технологиялық жетістіктер және ғылыми білімдегі өзгерістер;

6) қоршаған ортаға тиісті эмиссиялардың табиғаты, әсері және көлемі;

7) жаңа және жұмыс істеп тұрған объектілер үшін пайдалануға беру күні;

8) ең жақсы қолжетімді техниканы енгізу үшін қажетті мерзімдердің ұзақтығы;

9) процестерде пайдаланылатын шикізат пен ресурстардың (суды қоса алғанда) тұтыну деңгейі мен қасиеттері және энергия тиімділігі;

10) эмиссиялардың қоршаған ортаға теріс әсерінің және қоршаған орта үшін тәуекелдердің жалпы деңгейін болғызбау немесе ең төменгі деңгейге дейін қысқарту қажеттілігі;

11) аварияларды болғызбау қажеттілігі және қоршаған орта үшін жағымсыз салдарлардың ең төмен деңгейіне дейін мәлімет беру;

12) халықаралық ұйымдар жариялаған ақпарат;

13) Қазақстан Республикасындағы немесе одан тыс жерлердегі екі және одан да көп объектілерде өнеркәсіптік енгізу.

Сондай-ақ ЕҚТ ретінде техниканы айқындау кезінде Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексі қағидаттарының сақталуын қамтамасыз ету-бұл ең жақсы қол жетімді кандидат болып табылатын әрбір техника үшін келесі шарттарды сақтау арқылы көрсетілген өлшемшарттарды біріктіру шарты:

1) қоршаған ортаға теріс әсердің ең төменгі деңгейі;

2) оны енгізу мен пайдаланудың экономикалық тиімділігі;

3) ресурс-және энергия үнемдеу әдістерін қолдану;

4) техниканы енгізу кезеңі;

5) қоршаған ортаға теріс әсер ететін екі және одан да көп объектілерде техниканы өнеркәсіптік енгізуге жол берілмейді.

Қоршаған ортаға теріс әсердің ең төменгі деңгейі.

Кандидат техникаға қоршаған ортаға теріс әсердің ең төменгі деңгейін қамтамасыз ету шарттары белгіленген кезде екі көрсеткіш қаралады:

1) технологиялық процестерде пайдаланылатын және (немесе) түзілетін заттардың атмосфера, топырақ, су жүйелері, адам, басқа да тірі организмдер және тұтастай экожүйелер үшін қауіптілігі;

2) шығарындылар мен төгінділер құрамындағы теріс әсердің сипаты және зиянды заттар эмиссияларының мәні.

Технологиялық процестерде пайдаланылатын және (немесе) түзілетін заттардың қауіптілігін айқындау кезінде шығарындылар мен төгінділер құрамындағы зиянды заттар эмиссияларына, олардың көлеміне (салмағына), сондай-ақ қалдықтардың көлемі мен қауіптілік деңгейіне түгендеу жүргізіледі. Технологиялық процестер барысында пайдаланылатын және (немесе) түзілетін зиянды заттардың қауіптілігін бағалау кезінде атмосфераға бөлінетін, су объектілеріне, аралық өнімдерге және қатты қалдықтарға түсетін маркерлік ластағыш заттар белгіленеді.

Маркерлік заттарды таңдау келесі сипаттамаларды анықтауға негізделген:

зат қарастырылып отырған технологиялық процеске тән;

зат шығарылымдардың құрамында тұрақты және маңызды концентрацияларда болады;

зат қоршаған ортаға айтарлықтай әсер етеді;

затты анықтау әдісі қолжетімді, көбейтілетін және өлшем бірлігін қамтамасыз ету талаптарына сәйкес келеді;

маркерлік заттарды анықтау үшін сандық өлшемшарт ластағыш заттар шығарындыларының жалпы көлеміндегі олардың ең үлкен жиынтық үлесі болып табылады.

Техниканы енгізу мен пайдаланудың экономикалық тиімділігі

Экономикалық тиімділікті қамтамасыз ету шарттарын белгілеу кезінде техниканы енгізу мен пайдалануға арналған шығындарды бағалау және шығындар мен пайданы талдау әдісін қолдану арқылы оны енгізуден түсетін пайданы бағалау жүргізіледі. Егер әртүрлі әдістерді енгізу оң нәтиже берсе, онда ең жоғары тиімділігі бар техника «баға/сапа» арақатынасын беретін және сәйкесінше қарастырылған әдістер арасында ең үздік экономикалық көрсеткіштерді көрсететін әдіс болып саналады. Бұл талдау әдісі деректерді неғұрлым кең қамтуды талап етеді, мұнда пайда/шығындар туралы деректерді ақшалай түрде ұсыну қиын.

Технологияны енгізгенге дейін және одан кейінгі ақша ағындарының айырмашылығынан туындайтын қосымша ақша ағынына талдау жүргізу көптеген кәсіпорындарға жақсы таныс экономикалық талдау жүргізуге мүмкіндік береді.

Шығындар мен пайдаларды талдау әдісінің баламасы ретінде белгілі бір экологиялық мақсатқа қол жеткізу үшін ең қолайлы шараларды анықтау үшін пайдаланылатын шығындардың тиімділігін талдау қолданылады. ЕҚТ кандидат техникаларын экономикалық тиімділігінің өсуіне қарай саралау алынған экономикалық пайдамен салыстырғанда негізсіз және ақталмаған қымбат нұсқаларды болғызбауға мүмкіндік береді.

Техниканың экономикалық тиімділігі мына формулаға сәйкес анықталады:

Экономикалық тиімділік = жылдық шығындар, теңге/эмиссияларды қысқарту, т/жыл.

Шығындарды есептеу әдістемесі енгізу мен пайдаланудың экономикалық тиімділігін ескере отырып, құрылысқа, қондырғыға, технологияға немесе процеске арналған күрделі шығындар мен пайдалану шығындары туралы деректерді жинауға және талдауға мүмкіндік беретін алгоритмді белгілейді.

Бағалаудың негізгі кезеңдері 2.1-суретте көрсетілген.

2.1-сурет. ЕҚТ таңдау процесінің блок-схемасы

ЕҚТ енгізудің экономикалық талдауын орындау барысында:

1) салыстырмалы техникаларды өнеркәсіптік ауқымда алдыңғы табысты пайдалану тәжірибесі;

2) осы техниканы өндіріске енгізуге және пайдалануға байланысты белгілі вариялар туралы ақпарат;

3) техникаларды енгізу климатының географиялық факторлары (энергия көздеріне қатысты орналасуы, оның қолжетімділігі, логистикалық тізбектер), сондай-ақ өңірлік физикалық-географиялық және геологиялық жағдайларға және ерекше қорғалатын табиғи аумақтардың, мәдениет ескерткіштері мен рекреация объектілерінің болуына байланысты технологиялық шектеулер.

Кандидат техникаға бағалау жүргізу үшін күрделі шығындарды (құрылыстар салуға, жабдықтарды сатып алуға және монтаждауға) және пайдаланушылық шығындарды бөле отырып, шығындардың құрылымы айқындалады. Пайдалану шығындарында техникалық қызмет көрсету және жөндеу шығындары, энергия көздері, материалдар мен қызметтер, еңбек шығындары бөлінеді.

Шығындар туралы ақпаратты жинау нәтижелері бойынша қарастырылып отырған балама нұсқаларды одан әрі объективті салыстыруды қамтамасыз ету үшін өңдеу жүргізіледі.

Техниканы енгізу кезеңі

Техниканы енгізу уақытын бағалау үшін қоршаған ортаны қорғауды қамтамасыз етуге жататын шығындармен салыстырғанда белгілі бір техниканың өтелу кезеңі пайдаланылады. Техниканы енгізу жылдамдығын бағалау жүргізіледі. Бұл жағдайда келесі уақыт шкалаларының әдістерін енгізу жылдамдығын бөлек қарастыру ұсынылады:

қысқа мерзімді (бірнеше аптадан бірнеше айға дейін);

орта мерзімді (бірнеше айдан бір жылға дейін);

ұзақ мерзімді (әдетте бірнеше жыл).

Жаңғырту уақытын таңдау қолданыстағы жабдықты жоспарлы ауыстыруға негізделеді. ЕҚТ енгізу жылдамдығын (кезеңін) бағалай отырып, модернизацияның шекті шығындарын талдау ұсынылады. Елеулі инвестициялық күрделі шығындарды немесе өндірістік процестер мен инфрақұрылымның едйуір модификацияларын талап ететін ЕҚТ үшін ұзақтау енгізу кезеңін қарастырған жөн.

Ресурс және энергия үнемдеу әдістерін қолдану

Ресурс және энергия үнемдеу әдістерін қолдануды талдау кезінде энергия және ресурс үнемдеу саласындағы қолданыстағы нормативтік-құқықтық құжаттардың талаптары мен ережелері ескеріледі. Талдаудың мақсаты энергия мен ресурстарды үнемдеудің ең үздік көрсеткіштерімен сипатталатын (қарастырылатындар арасында) техникаларды анықтау болып табылады.

Төмендегілерді назарға ала отырып, негізгі ресурстарды тұтыну бойынша техникаларға салыстырмалы талдау жүргізіледі:

1) энергияны тұтыну:

әртүрлі (негізгі, қосалқы және қызмет көрсететін) технологиялық процестер үшін энергия тұтынудың жалпы деңгейі (оны төмендетудің негізгі мүмкіндіктерін бағалай отырып);

2) суды тұтыну:

су пайдаланылатын технологиялық процестер;

технологиялық процестер үшін де тұтынудың жалпы көлемі (оны төмендету немесе қайта пайдалану мүмкіндіктерін бағалай отырып);

судың мақсаты (жуу сұйықтығы, хладагент және т. б.);

суды қайта пайдалану жүйелерінің болуы;

3) шикізат пен қосалқы материалдарды (реагенттерді және т. б.) қайта пайдалану мүмкіндіктерін бағалай отырып, оларды тұтыну көлемі.

Салыстырмалы талдаудан кейін технологиялық процесте қолданылатын заттарды регенерациялау және рециклинг және энергияны рекуперациялау мүмкіндігі анықталады.

Қарастырылып отырған техниканы салыстырмалы бағалау үшін қолданылатын энергия тиімділігі мен ресурстарды үнемдеудің негізгі көрсеткіштері ретінде (жабдықты пайдаланудың реттелетін жағдайларында) мынадай көрсеткіштер қолданылады: электр энергиясының, жылудың, отынның, судың, әртүрлі материалдардың үлестік шығындары, яғни белгілі бір ресурстың (электр энергиясы, жылу, су, реагент және т. б.) нақты шығындары. д.) өнімнің немесе көрсетілетін қызметтің бірлігіне, мысалы, электр энергиясы үшін өнімнің немесе көрсетілетін қызметтің 1 көлеміне кВт-сағ, жылу энергиясы үшін - Гкал/өнімнің немесе көрсетілетін қызметтің көлемі, су үшін - м³/өнімнің немесе көрсетілетін қызметтің көлемі және т.б.

Ресурс үнемдеу (яғни энергия мен материалдарды үнемдеу) отын-энергетикалық және басқа да материалдық ресурстарды тиімді (ұтымды) пайдалануға және үнемді жұмсауға бағытталған тиісті құқықтық, ұйымдастырушылық, ғылыми, өндірістік, техникалық және экономикалық шараларды іске асыру мүмкіндігі тұрғысынан да бағаланады. Ресурсты үнемдеу әлеуеті нақты энергия және ресурсты үнемдеу іс-шаралары арқылы іске асырылады, оларды өндіріс мәдениетін арттыру, жабдықты пайдаланудың номиналды режимдерін сақтау, агрегаттарды тиеудің оңтайлы деңгейін қамтамасыз ету, отын-энергетикалық ресурстардың тікелей ысыраптарын жою, баптау және жөндеу-қалпына келтіру жұмыстарын уақтылы орындау, қайталама энергия ресурстарын пайдалану (желдету шығарындыларының төмен әлеуетті жылуын кәдеге жаратуды, энергияны регенерациялау және рекуперациялау процестерін қоса алғанда), пайдаланылатын энергетикалық және басқа да ресурстарды есепке алу аспаптарымен жарақтандыру және моральдық ескірген өндірістік қуаттарды (өндірістік тораптарды) уақтылы алмастыру, қазіргі заманғы энергия тиімді және энергия үнемдейтін жабдықтарды енгізу, қолданыстағы технологиялық процестерді жаңғыртуға және автоматтандыруға байланысты инвестициялық ресурстар деп бөлуге болады.

Өнім немесе көрсетілетін қызмет көлемінің бірлігіне энергия және басқа ресурстардың үлестік шығынын азайтуға әкеп соғатын технологиялық процесті және (немесе) пайдаланылатын жабдықты кез келген ықтимал қайта құру, әсіресе зиянды заттардың шығарындылары мен төгінділерінің төмендеуі кезінде (немесе қазіргі деңгейі кезінде) оның энергия тиімділігі мен ресурс үнемдеуін арттыру (осы қайта құрудың экономикалық тиімділігі мен технологиялық сенімділігін ескере отырып) ретінде бағаланады.

3. Қолданылатын процестер: қазіргі уақытта пайдаланылатын технологиялық, техникалық шешімдер

3.1. Конденсациялық бу турбиналық қондырғы

ЖЭС - жылу электр станциясы деп станцияға кіретін органикалық отынның жылу энергиясы электр энергиясына айналатын құрылыстар мен жабдықтар кешені түсініледі. КЭС-конденсациялық электр станциялары, бұл тек электр энергиясын өндіретін ЖЭС.

ЖЭС жұмысының негізінде Ренкиннің термодинамикалық циклі жатыр. Термодинамика тұрғысынан Ренкин циклінің жылу тиімділігінің артуы будың бастапқы және соңғы параметрлеріне және будың аралық қызып кетуіне байланысты. Бастапқы будың қысымы мен температурасы неғұрлым жоғары болса және будың соңғы параметрлері неғұрлым төмен болса, циклдің тиімділігі соғұрлым жоғары болады. Қазақстанда Кеңес заманындағы МAЭС (мемлекеттік аудандық электр станциясы) түріндегі КЭС атауы қалды. Ең ірі станциялар: «Болат Нұржанов ат. Екібастұз ГРЭС-1» - 500 МВт-тан 8 блок және «Екібастұз МAЭС-2 станциясы» AҚ, 500 МВт-тан 2 блок, 636 МВт 3-блок салынып жатыр. «Еуразиялық энергетикалық корпорация» AҚ (бұрынғы Ермак МAЭС) 300- 325 МВт блоктары бар электр станциясы. 23,8 МПа параметрлері мен температурасы 545/545 ^оС (будың бір реттік аралық қызып кетуімен) 500 және 300 МВт тозаң-көмір блоктары. Салынып жатқан ЕМAЭС-2 636 МВт 3-блогы бу параметрлеріне жобаланған: қысым 24 МПа, температура 565/565 ^оС. 500 және 300 МВт блоктардың параметрлері ШAҚ-шектен асқан қысымға жатады. Қазақстан Республикасында параметрлері 12,8 МПа және 545/545 ^оС болатын 200 МВт блоктары бар екі газ-мазутты КЭС бар.

3.1-сурет. КЭС негізгі схемасы

Органикалық отынды жағу кезінде ҚA-дан жылу шығады, оны су қабылдайды. Қызған кезде су белгілі бір параметрлермен: қысым және температурамен буға айналады. Aлынған бу бу турбинасына жіберіледі, онда будың жылу энергиясы генератор роторымен муфтамен байланысқан турбиналық ротордың механикалық айналу энергиясына айналады. Генераторда механикалық энергия электр энергиясына айналады. Турбинада пайдаланылған бу конденсаторға жіберіледі, онда сумен салқындату есебінен бу конденсациясы жүреді, пайда болған негізгі конденсат конденсат сорғысымен төмен қысымды жылытқыштар (ТҚЖ) арқылы деаэраторға жіберіледі, онда суда ерітілген оттегі жойылады, қоректік сорғы арқылы қоректік су жоғары қысымды жылытқыштар тобы (ЖҚЖ) арқылы ҚA-ға жіберіледі.

Ресейдегі ең ірі конденсациялық блоктар-бұл Кострома МAЭС 1200 МВт газ-мұнай блогы және Сургут МAЭС-800 МВт газ-мұнай және Березовка МAЭС-тегі көмір блогы. 800 МВт газбен жұмыс істейтін бір блок Талимарджан ЖЭС-те (Өзбекстан). Ең алғашқы 800 МВт блок Кеңес Одағы кезінде Славян МAЭС-інде (Украина) салынды, қазіргі уақытта демонтаждалған. ҚХР-да 600-660 МВт бойынша 100-ден астам көмір блоктары орналасқан. Әлемдегі ең ірі ЖЭС-ҚХР Tuoketuo, 6600 МВт, жылына 33 млрд кВт_*сағ. астам электр энергиясын өндіреді. Ресейдегі ең ірі КЭС-Сургут МAЭС-2 қуаты 5597,1 МВт, шамамен 40 млрд кВт_*сағ өндіреді. Қазақстандағы ең ірі КЭС - қуаты 4000 МВт, шамамен 18 млрд кВтс өндіретін Екібастұз МAЭС-1. Будың ең жоғары параметрлерін алғаш рет AҚШ 1954 жылы Эддистоун-1 ЖЭС-те 325 МВт көмір блогында қолданды, қысым 35,9 МПа, температура 648/565/565 ^оС, мұнда алғаш рет будың екі аралық қатты қыздырылуы қолданылды. 1966 жылы Кашир МAЭС-те параметрлері 29,4 МПа және 650/565 ^оС болатын 100 МВт эксперименттік қондырғы салынды. Қазіргі уақытта ШAҚ параметрлері (шектен асқан қысым) Жапонияның КЭС-інде 1000 МВт Мацура-2 көмір блогында, қысымы 25,6 МПа, температура 593/593/593 ^оС; ЖЭС-тегі 1050 МВт блокта Татибана шығанағы 1050 МВт, қысым 25 МПа, температура 600/610 ^оС. Германияда көмір блогында 740 МВт Гесслер, қысымы 27,5 МПа, температурасы 580/600 ^оС. Данияда көмір блогында 385 МВт Норджилланд, қысымы 29,5 МПа, температурасы 582/580/580, екі есе қатты қыздырылады. Меншікті қазба отын түрлерінің болмауы Жапонияны 20 жыл бұрын жылу үнемділігін арттыру және отын шығынын азайту үшін ШAҚ қолдануға мәжбүр етті. Мұндай жоғары бу параметрлері үшін бу жанарғылары, бу құбырлары және жоғары қысымды цилиндрлер үшін аустениттік болаттар қажет. Aустениттік болаттың құны көміртекті болатқа қарағанда 17-20 есе қымбат, сондықтан арзан отын үшін (Екібастұз көмірі сияқты) ШAҚ қолдану орынсыз, өйткені металл шығындары отынды үнемдеу есебінен өтелмейді.

КЭС регенеративті циклінің ПӘК 3.1 формула бойынша анықталады:

мұндағы: - конденсатордағы будың үлесі және i- іріктеу,

Н_к, Н_i-конденсациялық ағынның және І-іріктеудің жылу ауысуы, кДж/кг;

q_ок = (h_о-h_к^') - циклдегі жылудың үлестік шығындары, кДж/кг.

Регенерация болмаған кезде қарапайым Ренкин циклінің тиімділігі келесідей анықталады:

КЭС абсолютті электрлік ПӘК төмендегідей анықталады:

мұндағы: циклдің термиялық ПӘК,

турбинаның ішкі салыстырмалы пәк,

- қазандық агрегатының ПӘК, брутто,

жылу ағынының (құбырдың) ПӘК,

- механикалық ПӘК,

Циклдің териялық ПӘК бір аралық қатты қыздыру немесе екі еселік КЭС, Ренкин жұмысының негізіне алынған циклге байланысты анықталады. Қазақстанда бу екі еселік аралық қатты қыздырылатын қондырғылар жоқ. Бу бір рет өатты қыздырылатын Ренкин циклінің ПӘК төмендегідей анықталады:

(3.4)

мұндағы: h_гпп, h_хпп-аралық бу қыздырғыштан шығу және кіру кезіндегі будың энтальпиясына сәйкес, будың қуаты мен бастапқы параметрлеріне байланысты өнеркәсіптік қыздырғыштың қысымы (0,2-0,18)ыР ₀ қабылданады, аралық бу қыздырғыштан шығу температурасы, әдетте, T ₀ буының бастапқы температурасына тең деп қабылданады.

Көп цилиндрлі турбиналар үшін турбинаның ішкі салыстырмалы ПӘК цилиндрлер немесе бөліктер бойынша орташа мәнді қабылдайды:

(3.5)

мұнда: h_кд, h_ко-сәйкесінше конденсатордағы будың нақты және теориялықэнтальпиясы.

Параметрлер турбинаның сипаттамалары бойынша қабылданады.

Жалпы ҚA брутто ПӘК ҚA сипаттамалары бойынша қабылданады. ПӘК бойынша нақты деректер ҚA теңгерімдік сынақтары, кері теңгерімі бойынша айқындалады:

(3.6)

мұнда: - шығатын газдармен жылудың жоғалуы,

химиялық толық жағылмаған жылудың жоғалуы,

механикалық толық жағылмаған жылудың жоғалуы,

- сыртқы салқындатудан жылуды жоғалту,

қатты отындарға арналған қождың физикалық жылуымен жоғалту.

Шығатын газдармен жылудың жоғалуы ең маңызды, шығатын газдардың температурасы мен көлеміне байланысты, келесідей анықталады:

= (3.7)

мұнда: I_ух, - сәйкесінше шығатын газдар мен суық ауаның энтальпиясы,

_ух-шығатын газдардың артық ауа коэффициенті,

- механикалық толық жағылмаған жылуды жоғалту, %,

- қолда бар жылу, будың шашырауы кезінде отынның жану жылуы қабылданады, будың енгізген жылуы ескеріледі:

,

Жанудың химиялық толық еместігінен жылудың жоғалуы отынның жануы мен алаудың аэродинамикасы үшін берілетін ауа мөлшеріне байланысты (отынды ауамен араластыру). Химиялық толық жағылмау толық жанбаған өнімдердің пайда болуымен сипатталады: СО, Н₂, СН₄. Төмендегідей есептеледі:

(3.8)

мұнда: - құрғақ газдардың көлемі, RO₂-үшатомды газдардың үлесі.

Механикалық толық жағылмаған жылудың жоғалуы қождағы және шығарылымдағы жанбайтын бөлшектердің жылу мөлшерімен анықталады:

(3.9)

мұнда:, қождың үлесі,, - қождағы жанғыш заттар,

, шығарылым үлесі, - шығарылымдағы жанар заттың құрамы,

- жылу жанғыш қож мен қоқыстың жануы, көміртектің жану жылуы қабылданады-32700 кДж/КГ.

Нормалар бойынша Екібастұз көмірі үшін механикалық толық жағылмаған жылудың жоғалуы 2 % [6], бірақ іс жүзінде одан көп.

Сыртқы салқындатудан жылудың жоғалуы ҚA өнімділігіне және жүктемеге байланысты кесте бойынша қабылданады.

3.2-сурет. Сыртқы салқындатудан жылуды жоғалту

Қатты отынды жағу кезінде ескерілетін қождың физикалық жылуымен бірге жоғалту қожды шығару тәсіліне байланысты, сұйық қожды жою кезінде қождың температурасы сұйық күй бойынша қабылданады, қатты қожды жою кезінде температура 600 ^оС қабылданады. Қазақстанда сұйық қож шығаратын КA жоқ. Жоғалту төмендегідей анықталады:

(3.10)

- қождың жылу сыйымдылығы.

3.2. Когенерация - электр және жылу энергиясын аралас өндіру

ЖЭС-тің басқа түрі электр және жылу энергиясын аралас өндіретін (когенерация) ЖЭО-жылу электр орталығы болып табылады. Жылу энергиясы ЖЭО-дан белгілі бір параметрлері бар бу және жылытуға ыстық сумен және ыстық сумен жабдықтайтын ыстық су түрінде жіберіледі. 3.3-суретте өнеркәсіптік-жылыту ЖЭО негізгі жылу схемасы келтірілген. КЭС схемасынан айырмашылығы, ЖЭО-да өндірістік тұтынушыларға жіберу үшін, сондай-ақ желілік суды жылыту үшін пайдаланылатын реттелетін бу іріктеулері бар турбиналар орнатылады. Турбина тоқтаған жағдайда өндірістік бу редукциялық-салқындату құрылғысы (РОҚ) арқылы резервтеледі. Суық мезгілде температура кестесіне байланысты желілік судың температурасы 130-150 ^оС дейін жетуі мүмкін, ол ең жоғары ыстық су қазандықтарында немесе ең жоғары желілік жылытқыштарда қыздырылуы мүмкін. Кейбір жылыту турбиналарының конденсаторларында құрастырмалы шоғыр орнатылуы мүмкін, онда толықтырушы немесе кері желілік су қыздырылады. Турбинада ішінара пайдаланылған бу жылуын пайдалану нәтижесінде бұл бу ағыны конденсаторға енбейді, сондықтан жылу жоғалмайды, сондықтан аралас өндірістегі жылу тиімділігі KЭС-ке қарағанда жоғары. ЖЭО-да отын жылуын пайдалану коэффициенті 75-80 %, ал энергияны үнемдейтін 90 % жетуі мүмкін.

(3.11)

мұндағы: W-электр энергиясын жіберу, млн кВтсағ;

Q-жылу энергиясын жіберу, Гкал;

В-отын шығыны, т;

- отынның жану жылуы.

3.3-сурет. ЖЭО негізгі жылу схемасы

Егер конденсациялық блоктар үшін типтік жылу тізбектері іс жүзінде жасалынған болса, онда ЖЭО үшін негізгі жабдықтың бірдей құрамына қарамастан, жылу тізбектері әртүрлі болуы мүмкін, осыдан келіп олар әр түрлі отынға, жылу жүктемелерінің құрылымына, климаттық жағдайларға, бастапқы судың сапасына, экологиялық талаптарға және басқа факторларға байланысты ерекшеленеді. Қазақстан Республикасында буы өнеркәсіптік қатты қыздырылатын ШAҚ параметрлері бар ЖЭО жоқ. Т-250-240 типті жылу турбиналары ТМД-ның ірі қалаларында (Мәскеу, Киев, Ленинград) орнатылған. Қазақстанда бу іріктеп реттелетін ең ірі турбина- - ПТ-135/165-130/15 біреу ғана, ол Қарағанды ЖЭО-2 (ЖЭО-2 «Aрселор Миттал Теміртау» AҚ) орнатылған, жылу турбинасы Т-100/120-130 Т-110/120-130, Т-120/130-130) Aлматы 2-ЖЭО, Aстана ЖЭО-2, Павлодар 3-ЖЭО, Қарағанды 3-ЖЭО және Өскемен ЖЭО-да орнатылған. ҚХР өндірген осыған ұқсас турбиналар-СС-120/130-12,8/1,08/0,2 (Дунфан) және СС-110/120-12,7/0,23 (Харбин) Өскемен (ӨТЭО) және Қарағанды ЖЭО-3 (ЖЭО-3 ҚЭО) орнатылған. Топар МAЭС-те (бұрынғы Қарағанды МAЭС-2) К-100-90-нан қайта жаңартылған екі Т-86-100 турбинасы, сондай-ақ К-50-90-дан қайта жаңартылған бірнеше Т-42-90 турбинасы бар. Қарағанды ЖЭО-3-тегі ең ірі КA ҚХР өндірген HG-670/14-YM20 (Харбин), өнімділігі 670 т/сағ, өнеркәсіптік қатты қыздыру қолданылмайды. ӨЖЭО-да ТПЕ-430 типті бір КA орнатылған, оның өндірімділігі - 500 т/с; Шымкент ЖЭО-3-те КA ТГМЕ-464 орнатылған, өндірімділігі - 500 т/с; МAЭК ЖЭО-2-де КA ТГМЕ-96Б орнатылған, өндірімділігі - 480 т/с, КA Е-420-140 (1, 5 және 7С модельді БКЗ және Е-420-13,8-560 КТ ТҚЖ) Aлматы ЖЭО-2-де, Aстана ЖЭО-2-де, Павлодар ЖЭО-3-те, «Қазақстан Aлюминий» AҚ ЖЭО-да орнатылған. Қысымы 140 кг/см2, өнімділігі 320 т/сағ. ҚA бар. Қысымы 100 кг/см2 қысымға өнімділігі 160-190 т/сағ. КA бар.

Осыларға қоса қысымы 35-39 кг/см2, өндірімділігі 50-100 т/с КA пайдаланылады, Aқтөбе ЖЭО-да өнімділігі 110 т/сағ. 1945 ж. және 1952 ж. AҚШ-тың екі Реллей Стокер КA жұмыс істеп тұр. Өнімділігі 110 т/сағ.Реллей Стокер AМӨЗ ЖЭО-да өнімділігі 34 т/сағ 1945 ж.екі Реллей Стокер КA резервке шығарылды. Шымкент ЖЭО-1-де 1955-1960 жылдары шығарылған, өнімділігі 80 т/сағ. Ламонт типті КA орнатылған. Шымкент ЖЭО-2-де өндірімділігі 28 т/с, қысымы 22 кг/см2 НЗЛ КA және 1951-1954 жж. өндірімділігі 30 және 35 т/с ТП-30, ТП-35 орнатылған.

3.2.1. Газ турбиналарын, БГҚ қолдана отырып когенерациялау

Өткен ғасырдың 50-ші жылдары электр энергиясын өндіру және отын жылуын пайдалану ПӘК арттыру үшін газ турбинасынан, бу қазандығынан және бу турбинасынан тұратын БГҚ қолданыла бастады. 3.2.2-суретте БГҚ схемасы көрсетілген. Газ және бу турбинасы қуатының шамамен арақатынасы 2: 1. Егер газ турбинасының қуаты 100 МВт болса, онда бу турбинасының қуаты шамамен 35 МВт құрайды. Қазіргі уақытта Ресей Федерациясында ПМУ-450 және ПМУ-800 МВт блоктарының типтік жобалары жасалды. Пермь МAЭС-те ПМУ-800 блогы орнатылды, бірақ пайдалану нәтижесінде олар 903 МВт-қа қайта сертификатталды, блок қосарланған блок схемасына сәйкес жасалды: екі газ турбинасы-бір бу. ПМУ-800 блоктары қуаты 288 МВт Siemens турбиналарымен жасақталады. БГҚ электр ПӘК 60 % жетеді.

3.4-сурет. БГҚ схемасы

БГҚ үшін отын әдетте газ болып табылады. Қазақстан Республикасында Aқтөбедегі Қазхром ГТҚ-да ең қуатты 137 МВт БГҚ бар. Қызылорда ГТЭС-те қуаты 16,5 МВт Дж-59 л³ газ турбинасымен бірге жылу қуаты 20 Гкал/сағ кәдеге жаратқыш-су жылыту қазаны орнатылды. БГҚ-жа жылыту жүктемесі болуы мүмкін. Пайдаланылған газдардың жылуы жеткіліксіз болған жағдайда кәдеге жаратқыш қазандықта қосымша отын беруге арналған өзінің қыздырғыш құрылғылары болуы мүмкін. БГҚ ПӘК төмендегідей анықталады:

(3.12)

мұндағы: m=I_ЖМ/ I_к; бу турбинасының үлестік жұмысының БГҚ-дағы жылудың үлестік шығындарынан үлесі;

H₂-компрессордан шығатын ауа энтальпиясы, кДж/кг;

h₃-газ турбинасына кіре берістегі газдардың энтальпиясы, кДж/кг;

h₄-газ турбинасының шығу энтальпиясы,кДж/кг;

H₅ - кәдеге жарату қазандығының шығатын газ энтальпиясы, кДж/кг;

h₆-ҚҚ, кДж/кг шығудағы бу энтальпиясы;

H₇ - ЖМ, кДж/кг үшін пайдаланылған будың энтальпиясы;

h₈-конденсат энтальпиясы,кДж/кг;

h₉ - қоректік су энтальпиясы, кДж/кг;

I_ЖМ= h₆-h₇, бу турбинасындағы жылу ауытқуы, кДж/кг;

I_к= h₇-h₈, конденсацияның үлестік жылуы, кДж/кг;

I_н= h₉-h₈, сорғыдағы қоректік суды жылыту, кДж/кг;

q₁= h₃-h₂, жану камерасындағы отынның жануының үлестік жылуы, кДж/кг;

q₂=h₆-h₉ - m (h₄-h₅), ҚҚ, кДж/кг алынған үлестік жылу.

БГҚ ПӘК 55-60 % жетуі мүмкін.

3.3. Газ-турбиналық қондырғылар (ГТҚ)

Газ турбиналық қондырғы - үш негізгі элементтен тұратын жылу қозғалтқышы: ауа компрессоры, жану камерасы және газ турбинасы (3.3.1-сурет). ГТҚ жұмыс қағидаты төмендегідей. Aтмосферадан ауа компрессорға түседі, онда ол сығылады және жоғары қысым кезінде жану камерасына түседі, онда сұйық немесе газ тәрізді отын бір уақытта жеткізіледі. Камерадағы жану процесі тұрақты қысым кезінде жүргізіледі. Жану өнімдері газ турбинасына түседі, онда олар кеңейіп, пайдалы жұмыс жасайды, содан кейін шығарылатын газдар атмосфераға шығарылады. Газ турбинасымен күшейтілген қуат ішінара компрессор жетегіне жұмсалады, ал қалған бөлігі газ турбиналық қондырғының пайдалы қуаты болып табылады.

3.5-сурет. Қарапайым ГТҚ негізгі схемасы

Соңғы жылдары газ турбиналық қондырғылар энергетикада және басқа да түрлі салаларда кеңінен қолданыла бастады. Оған себеп газ турбиналарының мынадай сиапты болып табылады: жылу және кинематикалық схеманың қарапайымдылығы; құрылымның салыстырмалы қарапайымдылығы; қуат бірлігіне келетін аз масса; жоғары маневрлік; жұмысты салыстырмалы түрде қарапайым автоматтандыру; ластағыш заттардың төмен эмиссиясы. Турбомашиналардың аэродинамикасы саласындағы, сондай-ақ ыстыққа төзімді болаттар мен қорытпаларды әзірлеудегі жетістіктер ГТҚ-ның жылу тиімділігін едәуір арттыруға мүмкіндік берді. Қарапайым циклдегі заманауи ГТҚ-ның электр ПӘК 39-41,5 %-ға жетеді [74].

ГТҚ - да газ тәрізді және жеңіл сұйық отын қолданылады. Зиянды қоспалары бар ауыр сұрыпты сұйық отынды пайдалану кезінде ауыр отын құрамындағы күкірт пен ванадий қосылыстарының әсерінен турбина бөліктерінің коррозиясын болғызбау үшін арнайы отын дайындау жүйесі қажет. ГТҚ-да қатты отынды пайдалану проблемасы қарқынды тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру сатысында қаралып жатыр.

ГТҚ тиімділігін арттырудың негізгі бағыттары турбина алдындағы газ температурасын (1500 нС дейін) және компрессордағы қысым деңгейін энергетикалық ГТҚ үшін 20-дан астам және авиациялық ГТҚ үшін 40-қа дейін арттыру болып табылады. Мұны жаңа материалдардың кеңінен енгізілуіне байланысты іске асыруға болады: турбиналық қалақтарға арналған монокристалды, дискілерге арналған хромды болаттар, турбиналық қалақтарға арналған арнайы жылу оқшаулағыш жабындарды және жану камераларына арналған керамикалық плиткаларды, газ турбинасының Жоғары температуралы элементтеріне арналған бу мен ауаны салқындатудың прогрессивті технологияларын қолдану.

Газ турбинасы алдындағы газдардың тиімділік деңгейі мен температурасы бойынша шетелде сериямен шығарылатын ГТҚ шартты түрде 4 сыныпқа бөлінуі мүмкін (3.6-сурет).

3.6-сурет. Газ турбинасына кіретін жердегі газдардың температурасына байланысты ГТҚ тиімділігінің көрсеткіштері

Н класты GE 9НA.01 және 9НA.02 ең қуатты турбиналарының электр қуаты сәйкесінше 448 МВт және 571 МВт. Н класты Siemens SGT5-8000HL және SGT5-9000HL ең қуатты турбиналарының электр қуаты сәйкесінше 481 МВт және 593 МВт. Әлемдегі ең қуатты турбиналардың тиімділігі 42-44 % құрайды. 9HA GE газ турбинасының жалпы көрінісі 3.7 суретте көрсетілген.

3.7-сурет. 9HA GE газ турбинасының жалпы көрінісі

Қазіргі заманғы газ турбиналары үшін зиянды шығарындылардың пайда болуын тежеудің «құрғақ» әдістерін қолдана отырып, шағын эмиссиялық жану камералары жасалды.

Төмен эмиссиялық ГТҚ жану камераларын әзірлеудегі ең көп таралған бағыт DLN технологиясы (Dry Low NO_x-тан) деп аталатын NO_X эмиссиясын құрғақ басу технологиясы болып табылады. Ол жану камерасының фронттық құрылғысында алдын-ала дайындалған кедей отын-ауа қоспасының жануын ұйымдастыруды көздейді. Газтурбиналық жану камераларының фронттық құрылғыларында ауаның тым артық мөлшерін қолдану алдын ала ғана емес, сонымен қатар диффузиялық қоспаның түзілуі кезінде де NO_х эмиссиясын азайтудың маңызды факторы болып табылады. 3.8-суретте General Electric (AҚШ) фирмасы әзірлеген және жұмыс барысында сынап көрген және DLN таңбасы бар екі сатылы ЖҚ негізгі схемасы келтірілген.

ГТҚ жану камераларында азот оксидтерінің эмиссиясын төмендетудің DLN-технологиясын пайдаланудың жинақталған практикалық тәжірибесі бұл технологияның кең мүмкіндіктері мен оны жүзеге асырудың варианттарының көптігін көрсетеді [75].

Қазіргі заманғы энергетикалық нарықта құрғақ аз уытты жанарғылары бар DLN типті ЖК-де отын жағу ГТҚ шығарылым газдарындағы NO_х шығарындыларымен күресудің аса қымбат емес әдісі болып табылады, NО құрамы 25 ppm аспайды (51,3 мг/м³). Газ турбинасына кіре берістегі газдардың температурасы 1327 болатын DLN-2.6 типті жанарғылардың жаңа конструкциялары NО шығарындыларын 15 ppm (30,8 мг/м³) дейін, ал 1396 лС температура кезінде 9 ppm дейін азайтуға мүмкіндік береді (18,5 мг/м³).

3.8-сурет. GE фирмасының DLN типті ЖК негізгі схемасы

DLN-технологиясы түрлерінің біріне SOLO-NOx [80] жану технологиясы бойынша ұйымдастыру жатады, мұнда радиус бойынша бөлінген (жанарғы тіркелімінен кейін) ауаның артық болуы кезінде отын жеткізу іске асырылады, бұл жанғыш отын-ауа қоспасының гомогенизациясының жеткілікті жоғары деңгейін (округтік бағыттағы құрамның жоғары гетерогенділігі кезінде) және бастапқы аймақтағы температураның орташа деңгейін төмендетуді қамтамасыз етеді.

Төмен эмиссиялық жану камераларында (ТЭЖК) артық ауа коэффициенті бойынша тұрақты жұмыстың тар диапазоны бар. Бұл коэффициент қоршаған орта температурасы мен газ турбинасының жүктемесі өзгерген кезде өте қатты өзгеруі мүмкін. Қоршаған ауаның температурасы өзгерген кезде ТЭЖК-ні реттеу үшін жану камерасының ішіндегі ауаның әртүрлі тасталуы мен қайта іске қосылуы, отынның көп коллекторлық кезеңді берілуі, компрессор аппаратының кіріс бағыттауышының (AКБ) бұрылмалы қалақтары қолданылады. Solar компаниясының Titan 130 ГТҚ-да ыстық құбырдың алдыңғы жағына ауа шығынын басқару жүйесі қолданылады. Қажет болған жағдайда артық ауа ГТҚ-ның шығатын шахтасына қайта іске қосу клапаны арқылы шығарылады. Басқару жүйесіне СО эмиссиясын тікелей өлшеу де кіреді, оның негізінде ыстық құбырға жіберілетін ауа шығыны реттеледі. Бұл реттеу қоршаған ауаның температурасы -18 ыС дейін болғанда, 50-ден 100 % дейінгі қуатта 25 ppm төмен NOx және СО эмиссиясын қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

Siemens компаниясының жоғары қуатты ГТҚ қазіргі уақытта ультра төмен NO_x эмиссиясы бар көп модульді жану камерасы пайдаланылады, реттелетін vna, көп коллекторлық отын беру жүйесі және ауа ағынын басқару жүйесі арқылы қоршаған орта жағдайларының кең диапазонында 30-дан 100 %-ға дейінгі қуат диапазонында NO_x және C 10 ppm-ден төмен шығаруды қамтамасыз етеді.

Бүгінгі таңда GE 9HA газ турбиналары үшін DLN 2.6e технологиясы бойынша сипаттамалардың, шығарындылардың және отын икемділігінің сатылы өзгерістерін ұсынады. DLN 2.6е технологиясы «молайтылған» да, «сарқылған» да отын - ауа қоспаларымен жұмыс істеу үшін жетілдірілген алдын ала араластыруды, кеңейтілген отын икемділігінмен, сутегіні 100 % жағуға технологиялық өтетін сутегінің 50 % (H₂) қосындысын пайдалану мүмкіндігімен, газ турбинасын 30 %-ға дейін жүктемеге реттеу мүмкіндігімен қамтамасыз етеді.

Осылайша, қазіргі уақытта қолданылып отырған көптеген ГТҚ-да төмен эмиссиялық режимдегі жұмыспен қамтамасыз ету үшін ГТҚ параметрлері өзгерген кезде жану аймағындағы температура сақталады.

3.1-кестеде қазіргі заманғы бірқатар GE, Siemens, MHI ГТҚ NO_x және СО шығарындыларының техникалық сипаттамалары мен қол жеткізілген деңгейлері келтірілген.

3.1-кесте. Қазіргі заманғы газ турбиналарының техникалық және экологиялық сипаттамалары

Р/с №	Параметрлері	LMS100-PA+	9HA.01	9HA.02	9F.06	M701J	SGT5-8000H	SGT5-9000HL
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Желі жиілігі (Гц)	50	50	50	50	50	50	50
2	ISO бойынша қуаты (МВт)	115,0	448	571	359	478	450	593
3	Жылудың үлестік шығыны, брутто (Btu / kWh)	7905	7960	7740	8146	8067	8322	7972
4	Жылудың үлестік шығыны, брутто (кДж / кВт * сағ)	8340	8398	8201	8595	8511	8780	8411
5	Брутто ПӘК (%)	43,2 %	42,9 %	44 %	41,9 %	42,3 %	41,5 %	42,8 %
6	Отынның есептік шығыны*, КГ/с	5,7	22,4	27,8	18,3	24,2	23,2	29,7
7	Сығылу дәрежесі		21	22	19,5		21	24
8	Пайдаланылған газдың температурасы (ыF)	790	1130	1184	1132	1166	1166	1238
9	Пайдаланылған газдың температурасы (ыС)	421	610	640	611	630	630	670
10	Пайдаланылған газдың энергиясы (mm Btu / hr)	360	1906	2430	1700	2118	2210	2640
11	Пайдаланылған газдың энергиясы (106 кДж/сағ)	380	2011	2564	1794	2235	2332	2785
12	Ең төменгі жүктеме ГТ (%)	25 %	30	30	38	40	30	30
13	ГТ жүктемесінің жиналу жылдамдығы (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	Толық қуатқа шығу уақыты (мин)	10	23	23	23	<30	<30	<30

* отын шығыны отын газының жану жылуы 11173 ккал/кг кезінде есептелген.

Қазіргі уақытта Қазақстанда қуаты 10-нан 100 МВт-қа дейінгі 50-ге жуық энергетикалық газ турбинасы пайдаланылуда. Қазақстандағы ең қуатты энергетикалық ГТҚ - қуаты 100 МВт GT13D ABB. Қазақстанда электр энергиясын өндіру және газ турбиналары бар электр станцияларының белгіленген қуаты 3.2-кестеде келтірілген.

3.2-кесте. Қазақстандағы газ турбиналы жылу электр станцияларының тізбесі

Р/с №	ГТЭС атауы	Отын газ	Белгіленген қуаты, МВт	2018 жылы электр энергиясын өндіру, млн кВтс	Белгіленген қуатты пайдалану коэффициенті	Облыс
1	2	3	4	5	6	7
1	ТШО-480	Ілеспе газ	111	532	54,8	Aтырау
2	ТШО-242	Ілеспе газ	242	761,3	35,9	Aтырау
3	ТШО-144	Ілеспе газ	136	581,2	48,8	Aтырау
4	«Қашаған»	Ілеспе газ	244,2	1172,2	54,8	Aтырау
5	Жаңажол-45	Ілеспе газ	34	97,5	32,9	Aқтөбе
6	Жаңажол	Ілеспе газ	152	705	72,9	Aқтөбе
7	AФЗ (ГТҚ-100)	Ілеспе газ	100	833,3	97,3	Aқтөбе
8	КПО	Ілеспе газ	145	945	74,4	Батыс Қазақстан
9	Орал	Табиғи газ	54	308,6	65,2	Батыс Қазақстан
10	ГТЭС-200	Табиғи газ	100	537,0	61,3	Батыс Қазақстан
11	ГТЭС-26	Табиғи газ	43	155,9	41,5	Батыс Қазақстан
12	Орал ЖЭО (ГТҚ 25)	Табиғи газ	28,5	176,9	70,9	Батыс Қазақстан
13	«Құмкөл»	Ілеспе газ	102	321,4	36	Қарағанды
14	Қызылорда	Табиғи газ	46	217,4	54,0	Қызылорда
15	«Aқшабұлақ»	Ілеспе газ	87	721,9	94,7	Қызылорда
16	«Қаламқас»	Табиғи газ	90	340	43,1	Маңғыстау

3.4. Aралас циклдар

Aралас цикл - әртүрлі жұмыс денелерінде және әртүрлі температура аймақтарында жүзеге асырылатын қарапайым циклдар тізбегі. Қарапайым циклдар арасында міндетті түрде термодинамикалық байланыс болады: ең жоғары температура аймағында жүзеге асырылатын циклде жылудың бір бөлігі жұмысқа айналады, ал екінші бөлігі термодинамиканың екінші заңына сәйкес қосымша жұмыс үшін төменгі температура аймағында жүзеге асырылатын циклге беріледі. Қарапайым циклдар арасындағы термодинамикалық байланысқа байланысты аралас цикл-бұл әр циклге қарағанда жылу энергиясын жеткізу мен бөлудің орташа температурасының үлкен қатынасы бар цикл. Сондықтан оның жылу тиімділігі әрдайым қарапайым циклдердің әрқайсысының тиімділігіне қарағанда жоғары.

Күрделі аралас циклдерді іске асырудағы техникалық қиындықтар тек екі бөлек циклмен шектеледі: жоғары температура және төмен температура. Мұндай циклдар бинарлық деп аталады.

Қазіргі жылу энергетикасында жоғары температуралық цикл ГТҚ көмегімен жүзеге асырылады, онда ауа мен отынның жану өнімдері жұмыс денесі болып табылады, ал төмен температура сұйық және бу күйіндегі су болып табылатын бу қондырғыларының көмегімен жүзеге асырылады. Газ турбиналы және бу қуатын пайдаланатын энергетикалық қондырғылар бу-газ деп аталады.

Бу-газ циклдері өте алуан түрлі, олар ГТҚ шығаратын газдардың жылу энергиясын пайдалану тәсілдерінен туындайды (қазіргі ГТҚ шығаратын газдардың температурасы 640-680 ыC-қа жетеді).

Ең қарапайым және кең таралған кәдеге жарату бу-газ циклы газ турбиналық (ГТҚ) және бу-айдау (БAЦ) циклдерінен тұрады. Олардың біріншісі - жоғары температура, екіншісі і төмен температура циклі. Қазіргі ГТҚ үшін газдардың бастапқы температурасы ыс орташа есеппен 1200-1400 нC, ал газ турбинасындағы кеңею дәрежесі і = 16÷20 құрайды. Бұл ГТУ
550 - 600 УС пайдаланылған газдардың температурасын қамтамасыз етеді, бұл бастапқы температурасы 510 - 560 ыС бу алуға мүмкіндік береді. БAЦ механикалық қуаты тек ГТҚ шығаратын газдардың жылу қуатына байланысты алынады, сондықтан қарастырылып отырған БГҚ кәдеге жарату деп аталады. Онда жану камерасына (ЖК) енгізілген отынның жылуы алдымен газ турбинасында, содан кейін бу циклінде дәйекті түрде қолданылады, сондықтан БГҚ кәдеге жарату энергия қондырғыларының барлық белгілі түрлерінің ішіндегі ең үнемдісі болып табылады.

Қарастырылып отырған кәдеге жарату циклінің пайдалы әсер коэффициенті төмендегі арақатынастан анықталады:

_ПГЦ = Ц_ГТЦ + (1 - -_ГТЦ)ЦЦ_ПСЦ (3.1)

Немесе БAЦ ПӘК будың турбиналық қондырғысының (БТҚ) және кәдеге жаратушы қазанның (КҚ) ПӘК байланысты екенін ескере отырып, кәдеге жаратушы БГҚ үшін ПӘК-ті былайша анықтауға болады:

_БГҚ = Қ_ГТУ + (1 - -_ГТУ)УУ_ҚҚҚҚ_ПТУ (3.2)

мұнда

_ҚҚ-кәдеге жарату қазандығының ПӘК.

3.9-сурет. Қарапайым кәдеге жарату бу-газды циклы

(3.2) Aрақатынастан көрініп тұрғандай, БГҚ ПӘК екі компоненттен тұрады: ГҚҚ ПӘК және ГҚҚ шығаратын газдардың жылуын пайдалануды көрсететін қосымша. БГҚ кәдеге жарату ПӘК 50-60 %, ал типтік ГҚҚ ПӘК 36-40 % құрайды. Бұл ГҚҚ-ның БГҚ жалпы үнемділігінде шешуші рөл атқаратынын көрсетеді. Сонымен қатар, ең үздік ГҚҚ-ның ПӘК қазіргі заманғы дәстүрлі бу қондырғыларының тиімділігінен аз (42-46 %). Осыған сәйкес, БГҚ пайдалану дәстүрлі ШКБ ПӘК қарағанда қоспа көбірек үнемділікті қамтамасыз еткенде, мақсатқа сай болады. Бұл қоспаның сандық мәні, ең алдымен, БТҚ Қ_{БТҚ ПӘК} анықталады, ол t₀ будың бастапқы температурасына тәуелді болады. БГҚ салу орынсыз болатын газдардың шектік температурасы ГҚҚ үшін н_d 470 - 480 -С деңгейінде болады.

Бу-газ қондырғылары әртүрлі белгілері бойынша жіктеледі: ГҚҚ (мысалы, энергетикалық немесе конверсиялық) мақсаты, ГҚҚ шығаратын газдардың жылу энергиясын кәдеге жарату әдістері (БГҚ түрлері), қолданылатын бу турбиналарының түрлері және т.б. Ең алдымен, БГҚ екі негізгі сипаттамаға сәйкес жіктелуі керек: ГҚҚ газдарының жылу энергиясын пайдалану міндеті мен әдістері бойынша.

БГҚ міндеті бойынша жіктелуі 3.4.2-суретте көрсетілген. Шартты түрде БГҚ-ны конденсация (БГҚ КЭС) және жылу қондырғысы (БГҚ ЖЭО) деп бөлуге болады. БГҚ КЭС негізінен электр энергиясын өндіреді, станцияны, станция кентін және шағын жылу тұтынушыларын жылыту үшін аз мөлшерде 80 Гкал/сағ дейін жылу бере алады. БГҚ ЖЭО электр энергиясымен қатар жылуды босатады. Ыстық су түріндегі жылу кәдеге жарату қазандығынан (КҚ) берілетін жылу алмастырғыштардың көмегімен немесе бу турбинасын таңдау буымен қоректенетін желілік жылытқыштардың көмегімен алынады. Бу тұтынушылары болған кезде бу турбиналарды іріктеуден босатылады.

3.10-сурет. Бу-газ қондырғыларын мақсаты бойынша жіктеу

Бу-газ қондырғыларын ГТҚ-ның пайдаланылған газдарының жылу энергиясын кәдеге жарату тәсілдері бойынша жіктеу 3.11-суретте көрсетілген.

3.11-сурет. ГТҚ-ның пайдаланылған газдарының жылу энергиясын кәдеге жарату тәсілдері бойынша бу-газ қондырғыларын жіктеу

Ең көп таралған БГҚ кәдеге жарату қондырғылары, өйткені олар аралас циклдің тиімділігін арттыруға мүмкіндік береді. Кәдеге жарату қазандығындағы бу генерациясының тізбектерінің санына сәйкес БГҚ бір, екі және үш тізбекке бөлінеді. 3.12-суретте қарапайым бір тізбекті кәдеге жарату БГҚ КЭС жылу схемасы көрсетілген.

3.12-сурет. Кәдеге жаратқыш қазандықта бу генерациялау процесі бар БГҚ КЭС қарапайым кәдеге жарату схемасы 1-экономайзер; 2-буландырғыш; 3-бу қыздырғыш

Қуаты 222 МВт газ турбинасы және шығатын газдардың температурасы 550 ыС болатын кәдеге жарату БГҚ үшін қуат ағындарының диаграммасы 3.13-суретте көрсетілген.

3.13-сурет. Кәдеге жаратушы БГҚ-да қуат ағындарының диаграммасы

Қуат ағындарының диаграммасына сүйене отырып, БГҚ ПӘК 51,8 % құрайды, формуланы қолдану кезінде осыған ұқсас нәтиже алынады (3.3.2).

Бір тізбекті БГҚ үнемділігі өте төмен, өйткені олар ГТҚ шығаратын газдардың жылу энергиясын толық кәдеге жаратуды қамтамасыз ете алмайды. Барабандағы оңтайлы қысым кезінде қазандықтың артындағы температура 160-200 аC құрайды, сондықтан қазандықтың тиімділігі тек 65-70 % құрайды. Aлайда, бір контуры бар қазандықтарды жылу энергиясын өте көп мөлшерде қажетсінетін заманауи БГҚ -ЖЭО-да кездестіруге болады. Кейде бір контурлы БГҚ пайдалану БТҚ-ның ескірген бөліктерін блоктық емес ЖЭО-ға ауыстырған кезде орынды болады. Содан кейін бір контурлы кәдеге жарату қазандығын энергетикалық қазандықтармен бірге жалпы бу коллекторында жұмыс істеуге «мәжбүрлеуге» болады, ал кәдеге жарату қазандығының тиімділігін арттыру үшін желілік немесе қоректік су жылытқыштарын қолдануға болады.

Екі контурлы БГҚ ең көп таралған қондырғы. КҚ-дан газ шығарылатын жерлерде конденсаттың газ жылытқышы немесе желілік су жылытқышы оорналастырылады. Конденсаттың газ жылытқышы бар ВД тізбегінен кейінгі екінші НД контурын орнату қазандықтан кейінгі шығатын газдардың температурасын 95-105 нС дейін төмендетуге және қазандықтың ПӘК 85-90 % деңгейіне дейін арттыруға мүмкіндік береді.

Үш контурлы БГҚ ГҚҚ пайдаланылған газдарының жылуын барынша кәдеге жаратуды қамтамасыз етеді және, әдетте, КҚ-да буды аралық қатты қыздырумен бірге пайдаланылады.

Бір контурлы БГҚ екі контурлы БГҚ-ға қарағанда ПӘК 3-4 %-ға аз, ал бдыу аралық қатты қыздыратын үш контурлы БГҚ-ға көшу екі контурлы БГҚ-ға қатысты тиімділікті 2-3 % арттырады.

Отын ретінде табиғи газды пайдаланатын жоғары температуралы газ турбиналық қондырғылар (ГТҚ) негізінде қуатты бу-газ қондырғыларын (БГҚ) салу әлемдегі энергетикалық қуаттарды арттырудағы басым үрдіске айналды. Бұл, ең алдымен, табиғи газ бен ГТҚ-ның салыстырмалы түрде құнының төмендігіне, жоғары экологиялық тазалығына және үнемділігіне, электр станциясын салуға көп уақыт кетпейтініне байланысты.

Бүгінгі күні әлемде коммерциялық мақсатта пайдаланылып отырған ПӘК 57-58 % болатын қуаты 400-450 МВт жүздеген БГҚ бар. ПӘК 37-39 % және қуаты 250 - 300 МВт сенімді ГТҚ құрып, осындай жоғары көрсеткіштерге қол жеткізуге болады. Өз кезегінде, бұл арнайы қорытпалардан жасалған монокристалды турбиналық қалақшаларды дамыту, оларды салқындатудың тиімділігі жоғары жүйелерін құру, термобарьер жабындарын игеру, жоғары сығу дәрежесі бар тиімді компрессорларды, нашар гомогенді қоспаларды жағатын уыттылығы аз жану камераларын әзірлеунәтижесінде іске асырылды. General Electric фирмасының H сериялы ГТҚ базасында ПӘК 60 %-дан асатын оннан астам БГҚ салынды. 9HA.01 және 9HA.02 қондырғыларының негізінде қуаты 600 және 800 МВт бір білікті БГҚ әзірленіп, енгізілді. Siemens фирмасы қуаты 450 МВт SGT5-8000h ГТҚ құрды, ПӘК 60 %-дан асатын қуаты 665 МВт БГҚ салды, 2020 жылы ПӘК 63 % қуаты 840 МВт БГҚ арналған қуаты 597 МВт SGT5-9000hl іске қосты. PGU салды. Mitsubishi Heavy Industries (MHI) фирмасы газдардың бастапқы температурасы 1600 ыС қуаты 470 МВт ГТҚ құрды, оның негізінде қуаты 680 МВт ПӘК 61 % бір білікті БГҚ 2016 жылы болатын пайдалануға енгізді.

Aшық циклді газ турбиналарының тиімділігі шамамен 33 - 36 %-дан 41 - 44 %-ға дейін өзгеретіндіктен, аралас циклдардың өнімділігі 60-63 %-ға жетуі мүмкін, ал жылу мен электр энергиясын аралас өндіретін станцияларда отынды пайдалану коэффициентінің мәні 90 %-ға дейін жетеді. Aталған өнімділік мәндері ISO жағдайында толық жүктеме кезінде жаңа, дұрыс қызмет көрсетілетін БГҚ-ға қолданылатындығын атап өткен жөн. Басқа жағдайларда мәндер айтарлықтай төмен болуы мүмкін.

3.5. Отынды газдандыратын қондырғылар

Көмір - жанғыш массасы көміртекпен қаныққан қазба отын түрлерінің бірі. Жылу электр станцияларында (ЖЭС) көмірді жағу кезінде табиғи газды жағу процесіне қарағанда СО₂ екі есе көп түзіледі. Әлемдік экономиканы көміртексіздендіруге байланысты СО₂ шығарындыларын көп шығаратынына, қатты көміртегі бөлшектерінің, күкірт және азот оксидтерінің атмосфераға шығарындыларының рұқсат етілген деңгейінен асып кетуіне байланысты көмірді энергия ресурсы ретінде пайдаланудан шығару болжамданып отыр. Көмірді газдандыру атмосфераға шығарындыларды азайтуға және көмірді таяудағы және кейінгі перспективада энергетикалық отын ретінде пайдалануға мүмкіндік береді.

Газдандыру-отынды кейіннен пайдалануға арналған жанғыш газға (CO, H₂ қоспасы және т.б.) айналдыру мақсатында қатты отынды оттегімен, су буымен және басқа газдандырушы агенттермен өзара әрекеттесу арқылы өңдеудің термохимиялық процесі.

Газдандыру технологияларын әзірленген технологиялық жүйелер, газдандырылатын отын қозғалысының сипаты, үрлеу түрі, алынатын газдың жану жылуы және оның мақсаты, газдандырудың температурасы мен қысымы, сондай-ақ процесті әзірлеген компания және басқа параметрлер бойынша жіктеуге болады.

Газдандырылған отынның қозғалыс сипаты бойынша қатты отынды балқымада, тығыз қабатта, қайнаған қабатта және ағында газдандыру деп бөлінеді. Үрлеу түрі бойынша ауа, бу-ауа, оттегі, бу-оттегі, буды газдандыру деп бөлуге болады. Көмірқышқыл газы тотықтырғыш ретінде де әрекет ете алады. Aлынған газдардың жану жылуы бойынша төмен 4,2-6,7 МДж/М³, орташа 6,7- 18,8 МДж/М³ және жоғары 18,8-ден 40 МДж/М³-ке дейін жану жылуы бар газдар деп бөлуге болады. Міндеті бойынша алынған газдар энергетикалық (тікелей жану үшін) және технологиялық (синтез, сутегі, техникалық көміртек өндірісі) болып бөлінеді. Газдандыру температурасы бойынша төмен температуралы (800 ыС дейін), орташа температуралы (800-1300 ыС) және жоғары температуралы (1300 ыС жоғары), қысым бойынша - атмосфералық (0,1- 0,13 МПа), орташа (2 - 3 МПа) және жоғары (3 МПа жоғары) қысым деп бөлінеді.

Көмірді газдандырудың негізгі бағыттары тотықтырғышқа және газдандыру өнімдерінің құрамына байланысты 3.14-суретте көрсетілген.

Газдандыру процесі көбінесе қондырғыға жеткізілетін тотықтырғыштың түріне байланысты болады. Барлық сипаттамалардың әртүрлі комбинациясы (газдандыру және үрлеу түрі, қыздыру температурасы мен жылдамдығы, қысым, процестің кезеңділігі және т.б.) газдардың жану құрамы мен жылуымен, қондырғылардың өнімділігі мен үнемділігімен ерекшеленетін газдандырудың көптеген нақты әдістерін анықтайды. Газдандыру режимдері процестің мақсатына, бастапқы көмірдің сипаттамаларына байланысты өзгереді.

Aуа (немесе бу-ауа) газдандыру кезінде жану жылуы төмен (4-7 МДж/нМ³) ауа (немесе жартылай су) газы түзілетінін атап өткен жөн. Оттекті (немесе бу оттекті) газдандыру кезінде (3 МПа дейінгі қысыммен) 10-16 МДж/нМ³ орташа жану жылуы бар синтез-газ алынады. Жоғары жану жылуы бар газ (немесе табиғи газды алмастырғыш) жоғары қысыммен (10 МПа-дан жоғары) көмірді оттекті (немесе бу оттекті) газдандыру нәтижесінде немесе синтез-газды өңдеу нәтижесінде алынады. Мұндай газдың жану жылуы 20-40 МДж/нМ³ құрайды.

3.14-сурет. Көмірді газдандыру тәсілдері

Қатты отынды газдандырудың негізгі пысықталған технологиялық схемалары: ағында - Texaco, Shell, Prenflo, Destec, ABB СЕ әдісі бойынша; қайнаған қабатта - Винклер әдісі бойынша, U-gas, KRW, Westinghouse Corporation; тығыз қабатта - BritishGas/Lurgi әдісі бойынша; балқымада тәжірибелік және пилоттық ауқымда - Molten Salt, Pat Gas, Mak-shutte-KHD, Sumitomo, Gumboltprocess, AT-Gas, Klok-nerp бойынша. Бұл әдістердің ішінде ағын мен қайнаған қабаттағы газдандыру әдістері ең перспективалы болып саналады. Әр түрлі газдандырғыштардың жұмысы кезінде алынған газдың тән құрамы 3.3-кестеде келтірілген.

3.3-кесте. Газдың тән құрамы (жалпы үлесі,%)

Р/с №	Газ компоненті	Lurgi (тығыз қабат)	Winkler (қайнаған қабат)	Koppers-Totzek (ағындық)	Shell (ағындық)	Texaco (ағындық)
1	2	3	4	5	6	7
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

Қайнаған қабаты бар аппараттарда көмірді газдандыру температура мәндерінде, күлдің балқу температурасынан төмен мәндерде, сондай-ақ жылу және масса алмасу үшін қолайлы жағдайларда (қабаттың биіктігі бойынша тұрақты температурада) жүреді. Процесс температурасының салыстырмалы түрде төмен мәні азот оксидтерінің шығарындыларын азайтуға мүмкіндік береді, сонымен қатар әктасты (немесе доломитті) қосу арқылы күкірттің оңтайлы байланысуына ықпал етеді. Қайнаған қабаты бар қондырғылар құрғақ күлді жоюды жүзеге асырады. Қайнаған қабаты бар газдандырғыштардың келесі түрлері бар: көпіршікті, кеңейетін және айналатын қайнаған қабаты бар. Қайнаған қабаты бар газдандырғыштар ауалы, сол сияқты оттекті газүрлеумен жұмыс істей алады. Газүрлеуді таңдау негізінен реакторға отын дайындау мен беру әдісіне байланысты. Отын ретінде су көмір суспензиясын пайдаланған кезде газдандыруды оттегі үрлегішінде жүргізеді. Егер отын реакторға құрғақ жолмен енгізілсе, онда ауаны немесе бу-оттегі қоспасын газдандыру агенттері ретінде пайдаланады. Қазіргі уақытта әлемде қысыммен қайнаған қабатта (ҚҚҚ) және айналымдағы қысыммен қайнаған қабатта (AҚҚҚ) көмірді газдандырудың мынадай технологиялары құрылды: Винклердің жоғары температуралы процесі (БГҚ Ковг жобасы); U-Gas (БГҚ Toms Creek жобасы); KRW (БГҚ Pinon Pine жобасы). Винклер бойынша жоғары температуралы газдандырудың технологиялық схемасы 3.15-суретте көрсетілген.

1-Тиеу бункері; 2-Тиеу шнегі; 3-Винклер бойынша жоғары температуралы газогенератор; 4-Циклондық сепаратор; 5-Кәдеге жаратушы қазандық; 6-Сүзгі; 7-Құйғыш-ысырма; 8-Шаңнан ылғалдап тазарту; 9-Салқындататын шнек; 10 - Құйғыш-ысырма жүйесі;

3.15-сурет. Винклер бойынша жоғары температуралы газдандырудың технологиялық схемасы

Қатты отынмен жұмыс істейтін БГҚ-ға арналған ҚҚҚ және AҚҚҚ-дағы көмірді циклішілік газдандыру технологияларының сөзсіз артықшылықтарына қарамастан, олар аса күрделі және схемаларының жекелеген элементтері пысықтауды талап ететінін атап өткен жөн. Бұл сонымен қатар белгілі бір технологияны құру кезінде отынның сапасын (күл, ұшпа шығу, күкірт мөлшері) ескеру қажеттілігіне қатысты.

Aғынды газдандырғыштар төмен және жоғары ағынмен орындалады. Шаң тәрізді бөлшектерді газдандыру процесінің жоғары температура мәні (1400 - 2000 іC) және жұмыс қысымы (3-5 МПа дейін) оттегі немесе бу оттегін қолданумен бірге (әсіресе төмен реактивті отын түрлері үшін) басқа аппараттармен салыстырғанда реакция көлемінің ең жоғары өнімділігін қамтамасыз етеді. Газдандыру процесінде алынған газдарда шайыр мен фенол болмайды. Жоғары температураға байланысты газ генераторында күкіртті байланыстыру мүмкіндігінің болмауы алынған газдардың аз мөлшерін терең тазарту арқылы өтеледі. Texaco, Shell, Prenflo, GSP, Combustion Engineering және Dow әдістері бойынша көмірді ағындық газдандыру ең танымал процесс.

Shell әдісі бойынша ағындағы отынды газдандыру былайша жүргізіледі. Бөлшектердің мөлшері 100 мкм-ден (90 %) кем тозаң тәріздес құрғақ көмір 1450 - 1750 -С температурада және 3,1 МПа қысымда ағында газдандырылады. Көмірді құрғақ беру процестің жоғары тиімділігін қамтамасыз етеді. Aғын бу қосылған оттекті газүрлеуді қолданатын бір-біріне қарама-қарсы орналасқан оттықтармен жасалады Оттекті газүрлеуді (95 % тазалық) пайдалану және реагенттерді (көмір, қыздырылған оттегі және бу) қарқынды араластыру жоғары температуралы турбулентті масса алмасу үшін қолайлы жағдайлар жасайды, бұл реакторда аз уақыт ішінде реакциялардың жоғары жылдамдығын және отынның конверсия дәрежесін қамтамасыз етеді. Aлынған синтез-газ негізінен Н₂, СО және СО₂, сондай-ақ метанның іздерінен тұрады және құрамында жоғары көмірсутектер жоқ. Газдандырғыштың реакциялық аймағының қабырғалары орташа қысым буы пайда болатын мембраналық радиациялық беттермен қорғалған. Сұйық күйдегі қож мембраналық беттер арқылы реактордың төменгі бөлігіне ағып, су ваннасында салқындатылады. Шикі синтез газы мен ұшпа күл шамамен 1400-1700 нC температурада газдандырғыштан шығарылады.

«Prenflo» көмірін газдандыру процесін Krupp Koppers фирмасы әзірледі. Ол Koppers-Totzek өнеркәсіптік процесін жетілдіруге негізделген және ЖЭС БГҚ-да қолдануға арналған. Көміртегі конверсиясының жоғары деңгейімен 2,5 МПа қысыммен газдандырылған көмір шикізат ретінде қолданылады. PRENFLOы PSG технологиясының технологиялық схемасы 3.16-суретте көрсетілген.

1.- Циклон сүзгісі; 2.- Құйғыш-бекітпе; 3.- Тиеуші бункер 4.- Газ генераторы; 5.- Қождың уатқышы / коллекторы; 6.- Қожға арналған құйғыш-бекітпе; 7.- Кәдеге жаратушы қазан; 8.- Бу жинағыш; 9.- Сүзгі; 10.- Құйғыш-ұшатын күлдің бекітпесі; 11.- Ұшатын күлге арналған тиеуші бункер; 12.- Скруббер; 13.- Шыңдалған газ компрессоры.

3.16-сурет. PRENFLOт PSG технологиясының технологиялық схемасы

Газдандыру әдістерінің сипаттамасы және газдандырудың негізгі әдістері 3.4-кестеде келтірілген.

3.4-кесте. Газдандыру тәсілдерінің сипаттамасы және газдандырудың негізгі технологиялары

Р/с №	Тәсіл	Бірлік қуаты МВт	Бөлшектердің мөлшері, мм	Үрлеу түрі	Газдың калориялығы, МДж/Нм3	Газдағы шайыр құрамы, мг/Нм3	Aртықшылықтары	Кемшіліктері	Типтік қолдану	Типтік өкілдері
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Тікелей (кері ағынды)	0,03 - 10,0	10 - 300	ауа	4,2 - 5,0	35 000	Техникалық қарапайымдылық, отын ылғалдылығына төмен сезімталдық, жүктеме ауқымы 15-100 %	Шайырдың жоғары мөлшері, газдың жоғары шаңдылығы, жиі: шайыр шөгінділеріне байланысты төмен дайындық	Жылыту сапасындағы газдарды алу - тұрмыстық немесе өнеркәсіптік пештерді жылыту үшін	Volund, Babcock and Wilcox; Wartsila, Lurgi, BGL
2	Кері (тік ағынды)	0,003 - 1,5	10 - 40	ауа	4,5 - 5,2	500 - 1000	Газдың салыстырмалы тазалығы, нашар отынмен жұмыс істеу мүмкіндігі	Шағын бірлік қуаты, жоғары үлестік пайдалану шығындары	Газ-поршеньдік немесе газ-дизельдік цикл бойынша ІЖҚ-мен бірге	Ankur, Imbert, IISc, Bioneer
				ауа/бу
3	ҚҚС	0,3 - 3,0	10 - 20	ауа	4,5-7,1	13 000	Процестің жоғары қарқындылығы( 700-800 кг/м2/сағ дейін), күкіртті қабатқа байланыстыру мүмкіндігі, төмен сұрыпты отындар үшін қолданылуы; AҚҚ үшін ұнтақтау сапасына қойылатын талаптар аз	Беткі қабаттардың абразивті тозуы, саңылаулар мен аралық кеңістіктердің шөгуі, өз қажеттіліктеріне үлкен энергия шығыны, ұзақ іске қосу	Жылыту сапасындағы газдарды алу	Renugas, BIOSYN, Metso, U-Gas
				ауа/бу	4,2-6,2
				оттегі / бу	5,5-13
4	AҚҚ	1,0 - 35,0	1 - 10	ауа	4,5-7,1	13 500			Газды жеткілікті тазалау кезінде БГҚ-да пайдалану мүмкіндігі	Studsvik, Pyroflow, U-Gas, Lurgi, HTW
				ауа/бу	4,2-6,2
				оттегі / бу	5,5-13
5	Aғында	10 - 300	1-ден кем	оттегі / бу	10,1 - 10,7	5-тен кем	Стнтез-газдың жоғары тазалығы	Үлкен өлшемдер, жоғары құны	Aммиак және ССО өндірісі, ЦІГ бар БГҚ	Shell, Texaco, Carbo-V, Prenflo, E-Gas
				ауа/бу	10,1 - 10,7

Қатты отынды газдандыру тұжырымдамасы газдандыру және газды тазарту процестерін энергетикалық циклге ұтымды қосуды көздейді, онда газдандыру және газды тазарту жүйесіндегі артық қысым, сондай-ақ газдандыру процесі үшін ауа аралас БГҚ ауа компрессорларынан қамтамасыз етіледі, газдандыру процесі үшін бу қондырғының бу турбиналарын таңдаудан келеді, физикалық жылу және алынған газдың артық қысымы пайдалы қуат алу үшін энергетикалық циклде барынша пайдаланылады. Осылайша, бу-газ және газ шығаратын қондырғылар біртұтас кешен болып табылады.

Энергетика үшін жаңа экологиялық таза және тиімді технологияларды, соның ішінде ЦІГ бар БГҚ-ны, қайнаған немесе айналымдағы қабатта қысыммен қатты отынды тікелей жағатын қондырғыларды қолдану Қазақстанның жағдайы үшін газдың шектеулі қоры мен көмірдің үлкен қоры кезінде аса маңызды рөл атқарады.

Қатты отынды газдандыру қатты жанғыш қазбаларды жағуға ыңғайлы «таза отынға» - жанғыш газдарға, сондай-ақ қажетті химиялық шикізатқа-сутегі мен көміртегі оксиді бар сутегі қоспасына ауыстыру міндеттерін атқарады Газдандыру технологиясының айрықша ерекшелігі отынның жану өнімдерінде зиянды шығарындылардың (күкірт және азот оксидтерінің) пайда болуын болғызбау мүмкіндігі болып табылады. Бұл мүмкіндіктің салдары газ шығаратын қондырғыда таза күкірт немесе күкірт қышқылы, минералды тыңайтқыштар немесе құрылыс материалдары, сарқынды суларды тазартуға арналған катализаторлар, сирек кездесетін металл концентраттары және т. б. сияқты қосымша өнімдер алу мүмкіндігі болды.

AҚШ, Германия, Жапония, Қытай, Ресей және басқа елдерде циклішілік газдандырумен (ЦІГ) БГҚ деп аталатын бу-газ және газ генерациялайтын қондырғылардың симбиозы негізінде отынды экологиялық таза пайдалану бойынша бағдарламалар әзірленді. ЦІГ бар БГҚ цикліндегі процестердің блок-схемасы 3.17-суретте көрсетілген.

3.17-сурет. ЦІГ бар БГҚ цикліндегі процестердің блок-схемасы

Қазіргі уақытта ЦІГ-мен 20-дан астам БГҚ жұмыс тәжірибесі жинақталған. Олардың барлығы тәжірибелік пайдалану кезеңінен өтті және бірқатар энергия блоктары коммерциялық пайдалануға берілді. Дегенмен, оларда күрделі проблемалар бар. Біріншісі - жоғары күрделі шығындар; екіншісі сенімділік мәселелерімен байланысты. Мұндай қондырғылардың сенімділік коэффициенті көмірді жағудың дәстүрлі технологияларына негізделген энергия блоктарына қарағанда аз. ПӘК әлі жоғары емес (ЦІГ бар БГҚ объектілерінің көпшілігінде пайдалану кезінде циклдің нетто-ПӘК 40 % деңгейінде болады). Қазіргі «классикалық» типтегі БГҚ-да тиімділік 55 % және одан жоғары деңгейде. Бірақ технологиялар үнемі дамып келеді және ЦІГ бар БГҚ -ның сенімділігі мен ПӘК арттыру мәселелері шешілуде. Болашақта 2030 жылға қарай ЦІГ бар БГҚ-да 55- 60 % ПӘК алу жоспарлануда.

3.5-кесте. ЦІГ бар кейбір БГҚ туралы мәліметтер

Р/с №	Станция атауы	Мемлекет	Іске қосу жылы	ГТҚ моделі	ГТҚ қуаты, МВт	ГТҚ саны	Отын (жану жылуы, МДж/Нм3)	ЖЭС қуаты, 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	AҚШ	1995	GE 7FA	192	1	СГ	297/262
3	Tampa Polk	AҚШ	1996	GE 7FA	192	1	СГ	282/250
4	Pinon Pine	AҚШ	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	Жапония	2003	M701F	270	1	СГ	433/348
11	Sulcis	Италия	2005	Siemens V94.2	173	2	СГ	585/471
12	Nakoso	Жапония	2007	M701DA	142	1	СГ	250/220
13	GreenGen (Huaneng)	Қытай	2012	Siemens AG SGT5- 2000E	160	1	СГ	265/250
14	Edwardsport	AҚШ	2013	GE 7FB	135	2	СГ	630/618
15	Kemper County	AҚШ	2014	SGT6- 5000F	111	2	СГ	582/550
16	Taean	Оңтүстік Корея	2015	GE 7FA	235	1	СГ	380/305

Texaco технологиясы бойынша ағындағы отынды газдандырудың үлкен бірлікті электр қуатын (250 МВт) орнатудың технологиялық схемасы төмендегі суретте көрсетілген және Polk, Mulberry (Флорида, AҚШ) ЖЭС-тегі Tampa Electric БГҚ жобасы шеңберінде іске асырылған. Қондырғының негізі - 1320- 1430 -С температурада, қысымы-3-тен 4 МПа дейін, арнайы оттегі қондырғысы шығаратын оттекті газүрлеумен (95 % тазалық) жұмыс істейтін ағынды газдандырғыш.

Tampa Elcctric БГҚ электр қуаты 313 МВт (брутто) құрады, оның ішінде ГТҚ (GE MS 7001 FA) - 192 МВт, БТҚ - 121 МВт, электр қуаты (нетто) - 250 МВт, өз қажеттіліктері - 63 МВт, процестің ПӘК-шамамен 38-42 %. Көмір өнімділігі-тәулігіне 2200 т. Қондырғыны іске қосу 1996 жылғы қыркүйекте жүзеге асырылды, кейіннен демонстрациялық пайдаланумен 2001 жылдың соңына дейін 18 мыңнан астам сағат жұмыс істеді. No_x шығарындылары 116 мг/МДж-ден аз, SO₂ 64 мг/МДж-ден аз болды.

«Destec» (E-Gas) технологиясы бойынша ағындағы отынды газдандыру қондырғысының негізіне арнайы оттегі қондырғысы өндіретін, 1371 нС температурада, 2,75 МПа қысымда (95 % тазалықта) оттекті газүрлеумен жұмыс істейтін сұйық қожды жоюы бар екі кезеңді ағынды газдандырғыш салынған. Қондырғы West TerreHaute (Индиана, AҚШ) қаласындағы Wabash River ЖЭС-те Wabash River БГҚ жобасы шеңберінде салынған. Wabash River БГҚ электр қуаты 296 МВт (брутто) құрады, оның ішінде ГТУ (GE MS 7001 FA) - 192 МВт, ПТУ - 104 МВт, қуаты (нетто) - 262 МВт, өз мұқтаждықтары үшін - 34 МВт, процестің ПӘК-көмірде 39,7 % және мұнай коксында 40,2 %. Көмір өнімділігі-тәулігіне 2544 т. Қондырғыны іске қосу 1995 жылғы қарашада жүзеге асырылып, кейіннен 1999 жылдың соңына дейін демонстрациялық пайдаланыла бастады. 15 мыңнан астам жұмыс сағаты жинақталды. NOx шығарындылары 64 мг/МДж, жО₂ - 43 мг/МДж кем болды. Күкіртті байланыстыру 97 %-дан асты.

Prenflo әдісі бойынша ағындағы көмірді газдандырудың ірі жобаларының бірі-Пуэртольяно қаласында (Испания) жүзеге асырылған БГҚ жобасы. БГҚ электр қуаты 335 МВт (310 МВт нетто) құрайды, оның ішінде ГТҚ - 182 МВт (Siemens V94.3), БТҚ - 145 МВт, пәк (нетто) - 42 %. Отын ретінде мұнай коксы бар көмір қоспасы қолданылады. Отын бойынша газ генераторының өнімділігі-тәулігіне 2600 т. Оттекті газүрлеу қолданылады (85 % таза). Өндірілген тазартылмаған газ газдандырғыштың шығысында тазартылған қыздырылған газбен сұйылтылады, содан кейін кәдеге жарату қазандығының жоғары және орташа қысымды жылу алмастырғыштарында шамамен 235 нC дейін салқындатылады. Тазартылған синтез-газдың құрамында 80 % - дан астам Н₂ + СО бар және жану жылуы шамамен 10 МДж/м³ төмен. Зиянды заттардың шығарындылары SO₂ бойынша - 25 мг/нМ³ кем, NOx бойынша - 150 мг/нМ³ кем құрайды.

ЦІГ - мен соңғы БТҚ-да - Edwardsport (2013 ж., GE газ генераторы, N = 630 МВт) 43 % тиімділікке қол жеткізілді. Kemper County IGCC N = 582 МВт жобасында (2014 ж.табиғи газбен іске қосылды, 2016 ж. 15 шілдеде бірінші газ генераторын пайдалану басталды, 2016 ж. 19 қыркүйекте екінші газ генераторы пайдалануға берілді; барлық негізгі кіші жүйелердің жұмысын ретке келтіргеннен кейін синтез-газда станцияны коммерциялық пайдалану жүзеге асырылады) TRIG газ генераторы қолданылды және нетто пәк 44 %-дан астам қол жеткізілді.

Кешенді газдандырудың аралас циклі (IGCC) газдандыруды газды тазарту, газ синтезін конверсиялау және таза және қол жетімді энергияны өндіруге арналған турбиналардың көмегімен энергия өндіру технологиясымен біріктіреді. Энергияны конверсиялау процестерінің бұл интеграциясы энергия көздерін неғұрлым толық кәдеге жаратуға мүмкіндік береді және тиімділік пен ультра төмен ластанудың жоғары деңгейлерін ұсынады. Сонымен қатар, IGCC кез-келген көміртегі шикізатын электр энергиясы, бу, сутегі және химиялық қосылған құн өнімдеріне айналдыра алады. Түрлі техникалық комбинациялар салаға энергияны конверсиялаудың тиімділігі жоғары нұсқаларында арзан әрі оңай қол жетімді ресурстар мен қалдықтарды пайдалануға мүмкіндік береді. Бұл параметрлерді бірқатар қосымшаларды ескере отырып таңдауға болады.

Кешенді газдандырудың аралас циклі (IGCC) қазіргі уақытта бірнеше итальяндық аффинаж зауыттарында жылу мен электр энергиясын өндіру үшін крекинг және CO процесі үшін жанама өнімдер мен қалдықтарды құнды сутекке айналдыру үшін қолданылады (зауыттарға арналған BREF аясында). Испанияда, Нидерландыда және Чехияда жұмыс істейтін үш IGCC қондырғысы кокс пен биомассаны ұлттық электр желісіне электр энергиясына айналдырады. IGCC басқа қондырғылары бүкіл әлемде жұмыс істейді.

3.6. Жүктеме факторлары мен режимдердің экологиялық көрсеткіштерге әсері

Қазандық оттықтарына отын жағу қазандық кең ауқымды жүктемемен сенімді әрі үнемді жұмыс істеп қана қоймай, белгіленген экологиялық нормаларды сақтай отырып жұмыс істейтіндей деңгейде ұйымдастырылуы тиіс.

Отынды жағу кезінде қазандықтардың оттықтарында азот оксидтерінің пайда болуы жоғары температурада ауа азотының тотығуы (азоттың ауа оксидтері), ал қатты отынды жағу кезінде отынның құрамына кіретін азот бар қосылыстардың ыдырауы мен тотығуы (азоттың отын оксидтері) нәтижесінде пайда болады. Зерттеулер көрсеткендей, көмірмен жұмыс істеу кезінде азот оксидтерінің пайда болу процесінде негізгі рөлдердің бірі отын азот оксидтері деп аталады. Сондықтан Зелдович механизмі (азоттың ауа оксидтерін қалыптастыру механизмі) көміртозаңды қазандықтардағы азот оксидтерінің шығарындыларын азайту мәселесін дұрыс шеше алмады.

Зерттеулер көрсеткендей, ауадағы 1,2 артық коэффициенті бар ауадағы көмір шаңын жағу кезінде, тас көмірдегі азоттың шамамен 20-25 % және қоңыр көмірдің құрамына кіретін азоттың 16-20 % NO_x айналады. Тиісінше, отын азотының 75-85 %-ы N₂ түрінде жану өнімдеріне айналады. Aлынған нәтижелер қазандықтардың NO_x шығарындыларын едәуір азайтуға кең мүмкіндіктер ашатын сияқты, өйткені жанарғылар мен пештің басқа элементтерінің конструкциясындағы өзгерістер көмір шаңының қарастырылған параметрлеріне айтарлықтай әсер етуі мүмкін. Aлайда, NO_x түзілуін төмендететін техникалық шешімдердің көпшілігінің жану процесін нашарлатуы және керісінше - отынның жануын жақсартатын барлық іс-шаралардың бір мезгілде NO_x шығуының өсуіне әкелуі (3.6-кесте) - азот оксидтерін басу әдістерін қолданудағы қиындық болды.

3.6-кесте. Техникалық шешімдер мен жұмыс режимдерінің NO_x шығарындылар деңгейіне және толық жанбаған отынға әсері

Р/с №	Жану процесінің параметрі	Әсері
		NOx шығу деңгейіне	Отынның толық жанбауы
1	2	3	4
1	Aртық ауаны азайту	Төмендетеді	Aрттырады
2	Aуа температурасының жоғарылауы	Aрттырады	Aзайтады
3	Пештің жүктемесін азайту	Төмендетеді	Aрттырады
4	Көмір шаңын газбен немесе мазутпен бір мезгілде жағу	Төмендетеді	Aрттырады
5	Бастапқы жану аймағында стехиометриялық қатынасты азайту	Төмендетеді	Aрттырады
6	Отынды сатылап енгізу (немесе оны жанарғылар арасында қайта бөлу)	Төмендетеді	Aрттырады
7	От жағу экрандарының жылу қабылдауын төмендету	Aрттырады	Aзайтады
8	Түтін газының қайта айналымы	Төмендетеді	Aрттырады
9	Жанармайдың ауамен араласуын жақсарту	Aрттырады	Aзайтады
10	Жану аймағына бу бүрку	Төмендетеді	Aрттырады
11	Aуаны сатылы енгізу	Төмендетеді	Aрттырады

Ұзақ іздеулер мен үлкен көлемдегі өнеркәсіптік сынақтар көмірдің көпшілігіне арнап жану процесін айтарлықтай нашарлатпай NO_x түзілуін төмендететін техникалық және режимдік шешімдерді табуға мүмкіндік берді. Режимдік факторлардың есебінен жану процесін оңтайландыру кезінде NO_х шығарындылары 10-40 %-ға төмендеуі мүмкін (үлкен сан табиғи газды немесе жоғары реактивті тас көмірді жағатын қазандықтарға жатады). Реакциясы төмен және күл-қожы көп отын пайдаланылатын жағдайда, от жағу камерасына тиісті реконструкция жасамай уытылығы аз жағуды енгізу экрандардың қождануына немесе отынның толық жанбауына байланысты шығынның артуына әкелуі мүмкін.

Тікелей үрлеу арқылы шаң дайындау жүйелерінің жұмысын оңтайландыру азот оксидтерінің шығарындыларын 15-20 %-ға азайтуға мүмкіндік береді. Қарағанды ЖЭО-3 БКЗ-420-140/5 қазандығында қосылған диірмендердің саны әртүрлі, бірақ жүктемесі бірдей жағдайда салыстырмалы тәжірибелер жүргізілді. 5-8 жанарғылар үшін диірмендердің біреуі өшірілгенде (қазандық жүктемесін сақтай отырып) артық ауа шамамен 1-ге дейін азайды. Aртық ауа коэффициентінің төмендеуімен отынның 2/3 жануы азот оксиді концентрациясының шамамен 15 % төмендеуіне әкелді.

Красноярск ЖЭО-1-дің ПК-10Ш қайта жаңартылған қазандығында Ирша-Бородино көмірін жағу кезінде жүргізілген тәжірибелерде, барлық сегіз жанарғылар арқылы ауа-отын қоспасы берілетін режиммен салыстырғанда, төрт балғалы диірмендердің біреуін өшіру және екі жұмыс істемейтін жанарғылар арқылы беру қайталама ауаның есептелген ағынында 50 % азот оксидтерінің концентрациясын 20 % төмендететіні анықталды. Бұл ретте жанарғылардың тангенциалдық жинақталуы төрт диірменнің жұмысы кезіндегі режиммен салыстырғанда үш диірменнің жұмысы кезінде шығатын жанармай құрамының шамалы жоғарылауын қамтамасыз етеді.

Газ - мазут отынын жағу кезінде пайда болғанNО_x негізінен термиялық азот оксидтері болғандықтан, әдетте, оттық ішіндегі шаралар жергілікті температура мен артық ауаны азайтуға бағытталған.

Отынды жағу үшін берілетін артық ауаны азайту, термиялық, сол сияқты отындық NО_х түзілуін азайтады.

Бұл әдістің артықшылығы - қосымша күрделі шығындардың болмауы, бірақ ауаның шамадан тыс көп болуы жанудың химиялық толық жанбауына, ал кейбір жағдайларда канцерогенді заттардың пайда болуына әкеледі. Сондықтан азот оксидтерін басудың осы әдісін іс жүзінде жүзеге асыру белгілі бір жұмыс мәдениетін және жану процесін автоматтандырудың заманауи жүйесінің болуын талап етеді.

Aзот оксидтерінің түзілуіне артық ауаның әсерігаз-мазутты қазандықтар үшін н_мах=1,15-1,25 және көміртозаңды қазандықтары үшін н_мах=1,4-1,5 кезінде максимуммен жанарғы құрылғылардың конструкциясына және жағу камерасының жай-күйіне байланысты экстремалды тәуелділікпен сипатталады. Сонымен қатар, түтін газдарындағы NO_x максималды мөлшері артық ауа коэффициентінің мәніне сәйкес келеді, бұл жағдайда отын толық жағылады.

Aртық ауаның ң_раб = б_кр + 0,02-0,04 мәндеріне дейін төмендеуі нәтижесінде азот оксидтері шығарындыларының 10-30 %-ға азаюы байқалады. Бұл ретте қандай да бір қосымша күрделі және пайдалану шығындары талап етілмейді, ал оны енгізуге арналған барлық шығыстар қазандықтың режимдік-баптау сынақтарының құнына жинақталады.

Aзот оксидтерінің шығарындыларын азайтудың одан да үлкен әсері, тәжірибелер көрсеткендей, химиялық толық жанбау пайда болғанға дейін н_раб мәндерінен төмен ауаның артықтығы одан әрі төмендеген кезде байқалады. Сонымен қатар, NO_x эмиссиясының негізгі төмендеуі отынның қалыпты жануы пайда болған кезде туындайды. Сонымен, жану өнімдеріндегі СО концентрациясының (бақылау бөлімінде) 50 ррм (62,5 мг/м³) дейін өсуімен бірге жүретін химиялық толық жанбаудың жоғарылауы азот оксидтерінің құрамының 25-30 %-ға төмендеуіне әкелді. Осылайша, табиғи газ бен мазутты бақыланатын қалыпты химиялық толық жанқпауды ұйымдастыру арқылы жағу кезінде эмиссияның айтарлықтай төмендеуіне қол жеткізуге болады. ТГМ-94 қазандығының жанарғыларындағы артық ауаның 1,07-ден 1,025-ке дейін төмендеуі NO_x 40 %-дан астам төмендеуіне әкелді.

Мазут қазандықтарында азот оксидтерінің түзілуіне жағудан бұрын мазутты жылыту температурасы да әсер етеді. Тұтқырлықты төмендету тамшылардың максималды көлемінің кішіреюін туғызып, жану уақытын қысқартады, алайда мұндай жағдайда кокстауға болады.

Қазандықтың жүктемесі төмендеген кезде жану көлемінің жылу кернеуі, сәйкесінше температура төмендейді. 300 МВт блогының ТММП-114 қазандығының жүктемесін 58 %-ға дейін төмендету NO_x шығарындыларын 2 есеге төмендетуге мүмкіндік берді. Ыстық ауа температурасының төмендеуі (табиғи газды жағу кезінде қолданылады) 300 МВт блоктарда 315 а-дан 200 нC-қа дейін NO_x түзілуін 40 %-ға азайтты. Aлайда, ыстық ауа температурасының төмендеуі шығатын газдардың температурасының жоғарылауына және қазандықтың тиімділігінің төмендеуіне әкелетінін ескерген жөн.

3.7. Пайдаланудың өтпелі шарттары (іске қосу-тоқтату)

ҚТЭҚ үшін іске қосу, тоқтату және жүктемені айтарлықтай өзгерту кезеңдерінде, оларды пайдаланудың кейбір жобалық режимдерінде (мысалы, қыздырудың радиациялық және конвективті беттерін тазалау құралдарын, ауа жылытқыштарды, экономайзерлерді қолдану кезінде), сондай-ақ режимдік-баптау сынақтары кезінде шығарындылардың мәндері айтарлықтай жоғары болуы мүмкін.

Сонымен қатар, шығарындылардың мәндеріне тұрақты мәндер болып табылмайтын энергетикалық отынның сапалық сипаттамалары айтарлықтай әсер етеді. Отын сипаттамаларының ықтимал ауытқуы кен орындарының сипаттамаларына және оларды игеру технологиясына байланысты. Осы себептерге байланысты жанармай жағатын құрылғылардың технологиялық көрсеткіштерінің мәні өзгеруі мүмкін. Ең жоғары немесе жартылай тік режимдерде (жылына 2000 сағаттан аз) жұмыс істейтін ҚТЭҚ үшін іске қосу, тоқтату, жүктеменің өзгеру режимдеріндегі жұмыс уақытының едәуір үлесі тән. Сондықтан, шығарындыларды нормалау, осындай ҚТЭҚ мемлекеттік және өндірістік экологиялық бақылауды жүзеге асыру мақсатында әдеттегі ҚТЭҚ үшін қабылданған ЕҚТ технологиялық көрсеткіштеріне 1,5 арттыру коэффициентін пайдалану ұсынылады.

3.8. Отын мен қоспаларды түсіру, сақтау және олармен жұмыс істеу

3.8.1. Қатты қазба отын және қоспалар

Қазақстан Республикасында сапасы мен құрамы жағынан алуан түрлі едәуір қазба көмір ресурстары бар.

Өндірілетін энергетикалық көмірдің негізгі үлесі - 50 %-дан астамы электр энергетикасы саласының мұқтаждықтарына, қалған көлемі - халықтың коммуналдық-тұрмыстық мұқтаждықтарына, сондай-ақ өнеркәсіптік кәсіпорындарға жұмсалады.

Көмір Екібастұз отын-энергетикалық кешенінің ірі конденсациялық электр станцияларының, сондай-ақ Aстана мен Қазақстанның облыс орталықтарындағы көптеген ЖЭО-ның отыны болып табылады.

Көмірді жеткізудің негізгі түрі теміржол көлігі болып табылады.

Әдетте көмірді түсіру вагон аударғыштар мен таспалы конвейерлердің көмегімен жүзеге асырылады. Қысқы маусымда вагондар мұздатылған көмірді еріту үшін еріту құрылғысынан өтеді. Әрбір вагоннан көмір қабылдау бункеріне аударылып тасталады. Қабылдау қондырғысының үстінде орналасқан жылжымалы қопсыту механизмі көмір кесектерінің мөлшерін азайту үшін мұздатылған көмірді ұсақтайды. Әрі қарай, қабылдау ыдысының астында орналасқан ұсақтау механизмі көмірдің мөлшерін одан әрі азайтады және оны конвейерге жүктейді.

Көмірден металл және ағаш заттарды алып тастауға арналған құрылғылар болады

Көмір таспалы конвейермен қайта құю мұнарасындағы аралық бункерге беріледі, одан әрі реверсивті таспалы конвейермен көмір не көмір қоймасына, не қазандықтың көмір бункеріне тасымалданады.

Қазандық бөлімшесіне және қоймаға келіп түсетін отынды өлшеу үшін тиісті конвейерлерде таспалы таразылар орнатылады.

Көмір, әдетте, сақтау көлемі кемінде 20 күн болатын ашық көмір қоймаларында сақталады. Бұл қосымша сақтау орны жанармай жеткізілімінің қауіпсіздігін қамтамасыз етуге көмектеседі, өйткені көлік логистикасына тәуелділік азаяды. Сақтау сыйымдылығы әртүрлі параметрлерге байланысты, мысалы, жанармай бағасы мен қол жетімділігі, компанияның қор саясаты, жеткізілім қауіпсіздігі және ауа-райы шарттары.

Отынды қабылдау, түсіру және беру схемасы 3.18-суретте көрсетілген.

3.18-сурет. Қатты отынды қабылдау, түсіру және беру схемасы

Отынды сақтау және тасымалдау шаңның пайда болуына әкелуі мүмкін. Осы себепті, ашық қоймаларда ұсақ бөлшектердің шаңын шығаруды болғызбау үшін суды шашу арқылы ылғалдандыру жүргізіледі.

3.19-сурет. Көмір қоймасын ылғалдандыру

Aшық ауада тиеу-түсіру жұмыстарын жүргізу кезінде отынның түсіру биіктігі шаңның ұйымдастырылмаған шығарылуын болғызбау үшін барынша аласа болуы тиіс. Себу тораптары мен конвейерлер негізінен жабық күйде жасалалады; құю тораптарында ұсталған тозаңды отын беру трактісіне қайтара отырып, аспирация жүйелері орнатылады. Отын қоймасында тиеу-түсіру машинасының конструкциясына байланысты ашық конвейерлерді орнатуға жол беріледі.

Қойманың беті қоймадан бұрын тығыздалады, бұл көмірді сақтау кезінде топырақ пен жерасты суларының ластануын болғызбауға мүмкіндік береді. Қоймадағы көмір, әдетте, жауын-шашын жауып, көмірдің беті шайылғанға дейін іріктеліп, жағылады. Көмірді ұзақ уақыт сақтау аймағында көмірді сақтау аймағын азайту үшін көмір қоймасын бульдозермен тазарту сияқты екінші әдістер жиі қолданылады. Осылайша, топырақ пен жерасты суларының ластану ықтималдығы төмендейді, сондай-ақ, ұйымдастырылмаған шаң шығарындылары азаяды.

Қазіргі уақытта отынның белгілі бір қатты түрлері үшін электр станциясының орналасқан жеріне байланысты тасымалдау және сақтау кезінде толық қоршау орнатылады (міндетті талап болып табылмайды).

3.20-сурет. Көмір қоймасын қоршау

Отын беру үй-жайларындағы шаң мен көмірді жинау механикаландырылған. Бас бөлігіндегі конвейерлердің астында шашылған көмірді жинағыштарды орнатуды қарастыру ұсынылады. Негізделген жағдайларда жылытылмайтын үй-жайлар үшін маусымдық гидрожинауды көздеуге жол беріледі. Гидрожинау шұңқырларынан отынды шығару оны кейіннен кәдеге жарата отырып, механикаландырылуы тиіс.

Негізделген жағдайларда отын беру үй-жайларын пневможинауға жол беріледі.

Қоспалар

Қоспалар мен химиялық заттар көбінесе отын жағу қондырғысында әртүрлі мақсаттарда қолданылады. Оларды азот оксидін азайту үшін күкіртсіздендіру қондырғылары сияқты тазарту қондырғыларында, сондай-ақ су мен сарқынды суларды тазарту қондырғыларында қолдануға болады. Мысалы, химиялық реагенттер қазандықтарды тамақтандыруға арналған қоспалар ретінде қолданылады, ал салқындату жүйелерінде биоцидтер қолданылады.

Жеткізуші немесе жұмыс беруші осы материалдарды тиісті түрде сақтау қажеттілігін көрсетеді. Реактивтер бір-бірімен әрекеттесе алатындықтан, қолданылатын сақтау және өңдеу әдістері әдетте кез-келген реактивті материалдарды бөлуді қамтиды. Сұйықтықтар әдетте бөшкелерде немесе резервуарларда ашық немесе жабық жерлерде сақталады, сонымен қатар қышқыл немесе химиялық төзімді жабындар қолданылады. Әк сияқты ұсақ шаң тәрізді қатты заттар, әдетте, жабық жерлерде бункерлерде, бөшкелерде немесе сөмкелерде, оқшауланған дренаж жүйелерінде сақталады. Қатты қатты шикізат көбінесе ашық сақтау орындарында сақталады. Материалдарды тасымалдау үшін пневматикалық немесе механикалық тасымалдау жүйелері қолданылады (мысалы, бұрандалы конвейерлер, шелек элеваторлары).

Еңбекті қорғау және қауіпсіздік нормалары сондай-ақ NO_x шығарындыларын азайту үшін СКҚ (азот оксидтерін селективті каталитикалық қалпына келтіру қондырғысы) және СКЕҚ (азот оксидтерін селективті каталитикалық емес қалпына келтіру қондырғысы) қондырғыларында пайдаланылатын сұйық немесе газ тәрізді аммиакты сақтауды, өңдеуді және бөлуді реттейді.

3.8.2. Сұйық отын

Сұйық отын төмендегілерге қолданылады:

мазут-электр станциялары мен қазандықтардың негізгі отыны ретінде, Қазақстанда-өте сирек;

мазут-негізгі отыны газ немесе қатты отын болып табылатын қазандықтар үшін резервтік, авариялық немесе жағу әдісі ретінде, республикада неғұрлым кең таралған пайдалану әдісі;

электр станцияларының газ турбиналық қондырғыларының негізгі отыны ретінде дизель немесе газ турбиналық отын. Дизель отыны негізгі газ тәрізді отын үшін резервтік немесе төтенше жағдай ретінде де қолданыла алады.

Электр станциясына сұйық отынды жеткізу, әдетте, цистерналарда темір жол көлігімен жүзеге асырылады. Дизель немесе газ турбиналы отынды құбыржол, автомобиль немесе су көлігімен жеткізуге жол беріледі.

Мазутты темір жол цистерналарынан алдын ала қыздырғаннан кейін қабылдау ыдысының сорғыларының сорғыштарындағы мазуттың температурасын 60 нС төмен емес қамтамасыз ете отырып, өздігінен ағызып жібереді:

«өткір» қыздырылған немесе қаныққан бумен (жоғарғы қыздыру құрылғыларымен немесе төменгі ағызу құрылғылары арқылы цистернаның түбіне су буын беру;

сыртқы ортамен байланыссыз төгу арқылы төменгі ағызудың жабық төгу құрылғылары арқылы циркуляциялық тәсілмен;

индукциялық қыздыру әдісі.

Темір жол көлігімен жеткізілетін отынға арналған қабылдау резервуарының сыйымдылығы айдау сорғыларының авариялық тоқтаған кезінде 30 минут ішінде отын қабылдауды қамтамасыз етуі қажет.

Мазутты сақтау ЖЭС бас корпусынан жеткілікті қашықтықта өртке қарсы жағдайлар бойынша орналасқан металл немесе темірбетон резервуарларда жүзеге асырылады. Резервуарлардағы люктердің қақпақтары қоршаған ортаға көмірсутектердің булануын болғызбау үшін төсемдері бар болттарға әрдайым тығыз жабылуы тиіс.

Резервуарлар, әдетте, үйінділердің (сақтау резервуарының) ішінде топтастырылады, технологиялық жобалау нормаларына сәйкес үйінділердің нақты сыйымдылығы ең үлкен резервуардың ағып кету жағдайынан таңдалады. Мұнай өнімдерінің электр станциясының сарқынды суларына түсуіне жол бермеу үшін үйме толығымен герметикалық болуы керек және май ұстағыштарды қамтуы керек.

Нысанның климаттық жағдайына және сақталатын мазуттың түріне байланысты сақтау резервуарлары мазутты (атап айтқанда ауыр мазутты) оны тасымалдау үшін тиісті температураға дейін жеткізуге және қыздырғышқа дұрыс шашыратуды қамтамасыз етуге арналған жылыту жүйелерімен жабдықтауды қажет етуі мүмкін, бұл ластануды азайтудың маңызды әдісі болып табылады.

Мазут шаруашылығының резервуарларында мазутты қыздыру циркуляциялық және әдетте жеке арнайы бөлінген контур бойынша қабылданады. Мазут алу орындарында ыстық мазут немесе бу көмегімен жергілікті жылыту құрылғыларын қолдануға жол беріледі

Мұндай жағдайларда резервуарлар тиісті түрде оқшаулануы тиіс.

Мазут шаруашылығының кез келген резервуарының төменгі бөлігінен мазут шаруашылығында арнайы орнатылатын мұнай аулағыштарға, кейіннен тазарту құрылыстарына су, ал ұсталған мазутты қабылдау ыдысына немесе резервуарларға жіберу көзделеді.

Aғып кетуді анықтау және толтыру деңгейін тексеру үшін резервуардың мазмұнын үнемі тексеріп отыру жиі кездеседі. Толтыру деңгейін тексеру үшін дабылдарды қосатын автоматты жүйелер қолданылады.

Мазутты сақтауға арналған резервуарларда от бөгегіштері бар желдеткіш келтеқұбырларын орнату көзделеді.

Мазутты құбырлар арқылы айдау тек қыздырылған күйде жүзеге асырылады. Бұл мазуттың қоршаған орта температурасында қатаю қабілетіне байланысты.

Мазутты қоймадан қазандыққа беру жалпы жылу оқшаулағышы бар буы бар параллель салынған құбырлармен жабдықталған магистральдық құбырлар арқылы жүзеге асырылады. Мазуттың құбырлар арқылы ағымдылығын қамтамасыз ету үшін оны отындағы парафині бар қосылыстардың мөлшеріне байланысты 80-130 ыC температураға дейін қыздыру қажет.

Магистральдық құбырға кірер алдында мазут қыздырғыш және ірі және ұсақ тазалау сүзгілері арқылы өтеді. Жылытқыш мазуттың оңтайлы температурасы мен тұтқырлығын қамтамасыз етеді. Сүзгілер қоспаларды ұстап тұру және мазут саңылауларының тар арналарының бітелуіне жол бермеу үшін қолданылады.

Өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін ашық ыдыстарда және цистерналардан құю кезінде мазутты қыздыру температурасы тұтану температурасынан 100 нС төмен болуы тиіс. Бұдан басқа, барлық төгу жабдығы, сорғылар мен құбыржолдар мазутты айдау кезінде пайда болатын статикалық электрді бұру үшін және найзағайдың әсерінен қорғау үшін жерге тұйықталуы тиіс. Сондай-ақ қысымның шекті жоғарылауының және температураның жоғарылауының және жағу үшін қазандыққа берілетін отын қысымының төмендеуінің сигнализациясы көзделеді резервуарлардағы мазут температурасын бақылау отын сорғыларының сору келте құбырына орнатылатын сынап термометрлерінің көмегімен жүзеге асырылуы мүмкін.

Aшық ауада және температурасы +5 ыС-тан төмен үй-жайларда төселетін барлық мазут өткізгіштерде олармен ортақ оқшаулауда бу немесе басқа жылыту спутниктері болуы тиіс.

Сұйық отынмен жұмыс істейтін газ турбиналарында тек тазартылған сұйық отынды пайдалануға болады. Газ турбинасында жану процесі жүрмес бұрын отын қажетті қысымға жеткізілуі керек.

Қазіргі заманғы газ турбиналарында қолданылған кезде дизель отыны натрий, калий және кальций концентрациясын азайту үшін отын дайындау қондырғысында алдын-ала өңдеуді, сондай-ақ турбинаның қалақтарына зиянды болатын қатты қоспаларды алып тастауды қажет етеді.

Газ турбиналы ЖЭС-те сұйық отынды дайындау қондырғысы отын жылытқыштарынан (электр типті немесе бу тізбегі бар), сондай-ақ қажетті сорғылардан мен құбырлардан тұрады.

Газ турбиналарында пайдалануға арналған сұйық отын мынадай талаптарды қанағаттандыруы тиіс:

тазалықтың жоғары дәрежесі;

қосалқы бөлшектер мен тораптарға және турбинаның ыстық қалақтарына қатысты коррозиялық белсенділіктің төмен дәрежесі;

тұнба түзілу деңгейі төмен, әсіресе турбинаның ыстық қалақтарында.

Сұйық және газ тәрізді отынды жағуға арналған қазандықтар қатты отынды алау (шаң тәрізді) жағуға арналған жүйелерге негізделген. Барлық газ тәрізді және сұйық отындарды пештің төменгі жағында орналасқан жанарғылармен жағуға болады. Жанармаймен араластыруға және жағауға арналған ауа әрдайым кез-келген түрдегі жанарғыларға беріледі.

Газ тәрізді отын ауа қоспасында тікелей жанған кезде, сұйық отын пешке механикалық процесс арқылы немесе қысыммен көмекші орта (ауа немесе бу) арқылы ұсақ тамшылар шығаратын саңылаулар арқылы шашырайды. Aлу үшін гомогендік жану, пайдаланылады мелкодисперсные аэрозольді тамшылар өлшемі 30-дан 150 мкм.

Энергетикалық қазандықтарда сұйық және газ тәрізді отынды жағу үшін бір деңгейден төрт деңгейге дейін орнатылған жанарғылардың фронтальды, қарсы, тангенциалдық (немесе бұрыштық) орналасуы пайдаланылады.

Мазутты жағу кезінде келесі мәселелер ескерілуі керек:

жоғары тұтқырлыққа байланысты шашыратар алдында қосымша қыздыру қажеттілігі;

отынның кокс бөлшектерін қалыптастыруға бейімділігі;

конвективті қыздыру беттеріндегі шөгінділерді қалыптастыру;

ауа жылытқыштардың төмен температуралы күкірт коррозиясы.

Aлғашқы екі проблема жоғары молекулалық салмақ пен жанармайдың құрамына кіретін кейбір элементтердің асфальтендік сипатына байланысты. Екінші және үшінші мәселе отында күкірт, азот, ванадийдің болуына байланысты туындайды.

Мазутты жағуға дайындау жүйесі оны гомогендеуге және мазутқа сұйық қоспаларды енгізуге арналған, отынның біркелкілігін арттыратын және қазандықтардың коррозия қарқындылығын төмендететін құрылғыларды қамтуы мүмкін

3.8.3. Газ тәрізді отын

Отын ретінде газ ең алдымен Оңтүстік аймақта қолданылады.

Газ тәрізді отын ірі отын жағу қондырғысына құбыр арқылы не газ ұңғымасынан не сұйытылған табиғи газдың (СТГ) декомпрессиялық қоймасынан жеткізіледі. Электр станциясының газ шаруашылығы газ турбиналарына, қосымша жану камераларына немесе осы газ негізгі (тұрақты немесе маусымдық), резервтік немесе авариялық отын болып табылатын қазандық агрегаттарына табиғи (немесе өңделгеннен кейін) газ беруге арналған.

Әр түрлі ұңғымалардан шыққан табиғи газ сапасы жағынан ерекшеленеді. Көбінесе өндірістік объектіде газ тазартылуы мүмкін, бұл құбырлардағы көлік проблемаларын азайтады.

ЖЭС газбен жабдықтау жүйелері әртүрлі талап етілетін газ қысымы бар газ тұтынатын қондырғыларды отынмен қамтамасыз етуді көздейді: ГТҚ және БГҚ үшін - 1,2 - ден 5,0 МПа-ға дейін және қазандық агрегаттары үшін-шамамен 0,2 МПа.

Магистральдық газ құбырларындағы газ тарату станциясынан (ГТС) ЖЭС газбен жабдықтау жүйелерінің схемалары тасымалданатын газдың әртүрлі қысымдары кезінде және газ тұтыну қондырғыларының әртүрлі талап етілетін қысымдары үшін бірлескен де, бөлек те көзделуі мүмкін.

ГТС-тен немесе магистральдық газ құбырларынан ЖЭС алаңына дейін жеткізуші газ құбырларын, әдетте, жерастында, ал электр станциясының аумағы бойынша, әдетте, жер үстінде салу керек. Қазандықтың немесе газ турбиналы бөлімшенің таратушы газ құбыры ғимараттан тыс төселеді.

ЖЭС газбен жабдықтау жүйелерінде шу деңгейін төмендету жөніндегі іс-шаралар көзделуі тиіс.

Электр станциясының аумағында қарастырылған ГТП қазандықтың техникалық шарттарында белгіленген деңгейде түсетін газдың қысымын төмендетуге және ұстап тұруға арналған.

Газ отыны негізгі болып табылатын ЖЭС-тегі ГТП өнімділігі қазандықтардың газды барынша тұтынуына, ал газды маусымдық жағатын ЖЭС-те-жазғы режимдегі газдың жиынтық шығынына қарай есептелуі тиіс.

ГТП ЖЭС аумағында жеке ғимаратта, жапсарлас құрылыстарда немесе шатыр астында орналасады.

Газдың жиынтық шығысы 500 мың нМ³/сағ дейінгі ЖЭС үшін бір ГТП, газдың шығыны көп болған жағдайда - екі және одан да көп ГТП салу көзделеді.

800 МВт және одан жоғары энергия блоктары бар ЖЭС үшін, әдетте, әрбір блок үшін ГТП салу көзделеді.

Газ турбиналары тікелей жану үшін тек таза газдарды пайдаланады.

ГТҚ газбен жабдықтау жүйесіне жеткізуші газ құбыры, сығымдау компрессорлық станциялары (ҚҚЖ бар газды дайындау пункті (ГДП), ажыратушы арматура блоктары бар сыртқы және ішкі газ құбырлары кіреді. ГТҚ тоқтатқыш клапандары алдындағы талап етілетін тұрақты газ қысымы газды дайындау пунктінің құрамына кіретін газ қысымын реттеу блогымен қамтамасыз етіледі. Газ құбырындағы газ қысымына және ГТҚ алдындағы қажетті қысымға байланысты газды беру схемасының екі негізгі нұсқасы - сығымдау компрессорлары бар және сығымдау компрессорлары жоқ нұсқа пайдаланылуы мүмкін.

Газды дайындау пункті жалпы жағдайда: газды тазартуды, редукциялауды және/немесе сығымдауды, жылытуды, пневможетекті арматура үшін газды кептіруді, газ шығынын өлшеуді қамтамасыз етуі тиіс.

Кеңейтілген газды адиабатикалық салқындатуды газ турбинасының компрессорына кіретін таза ауаны салқындату үшін пайдалануға болады. Басқа көздерден атмосфералық қысым кезінде отын газдары нақты газ турбинасының жану камерасының қажетті кіріс қысымына дейінгі қысыммен болуы тиіс. Сондай-ақ отын газын алдын ала қыздыруға жол беріледі.

Газ құбырлары технологиялық құбырлардың конструкциясына, монтажына және сапасын бақылауға қойылатын қолданыстағы нормативтік құжаттарда қойылатын барлық техникалық талаптарға жауап беруі тиіс.

Газ тәрізді отынмен жұмыс істеу кезінде қоршаған ортаға әсерді төмендету мақсатында мынадай техниканы пайдалану керек: ЕҚТ 67О - ГТП және газ құбырларындағы сақтандырғыш клапандар.

3.9. Майларды түсіру, сақтау және тазалау

3.9.1. Отын жағу қондырғыларында қолданылатын майлармен жұмыс істеу технологиялары

Осы бөлімнің мазмұны құрамында полихлорланған дифенилдер және басқа да тұрақты органикалық ластағыштар бар энергетикалық майлармен жұмыс істеуге қолданылмайды. Олардың адамдардың денсаулығы мен қоршаған орта үшін аса қауіптілігіне байланысты олармен жұмыс істеу қоршаған ортаны қорғау, халықтың санитариялық-эпидемиологиялық саламаттылығы және өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы жекелеген нормативтік құжаттармен реттеледі. Құрамында полихлорланған дифенилдер немесе басқа тұрақты органикалық ластағыштар бар майларды немесе жабдықтарды қолдану ЕҚТ болып табылмайды.

ЖЭС май шаруашылықтарының функциялары

Отын жағатын қондырғылардағы майлар мынадай мақсаттарда қолданылады:

маймен толтырылған электр жабдықтарында: күштік трансформаторлар мен реакторларда, ток пен кернеудің өлшеу трансформаторларында; жоғары вольтты кірмелерде, майлы ажыратқыштарда, статорды маймен салқындататын генераторларда пайдалануға арналған электр оқшаулау (трансформаторлық) майлары;

жылу-механикалық, гидромеханикалық және сорғы жабдықтарында қолдануға арналған мұнай (минералды) турбиналық майлар;

жылу механикалық және сорғы жабдықтарында қолдануға арналған ОМТИ типті отқа төзімді турбиналық майлар;

қосалқы жабдықта (көмір ұнтақтау жабдығы, қазандық агрегаттарының тартқыш үрлеу машиналары, сорғылар, электр қозғалтқыштар, компрессорлар) қолдануға арналған индустриялық майлар (компрессорлық, индустриялық, гидравликалық және т.б.).

Жабдықты пайдалану процесінде және оған техникалық қызмет көрсету кезінде майлар ағу салдарынан, тұнбаны ағызу кезінде суландыру, булану, талдау үшін сынамаларды іріктеу кезінде, сондай-ақ майдың қасиеттерін тазалау және қалпына келтіру кезінде жұмсалады. Нәтижесінде май толтырылған жабдық пен майлау жүйесіне мезгіл-мезгіл май құю қажет. Сонымен қатар, жұмыс кезінде майлардың сапалық көрсеткіштері нашарлайды, нәтижесінде оларды тазарту немесе ауыстыру қажет. ТПЕ-ге сәйкес отын жағатын қондырғыларда майлармен жұмыс істеу жөніндегі қызметтің негізгі міндеттері мыналар болып табылады:

май толтырылған жабдықтың сенімді жұмысын қамтамасыз ету;

майлардың пайдалану қасиеттерін сақтау; оның ішінде тазалау және қасиеттерін қалпына келтіру жолымен.

Барлық ЖЭС-те майлармен негізгі технологиялық операцияларды орындау үшін орнатылған жабдықтың саны мен бірлі-жарым қуатына қарамастан май шаруашылықтарын-майлармен белгілі бір операцияларды орындауға арналған жеке технологиялық объектілерді салу көзделген. Энергия кәсіпорындарының майлы шаруашылықтары, әдетте, мынадай негізгі технологиялық операцияларды жүзеге асырады:

транспорттық ыдыстардан майларды қабылдау;

майларды сақтау;

майларды құю немесе жабдыққа құю үшін дайындау;

дайындалған майларды жабдыққа беру;

майды жабдықтан құю және оларды май шаруашылығына қабылдау;

транспорттық ыдыстарға май беру;

майды өңдеу кезінде қолданылатын сорбенттердің, қоспалардың, сүзгіш материалдардың, реагенттердің және басқа да шығыс материалдарының қорын сақтау;

пайдаланылған майларды жинақтау, ЖЭС күшімен қалпына келтіру мүмкін болмаған кезде тұтынушылық қасиеттерін толығымен жоғалтқан;

жас сорбенттерді дайындау және пайдаланылған сорбенттердің адсорбциялық қасиеттерін қалпына келтіру;

майлардың ағуы мен дренажын жинау, қалдықтардың жиналуы;

сақтау резервуарларынан майды авариялық ағызу.

Май шаруашылығының технологиялық жабдықтары

Көрсетілген операцияларды орындау үшін ЖЭС май шаруашылығының құрамына, әдетте, мыналар кіреді:

көлік сыйымдылықтарына (теміржол және/немесе автокөлік) майларды қабылдау және беру торабы;

ашық май сақтау қоймасы;

бір ғимаратта орналасқан қосалқы бөлшектерді, сорбенттерді және шығыс материалдарын сақтауға арналған майаппараттық және қойма үй-жайлары;

май құбырлары жүйесі;

тікелей жабдықта майды тазалауға арналған жылжымалы май тазалау жабдығы;

майларды жабдыққа және жабдықтан жеткізуге арналған көліктік сыйымдылықтар.

Aшық қойма майларды сақтауға арналған жеке бактармен жабдықталады:

жаңадан келген (бұрын пайдаланылмаған);

қалпына келтірілгендер;

пайдаланылған, кәдеге жаратуға арналған.

Әр түрлі маркалы майлар, әдетте, бөлек резервуарларда сақталады. Бір марканың жаңа және қалпына келтірілген майлары, сондай-ақ кәдеге жаратуға арналған әртүрлі маркалардың пайдаланылған майлары араласуы мүмкін (3.9.3-бөлімді қараңыз). Әрбір ЖЭС үшін бактардың саны мен сыйымдылығы жеке-жеке пайдаланылатын майлар маркаларының санымен, маймен толтырылған жабдық сыйымдылықтарымен, май шығынымен анықталады.

Май бактарының ішкі бетінде май бензинге төзімді коррозияға қарсы жабын болуы мүмкін, бактар ауа құрғататын сүзгілермен (AҚС) жабдықталады, бұл майларды сақтау кезінде олардың қартаю жылдамдығы мен ластануын төмендетеді.

Майларды ашық сақтау қоймасының айналасында және бактардың айналасында бактар зақымданған кезде майлардың таралуын болғызбау үшін топырақ үйіп бекітіледі.

Май аппаратурасы шығыс бактары, май сорғылары, майды биязы тазалау сүзгілері, майды тазалауға, құрғатуға және оның қасиеттерін қалпына келтіруге арналған қондырғылар, адсорберлер, май жанарғылар, телімдерді енгізуге арналған арнайы жабдық, майларды есепке алуға арналған есептеуіштер, май құбырлары, автокөлікке мұнай өнімдерін беруге арналған үлестіру колонкасы орнатылатын жеке тұрған үй-жайда оорналастырылады. Май аппаратурасының ғимараты ағынды-сору желдеткішімен, жұмысты механикаландыру құралдарымен және автоматты өрт сөндіру жүйесімен жабдықталады.

Трансформатор майының пайдалану қасиеттерін сақтаудың негізгі қолданылатын тәсілдері:

жабдыққа құйылған майды термосифонды немесе адсорбциялық сүзгілерді пайдалана отырып, ірі кеуекті адсорбенттермен үздіксіз тазарту;

ауа кептіру сүзгілерін дұрыс пайдалану;

майды тотығудан және ластанудан қорғайтын арнайы құралдарды қолдану (пленкалы немесе азотты) немесе электр жабдықтарын толық герметизациялау;

тотығуға қарсы присадканың (тотығу тежегішінің) қажетті концентрациясын ұстап тұру;

майды тиімді салқындату;

электр жабдықтарын жөндеу кезінде майдың қасиеттерін тиімді қалпына келтіру;

майды ауыстыру алдында электр жабдығын жуу (дайындау).

Майларды тазарту әдістері

Майды тазарту үшін ластанудың барлық түрлерін (механикалық қоспалар, еріген және дисперсті су, шлам, еріген газдар және т.б.) жоюдың әртүрлі физикалық және физикалық-химиялық әдістері қолданылады. Майдан ластануды жоюдың келесі физикалық әдістері қолданылады:

гравитациялық (резервуарларда тұндыру);

орталықтан тепкіш (орталықтан тепкіш сепараторлар, центрифугалар);

сүзу (сүзгілер, торлар, мембраналар) ;

булану (вакуумды газсыздандыру қондырғылары және т. б.);

электростатикалық және магниттік әдістер.

Нақты энергия объектілерінде қолданылатын тазарту әдістерін таңдау кәсіпорындардың қажеттіліктеріне қарай жүзеге асырылады.

Энергетикалық кәсіпорындарда қолданылатын негізгі физикалық-химиялық тазарту әдісі адсорбция (цеолиттермен және басқа сорбенттермен тазарту) болып табылады. Физикалық әдістер майды терең кептіру және газсыздандыру үшін қолданылады, олардың ішінде вакуумдық технологиялар кеңінен қолданылады. Aтмосфералық қысым кезінде майды ыстық ауамен немесе инертті газбен үрлеу арқылы кептіру іс жүзінде қолданылмайды.

Майды электростатикалық тазарту шығыс материалдарын қолданбай, майдан механикалық қоспалар мен шламдарды кетіруге мүмкіндік береді.

Әдетте энергетикалық кәсіпорында қолданылатын трансформатор майларын дайындау (тазалау) технологиясы әртүрлі әдістердің комбинациясын көздейді.

Майды (жаңа немесе жабдықтан құйылған) дисперсті судан және механикалық қоспалардан (шламнан) алдын ала дөрекі тазарту тұндыру көмегімен май шаруашылықтарының ашық қоймасының резервуарларында жүзеге асырылады. Бөлініп шыққан ластану мезгіл-мезгіл резервуарлардан майдың шөккен қабаттарын (тұнба) дренаждау арқылы жойылады. Бұл, әдетте, 40 мкм-ден асатын үлкен және ауыр бөлшектерді алып тастайды. Осы мақсаттар үшін ең тиімдісі - конустық түбі бар тік резервуарлар. Электр оқшаулағыш майды тазарту, негізінен, оны электр жабдығына құюға дайындау кезінде немесе жөндеу кезінде жүзеге асырылады. Бұл ретте мынадай технологиялар (немесе олардың комбинациялары) қолданылады: ортадан тепкіш-вакуумдық, стационарлық қабаттағы адсорбциялық, терең вакуумдық кептіру және сүзу. Ортадан тепкіш-вакуумдық және стационарлық қабаттағы адсорбциялық (цеолитпен кептіру) технология негізінде трансформаторлық майды тазалауға арналған қондырғылар оны 500 кВ дейін қоса алғанда ашық үлгідегі электр жабдығына құюға дайындау үшін пайдаланылады, өйткені дисперсті және ерітілген суды, механикалық қоспаларды алып тастау қамтамасыз етіледі, бірақ бұл қондырғылар майды қажетті газсыздандыруды жүзеге асыруға мүмкіндік бермейді.

Майды құюға дайындау немесе тікелей герметикалық электр жабдықтарында 1150 кВ кернеу класына өңдеу үшін майды толығымен механикалық қоспаларды, еріген су мен газдарды кетіруге мүмкіндік беретін қыздыру кезінде вакуумды тазарту қондырғылары қолданылады.

Майдың шығуындағы барлық қондырғыларда 750 кВ дейін қоса алғанда электр жабдығы үшін 5-тен 10 мкм-ге дейін және кернеуі 1150 кВ электр жабдығы үшін 5 мкм-ден аспайтын номиналды сүзу жұқалығы бар майды биязы тазалау (ФТО) сүзгілері пайдаланылуы тиіс. Трансформаторлық майлар үшін ФТО сүзудің ең оңтайлы номиналды жұқа мөлшері 3-тен 6 мкм-ге дейін. Трансформатор майының қатты ластануы жағдайында негізгі өңдеуден бұрын алдын-ала тұндыру және нобайлап сүзу қолданылады.

Майлардың қасиеттерін қалпына келтіру әдістері

Майдың қасиеттерін қалпына келтіру үшін сорбциялық технологиялардың екі негізгі түрі қолданылады: ұсақ дисперсті сорбентпен байланыс арқылы тазарту және/немесе түйіршікті сорбенттің стационарлық қабатында адсорбция. Стационарлық қабатта тазалауға арналған негізгі сорбенттер ксКГ силикагелі және AоA₁ және A_ОA₂ алюминийдің белсенді тотықтары болып табылады. Контактілерді тазарту үшін табиғи сорбенттер қолданылады, олар жиі ағартылады, бірақ қалпына келтірілген майлардың нормативтік сапасын қамтамасыз ететін басқа сорбенттер де қолданылады.

Майды ірі кеуекті адсорбенттермен жұмыс кезінде адсорбциялық және термосифонды сүзгілердің көмегімен үздіксіз өңдеу қартаю өнімдерінің көп бөлігін алып тастауға және майдың қартаю процесін баяулатуға мүмкіндік береді.

3.9.2. Май шаруашылықтарының қоршаған ортаға әсері

Отын жағатын қондырғылардың сенімділігі мен энергия тиімділігіне жанама әсер ету

Майлар қосалқы энергия жабдықтарының: бу және газ турбиналарының, сорғы жабдықтарының, қазандық агрегаттарының тартқыш-үрлеу машиналарының, компрессорлық жабдықтардың, электр жабдықтарының сенімділігін, энергия тиімділігін және үнемділігін қамтамасыз етуде маңызды рөл атқарады. Майларды қолдану үйкеліс шығынын азайтуға және айналмалы механизмдерден артық жылуды кетіруге мүмкіндік береді. Майлардың салыстырмалы түрде жақсы электрлік оқшаулау қасиеттері электр энергиясының жоғалуын едәуір азайтуға, электр жабдықтарының өлшемдерін азайтуға мүмкіндік береді.

Осыған байланысты ЖЭС-те май шаруашылықтарының болуы және олардың ЖЭС-ті қажетті көлемде және қажетті сапада маймен қамтамасыз ету жөніндегі өз функцияларын орындауы отын жағатын қондырғылардың сенімділігі мен үнемділік көрсеткіштеріне айтарлықтай әсер етеді. Майлар сапасының нашарлауын, олардың ескіруін және ластануын болғызбау, пайдалану процесінде майлардың жоғары сапасын ұстап тұру, тазарту сапасын арттыру және қасиеттерін қалпына келтіру үшін ЖЭС-те қолданылатын шаралар отын жағатын қондырғылардың энергия тиімділігін арттыруға жанама әсер етеді.

Сарқынды сулардың пайда болуы

Майлармен жұмыс істеудің қолданылатын технологиялары суды пайдалануды талап етпейді. Осыған байланысты май шаруашылығында ластанған сарқынды сулар пайда болмайды. Aлайда, ластанған сарқынды сулар майлармен ластанған жер бетіне жер үсті ағысы (нөсер, еріген, суару-жуу) түскен кезде май шаруашылығында пайда болуы мүмкін. Сондықтан, мұндай сарқынды сулардың пайда болуын болғызбау үшін майлардың жоғалуын болғызбауға бағытталған шаралар қолданылады. Сонымен қатар, май фермаларының ғимараттарында да, ЖЭС өндірістік алаңдарында да шығындар, ағып кетулер нәтижесінде маймен ластанған барлық беттер мүмкіндігінше тез тазалануы керек. Қатты жабындарды, беттерді тазарту үшін шүберек, құм, үгінділер және мұнай өнімдерін жинауға арналған басқа да арнайы материалдар қолданылады. Май шаруашылықтарында және майларды қолдану орындарында ағып кетулерді жою жылдамдығын арттыру мақсатында осы материалдардың кейбір қорын сақтау ұйымдастырылады. Топырақ ластанған кезде оның ластанған қабаты алынады және кәдеге жаратылады немесе көмуге жіберіледі.

Aтмосфераға шығарындылар

Майлар басқа мұнай өнімдерімен салыстырғанда қаныққан бу қысымының салыстырмалы түрде төмен мәндеріне ие болады. Бұдан басқа, май шаруашылықтарында майлардың ластануын болғызбау мақсатында майлардың атмосфералық ауамен жанасу алаңдарын барынша азайтуға бағытталған шаралар қабылданады, сондықтан қалыпты пайдалану режимдерінде ЖЭС май шаруашылықтарының жабдықтарынан атмосфераға май буларының шығарындыларының көлемі шамалы және, әдетте, нормаланбайды және бақыланбайды.

Сонымен қатар минералды майлар жоғары өрт қауіпті заттар болып табылады. Жану кезінде олар, басқалармен қатар, атмосфераға ластағыш заттардың едәуір мөлшерін шығару көзі бола алады. Май шаруашылықтарындағы өртке қарсы шаралар тиісті нормативтік құжаттармен регламенттеледі және осы ЕҚТ анықтамалығында қаралмайды.

Қалдықтардың пайда болуы

ЖЭС май шаруашылығында пайда болатын қалдықтарды келесі топтарға бөлуге болады:

1. Пайдаланылған майлар - сапалық сипаттамалары оларды технологиялық процестерде және отын жағатын қондырғылардың немесе басқа тұтынушылардың жабдықтарында пайдалануға мүмкіндік бермейтін майлар. Осы қалдықтармен жұмыс істеу әдістері 3.9.3-бөлімде қаралды.

2. Майлармен ластанған пайдаланылған сорбенттер, сүзгі материалдары мен майлардың қасиеттерін тазалау және қалпына келтіру операцияларында пайдаланылатын жабдықтар. Бұл қалдықтар қатты жабыны бар алаңдарда немесе қалдықтар түзілетін үй-жайларда жабық металл сыйымдылықтарда жиналады немесе 4-5-сыныптағы басқа да қатты қалдықтармен бірге жиналады.

3. Құрамында май қалдықтары, су, шламдар бар майларды тазалау және олардың қасиеттерін қалпына келтіру, май резервуарларын, май құбырларын тазалау операцияларынан алынған сұйық және паста тәрізді қалдықтар металл жабық ыдыстардағы басқа қалдықтардан бөлек жиналады, кейіннен арнайы қондырғыларда залалсыздандырылады немесе мамандандырылған ұйымдарға беріледі.

4. Май шаруашылықтарының үй-жайларындағы ағуларды жинау, тазалау және тазалықты сақтау, май шаруашылығы жабдықтарына техникалық қызмет көрсету және жөндеу үшін пайдаланылған майлармен ластанған материалдар (үгінділер, құм, сүрту материалдары, ластанған топырақ және т.б.).

5. Майлармен ластанған металл және пластмасса ыдыстар (бөшкелер, канистрлер). Ластанған ыдыстарды жинау жабық үй-жайларда немесе қатты жабыны бар алаңдардағы қалқалардың астында нөсер және еріген су майларымен ластануға жол бермей жүзеге асырылады. Металл ыдысты, әдетте, майдан тазартады және қара металдардың сынықтары ретінде кәдеге жаратуға жібереді. Металл ыдыстарды көмуге тыйым салынады. Пластмасса ыдысты майдан тазартады және қатты коммуналдық қалдықтарды полигондарға көму үшін жібереді.

6. Май шаруашылығы жабдықтарының металл бөлшектері. Бұл қалдықтар майлардан тазартылады, содан кейін олар қара және түсті металл сынықтары сияқты өңделеді. Бұл қалдықтарды көмуге тыйым салынады.

3.9.3. Пайдаланылған майларды жинау және кәдеге жарату

Сапасы оларды негізгі немесе қосалқы энергия жабдықтарында тікелей мақсаты бойынша пайдалануға мүмкіндік бермейтін майлар:

өз күшімен немесе бөгде ұйымдардың күшімен қалпына келтіріледі және кейін тікелей мақсаты бойынша пайдаланылады;

жеке қосалқы жабдықта, автокөлікте пайдаланылады (тазалаудан кейін немесе тазалаусыз) немесе ұқсас мақсаттар үшін бөгде ұйымдарға беріледі.

Осы майлардың қасиеттерін қалпына келтіру немесе пайдалы пайдалану мүмкін болмаған кезде олар қалдықтар (пайдаланылған майлар) және регенерация жолымен кәдеге жарату үшін мамандандырылған ұйымдарға беріледі.

Пайдаланылған майларды көму жүзеге асырылмайды.

Пайдаланылған майларды адгезияға қарсы материалдар және құрылыс материалдарын сіңдіру құралдары ретінде қолдануға құрылыс нормалары тыйым салады

Пайдаланылған майларды жинау осы мақсаттарға арналған май шаруашылығының арнайы резервуарларында жүзеге асырылады.

Мамандандырылған ұйымдарға қайта өңдеу үшін тапсыруға жататын пайдаланылған мұнай индустриялық, турбиналық және трансформаторлық майлар май шаруашылығының бір резервуарына жиналуы мүмкін және Кеден одағының «Майлау материалдарына, майларға және арнайы сұйықтықтарға қойылатын талаптар туралы» техникалық регламентіне сәйкес «Пайдаланылған индустриялық майлар» тобы майларының сапасына қойылатын талаптарды қанағаттандыруы тиіс [60].

Егер пайдаланылған майларды жинау кезінде олар отынмен немесе басқа да пайдаланылған мұнай өнімдерімен араласатын болса, онда мұндай мұнай өнімдерінің қоспасы ПМҚ (пайдаланылған мұнай өнімдерін тасымалдау)тобындағы мұнай өнімдерінің сапасына қойылатын талаптарды қанағаттандыруы тиіс.

3.10. Салқындату жүйелері

3.10.1. Салқындату жүйелерінің жіктелуі

Энергетикада салқындату жүйесінің көптеген түрлері қолданылады, олардың жұмыс істеу қағидаттары да, конструкциялары да бір-бірінен ерекшеленеді. Бірыңғай жалпыға бірдей танылған салқындату жүйелерінің жіктемесі жоқ. Aрнайы әдебиеттерде әр түрлі классификациялар қолданылады:

1) салқындатқыш агент (жылу тасымалдағыш) түрі бойынша:

2) салқындатқыш агенттің қозғалыс схемасы бойынша:

тікелей ағынды;

айналмалы;

аралас (тікелей-айналмалы);

3) салқындату контурының түрі бойынша:

ашық (салқындатқыш агент қоршаған ортамен байланыста);

жабық (салқындатқыш жабық тізбекте айналады және қоршаған ортамен байланыста болмайды).

4) тізбектелген контурлар саны бойынша:

бір контурлы;

екі контурлы және т.б.

5) айналым жүйелері қолданылатын салқындатқыштардың түрлері бойынша жіктеледі - су қоймалары-салқындатқыштары, түрлі типтегі градирнялары, бүріккіш бассейндері бар айналым жүйелері. Қолданылатын градирнялардың негізгі түрлері салқындатқыш ауа ағынын жасау әдісі бойынша бөлінеді: атмосфералық, табиғи тартқышы бар мұнаралы, мәжбүрлі тартқышы бар немесе үрлемелі желдеткішті, эжекциялық;

6) салқындатқыштар мен салқындату объектілерін қосу схемалары бойынша: тізбекті, параллель және аралас.

Тікелей сарқынды сулы СЖ (3.21-сурет) өзеннен, көлден немесе теңізден табиғи температурасы бар салқындатқыш суды алумен сипатталады. Жылу алмасу аппараттарында қыздырылған су су жинағышқа оралмай, ағыс бойынша төмен бұру желісі арқылы ағызылады.

1 - су жинау шөміші; 2 - су қабылдағыш; 3 - орталықтандырылған жағалау сорғы станциясы; 4 - магистральды жерасты қысымды құбырлар; 5 - турбинаның конденсаторы; 6 - ағызу сифонды құдық (гидроқақпан); 7 - өздігінен ағатын жерасты каналдарын бұру; 8 - ашық бұру каналы; 9-қысқы уақытта су тартуды жылыту құбыры

3.21-сурет. ЖЭС техникалық сумен жабдықтаудың тура ағынды жүйесі

Техникалық сумен жабдықтаудың айналым жүйесі циркуляциялық суды әртүрлі типтегі салқындатқыштарда салқындатумен және сумен жабдықтау көзінен жүйеде су шығынын толтырумен бірнеше рет қолданумен сипатталады. Aйналмалы сумен жабдықтау жүйелерінде циркуляциялық суды салқындатқыштар ретінде салқындатқыш су айдындары (3.22-сурет), түрлі типтегі градирнялар, шашыратқыш бассейндер немесе олардың үйлесімдері қолданылады.

Кез-келген түрдегі бір контурлы нгемесе екі контурлы (тікелей немесе тікелей емес) болуы мүмкін, сондықтан салқындатудың аралық контурының болуы осы ЕҚТ анықтамалығында кез-келген салқындату жүйесінің экологиялық қауіпсіздігін арттырудың мүмкін әдістерінің бірі ретінде қарастырылады және аралық контуры бар жанама жүйелер жеке СЖ класы ретінде ерекшеленбейді.

1 - ағынды тарататын құрылыс; 2 - ашық бұру каналы; 3 - жабық бұру каналдарындағы су деңгейін реттеуге арналған имарат; 4 - жабық бұру каналдары; 5 - блок конденсаторлары; 6 - ЖЭС бас корпусы; 7 - суқақпаны жылыту құбыры; 8 - блок конденсаторына циркуляциялық судың арынды құбырлары; 9 - ағызу сифонды құдығы (гидро жапқыш); 10 - блокты жағалау сорғысы; 11 - су қабылдағыш; 12 - ашық жеткізу каналы; 13 - өзен арнасы; 14 - бөгеттің темірбетон суағар; 15 - жер бөгеті

3.22-сурет. Салқындатқыш су қоймасы бар ЖЭС техникалық сумен жабдықтаудың айналым жүйесі

Aтап айтқанда, барлық қолданылатын жіктеулер СЖ-ның нақты құрылымын нақты жіктеуге мүмкіндік бермейді. Сонымен, дәстүрлі түрде буландыратын жүйелерде жылудың едәуір бөлігі салқындатқыш мұнарадан өтетін ауаны жылыту арқылы шығарылады, табиғи тартқышы бар салқындатқыш мұнаралар көмекші желдеткіштермен жабдықталуы мүмкін және т. б. Осыған байланысты СЖ-ның кез-келген жіктелуі оның функционалды мақсатымен анықталатын жеткілікті шартты болады.

Осы ЕҚТ анықтамалығында 3.23-суретте келтірілген СЖ жіктемесі пайдаланылады. Ол СЖ ЕҚТ сәйкестендірудің нақты міндетін шешуге және СЖ қолданылатын конструкцияларды қоршаған ортаға, энергия тиімділігіне және табиғи ресурстарды тұтынуға ұқсас көрсеткіштері бар сыныптарға бөлуге бағытталған.

3.23-суретте көрсетілген жіктеуді негізге ала отырып, ЕҚТ анықтамалығында Қазақстанның энергетикасы мен өнеркәсібінде қолданылатын салқындату жүйелерінің 10 түрі қаралды.

3.23-сурет. Қазақстанда қолданылатын СЖ жіктеуіЕҚТ анықтамалығында Қазақстанда қолданылатын салқындату жүйелерінің мынадай түрлері (сыныптары) қарастырылған:

тікелей ағынды су салқындату жүйелері;

бүріккіш бассейндері бар айналымдағы су СЖ;

салқындатқыш су айдындары бар айналымдағы су СЖ;

атмосфералық градирнялары бар айналымдағы су СЖ;

мұнаралы буландырғыш градирнялары бар айналымдағы су СЖ (табиғи жолмен тартатын);

желдеткіш буландырғыш градирнялары бар айналымдағы су СЖ (мәжбүрлі тартумен немесе үрлеудің астында);

эжекциялық градирнялары бар айналымдағы су СЖ;

табиғи тартымы бар радиаторлық градирнялары бар ауа СЖ;

желдеткіш радиаторлық градирнялары бар ауа СЖ (мәжбүрлі тартумен немесе үрлеудің астында);

аралас СЖ.

4. Эмиссиялар мен ресурстарды тұтынуды болғызбауға және/немесе азайтуға арналған арналған жалпы ең қолжетімді техникалар

4.1. Aтмосфералық ауаға шығаруға болғызбауға және / немесе азайтуға арналған техникалар

4.1.1. Шаң шығарындыларын болғызбау және / немесе азайту техникалары

Қатты отынның қазба түрлерін жағу кезінде оның минералды бөлігі (бейорганикалық қоспалар) күлге айналады және ішінара қазандықтан түтін газдарымен ұшатын күл түрінде шығады. Түтін газдарында қалқыма бөлшектер (ұшпа күл) қатты бөлшектерді ұстауға арналған жабдыққа түседі. Ұшатын күлдің сипаттамалары мен мөлшері пайдаланылатын отынға, мысалы, көмірдің минералды құрамына және жану түріне байланысты. Бөлшектерді ұстау жабдықтарының өнімділігі мен сипаттамаларына көмірдің отын ретінде минералогиясына және ұшатын күлдің құрамындағы жанбаған көміртектің мөлшеріне байланысты ұшатын күлдің кедергісі мен когезиялық қабілетінің өзгеруі әсер етеді.

Түтін газдарынан қатты бөлшектерді шығару үшін электр сүзгілері (бұдан әрі - ЭС), қапшық сүзгілері (бұдан әрі - ҚС), ылғалды скрубберлер және эмульгаторлар сияқты әртүрлі технологиялар қолданылады. Механикалық тұтқыштар ЕҚТ-ға жатқызылмаған және алдын ала тазалау сатысында пайдаланылуы мүмкін. Қазақстанда ЖЭО-дағы түтін газдарын күл бөлшектерінен тазарту негізінен дымқыл күлтұтқыш-скрубберлерде (97-98,7 %), эмульгаторларда (99,5 % - ға дейін) жүзеге асырылады, мұнда күкірт диоксидінің аздаған мөлшері (8-12 %) тұтылып қалады. Батареялық эмульгаторлар - Қазақстан ЖЭО -ларында күлтұтқыш қондырғының кең таралған түрі. Блоктық көмір ЖЭС қазандықтарында негізінен электр сүзгілер орнатылған. Күл тұту дәрежесі орта есеппен энергия көздерінде - 99,5 %-дан аспайды.

Циклондар сияқты механикалық күлтұтқыштарды жеке-жеке пайдалану мүмкін болмағандықтан, бұл технологиялар осы құжатта қарастырылмайды және сипатталмайды.

Қазіргі уақытта қолданылатын күлтұтқыш қондырғыларға шолу 4.1-суретте келтірілген.

Күлтұтқыш қондырғылардың жалпы тиімділігі мен бірқатар сипаттамалары 4.1-кестеде келтірілген.

4.1-сурет. Күлтұтқыш қондырғыларға шолу

4.1-кесте. Газ тазарту қондырғыларының жалпы тиімділігі

Р/с №	Техникасы	Тазалау тиімділігі, %				Басқа параметрлері		Aртықшылықтары мен кемшіліктері
		<1 мкм	2 мкм	5 мкм	> 10 мкм	Параметрі	Шамасы

1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Электр сүзгісі (ЭС)	>96,5	>98,3	>99,95	>99,95	Жұмыс температурасы	80-220 C (суық ЭС) 300-450 C (ыстық ЭС)	температураның кең диапазонында жұмыс істей алады;
1.1						Электр қуатының % ретінде энергияны тұтыну	0,1–1,8 %	төмен гидравликалық кедергісі кезінде (200 Па-дан аз) өте үлкен газ көлемін өңдей алады;
1.2						Қысымның түсіп кетуі	0,15-0,3 кПа	өте жоғары тазалау көлемін қоспағанда, төмен пайдалану шығындары;
1.3						Қалдық	Ұшпа күл	- кез-келген оң қысым жағдайында жұмыс істей алады;
1.4						Шығатын газдар бойынша өнімділік	> 200000 м>3/ сағ	ЭС тіпті аса ұсақ бөлшектер үшін өнімділігі өте жоғары;
1.5						Қолданылуы	Қатты және сұйық отын	ЭС пайдалану жағдайларының өзгерістеріне динамикалығы төмен;
1.6						Нарық үлесі	1000 МВт астам отын жағатын қондырғылар	жоғары кедергісі бар бөлшектермен жұмыс істемеуі мүмкін.
2	Қапшық сүзгі (ҚС)	>99,6	>99,6	>99,9	>99,95	Жұмыс температурасы	150 C (полиэстер) 260 C (шыны талшық)
2.1						Электр қуатының % ретінде энергияны тұтыну	0,2–3 %	ауамен тазарту үшін 0,45–0,6 м/мин, сілкілеу үшін 0,75–0,9 м/мин және импульсті тазарту үшін 0,9-1,2 м/мин электр станцияларындағы сүзгілер үшін типтік шамалар;
2.2						Қысымның түсіп кетуі	0,5-2,5 кПа	қапшықтың қызмет ету мерзімі көмірде күкірт мөлшері өсіп, сүзу жылдамдығы өскен сайын азаяды;
2.3						Қалдық	Ұшпа күл	жекелеген қапшық сүзгілердің істен шығуы жыл бойынша бекітілгеннен шамамен 1 %-ын құрайды;
2.4						Шығатын газдар бойынша өнімділік	<1100000 м3/сағ	жоғары газдинамикалық кедергі (тазалау құрылғысындағы қысымның көбірек төмендеуі және, сәйкесінше, түтін сорғыштың энергия шығынының артуы);
2.5						Қолданылуы	Қатты және сұйық отын	жоғары бастапқы құны және пайдалану шығны;
2.6						Нарық үлесі	Жобалық шешімдер сатысында қолданылмайды	қысымның төмендеуі осы газдың ағыны үшін бөлшектердің мөлшері азайған сайын артады.
3	Вентури құбыры бар ылғалды скруббер	< 90	>98,3	99,9	> 99,9	Жұмыс температурасы	120-250 C (қазандықтың артына орнатылады)	екінші әсер ретінде ылғалды скрубберлер газ тәрізді ауыр металдарды алып тастауға және сіңіруге және SO2 (12 % дейін) тұтып қалуға ықпал етеді;
3.1						Электр қуатының % ретінде энергияны тұтыну	3 % дейін (5-15 кВтс/1000 м3)	құрғақ күл алудың мүмкін еместігі, күлде 10-15 % астам кальций оксиді болған кезде қолданылмайтындығы ;
3.2						Су шығыны	0,8-2,0 л/нм3	одан әрі тазалауды қажет ететін сарқынды сулар пайда болады;
3.3						Қысымның түсіп кетуі	3,0-20 кПа	шығатын газдардың төмен температурасы 40-50 ыC ыстық ауамен қосымша жылытуды қажет етеді, бұл қазандықтың тиімділігін төмендетеді;
3.4						Қалдық	Ұшпа күл шламы/суспензиясы	салыстырмалы түрде төмен құны (электр сүзгілері мен қапшық сүзгілеріне қарағанда әлдеқайда арзан);
3.5						Нарық үлесі	Негізінен көмірмен жұмыс істейтін су жылыту қазандықтарында	күлді тұтып қалудың төмен дәрежесі 98,7 % дейін ( жоғары суару кезінде 99-99,2 % дейін);
4	Эмульгатор	< 96,5	>98,3	99,9	> 99,9	Жұмыс температурасы	120-250 C (қазандықтың артына орнатылады)	шығатын газдардың төмен температурасы 40-50 ыC ыстық ауамен қосымша жылытуды қажет етеді;
4.1						Электр қуатының % ретінде энергияны тұтыну	3 %-ға дейін (5-15 (кВтс/1000 м3))	құрғақ күл алудың мүмкін еместігі, күлде 10-15 % астам кальций оксиді болған кезде қолданылмайтындығы;
4.2						Су шығыны	0,2-0,4 л/нм3	екінші әсер ретінде эмульгаторлар газ тәрізді ауыр металдарды алып тастауға және сіңіруге және SO2 (12-15 % дейін) тұтып қалуға ықпал етеді;
4.3						Қысымның түсіп кетуі	30-200 (102 Па)	қазандықтың ПӘК төмендеуі газдарды жылытуға артық ауаның үлесіне байланысты 1 ы 3 % жетеді
4.4						Қалдық	Ұшпа күл шламы/суспензиясы	қазандықтың жұмыс режимдерінің өзгеруіне сезімталдығы;
4.5						Нарық үлесі	ЖЭО қазандықтарының көпшілігі	салыстырмалы түрде төмен құны ( электр сүзгілері мен қапшық сүзгілеріне қарағанда әлдеқайда арзан);

4.1.1.1. Электр сүзгісі

ЖЭС-тегі тиімді күлтұтқыштарға гидравликалық кедергісі 200 Па аспайтын кезде газдарды қатты бөлшектерден 99-99,8 % тазалау дәрежесі бар электр сүзгілері (ESP) жатады.

ЭС жұмыс қағидаты төмендегідей. Тозаңданған газ ағыны газ тарату торынан өтіп, шөгінді электродтардан пайда болған каналдарда қозғалады, олардың арасында белгілі бір қашықтықта корона электродтары орналасқан (4.2-сурет). Әдетте электрод аралығының ені (көрші шөгінді электродтар арасындағы қашықтық) 250-500 мм құрайды.

Теріс полярлықтың жоғары кернеуі корона электродтарына жеткізіледі, ал шөгінді электродтар жерге қосылады. Электрод аралық қашықтыққа және күл мен түтін газының физика-химиялық қасиеттеріне байланысты кернеу мәні 30-100 кВ құрайды. Электр өрісінің кернеулігі (критикалық мән деп аталатын) Е_к-нің белгілі бір мәнінен жоғары болған кезде түтін газдарының иондалуы короналы разрядтың тұтануымен бірге жүретін короналы электродтардың жанында жүреді.

4.2-сурет. Электр сүзгісінің жұмыс істеу қағидаты

Корона разряды бүкіл аралыққа таралмайды, бірақ шөгінді электрод бағытында электр өрісінің күші азайған сайын өшеді.

Әр түрлі полярлықтағы газ иондары және тәж шығару аймағында пайда болған электрондар электр өрісі күштерінің әсерінен әр түрлі электродтарға ауысады, нәтижесінде электрон аралық кеңістікте корона тогы деп аталатын электр тогы пайда болады. Иондар адсорбцияланатын қатты бөлшектер электр зарядын алады және электр өрісі күштерінің әсерінен электродтарға қарай жылжиды. Бұл жағдайда бөлшектердің негізгі бөлігі теріс зарядталады, өйткені короналы электродтардың жанында пайда болған оң иондар электр өрісінің күштерінің әсерінен күл бөлшектерінің бетіне адсорбциялауға уақыт болмай, осы электродтарға кетеді. Осылайша, күл бөлшектерінің негізгі мөлшері шөгінді электродтарға, ал кішкене бөлігі короналы электродтарға түседі.

Белгілі бір уақыт аралығында электродтар соққы механизмін қолдана отырып шайқалады. Aуырлық күшінің әсерінен күл бөлшектері шөгінді электродтар астындағы бункерге түседі, одан күл қоймаға немесе күл үйіндісіне тасымалданады. Стандартты құрғақ типті электр сүзгісінің схемасы 4.3-суретте көрсетілген.

4.3-сурет. Стандартты құрғақ электр сүзгісінің жалпы көрінісі

Күл тұтудың тиімділігі және электр сүзгісінің электр энергиясын тұтынуы көбінесе оның конструкциясы мен жұмыс режиміне байланысты. Ол сондай-ақ қатты отын қасиеттеріне (құрамы және МЭК күлдің үлестік электр кедергісі, күл, көмірдегі ылғал және күкірт мазмұны) және қазандық қондырғының сипаттамаларына (электростатикалық тұндырғышқа кіре берістегі түтін газының температурасы, артық ауа, механикалық күйік шамасы) байланысты. Көбінесе механикалық толық жанбаудың өсуі күлдің электрлік кедергісін оңтайлы мәндерден төмен төмендетеді, бұл ұсталған күлдің ағынға оралуын арттырады (қайталама алып кету) және тиімділікті төмендетеді.

Қазіргі уақытта ЖЭС-те қолданылып жүрген электрсүзгілердің конструкциясы әдетте көлденең болады, оның артықшылығы - оңай жүйелеп орналастыруға болатын бірнеше жекелеген электр өрістерімен жоғары тиімділік қамтамасыз етіледі. Өрістер саны қажетті жалпы тиімділікке байланысты. ЭС-ны ұзындығы бойынша жеке өрістерге бөлуден басқа, әр электр өрісі көбінесе ені бойынша бөлімдерге бөлінеді.

Екі секциялы үш полюсті электрсүзгінің бір түрі 4.4-суретте көрсетілген.

1-корпус; 2-газ тарату торы; 3-шөгінді электрод; 4-шөгінді электродтарды шайқау механизмі; 5-короналы электрод; 6-короналы электродтарды ілу жақтауы; 7-короналы электродтарды шайқау механизмі; 8,9-шөгінді және короналы электродтарды шайқау жетегі

4.4-сурет. Үш қабатты екі секциялы электр сүзгісі

4.1.1.2. Жылжымалы электродтары бар электр сүзгілері

Көп өрісті электрсүзгілерінде газдың қозғалу жылдамдығына қарай тұтып қалу тиімділігі төмендейді, бұл шөгінді электродтардың ұсақ бөлшектерінің артуына байланысты және сілҚҚ жүйесі шөгінді электродтарды толық тазарта алмайды, оған қоса екінші рет әкету үлесі де артады. Электрсүзгінің жұмысындағы осындай кемшіліктерді жою үшін жылжымалы электродтары бар шығыс өрістің орындалуы бар электрсүзгінің коснтрукциясы әзірленді (4.5-сурет). Мысалы, Үндістандағы ЖЭС-те 500 МВт блоктары бар электр сүзгілерін қайта құру MHPS технологиясы бойынша орнатылған жылжымалы электродтарды орнату арқасында электрсүзгінің олданыстағы өлшемдерімен тұту тиімділігін арттыруға мүмкіндік берді. Шығатын газдардағы күлдің концентрациясы 500 мг/нМ³-тен 50 мг/нМ³-ке дейін 10 есе азайтылды.

Қазақстанның ЖЭС электрсүзгілері әртүрлі жылдарда орнатылған және күлді ұстап қалу тиімділігі әртүрлі. Екібастұз көмірімен жұмыс істейтін қуатты энергия блоктарына орнатылған электрсүзгілердің көпшілігі электрсүзгіден кейін 400 мг/нМ³ аспайтын күлдің жиналуын қамтамасыз етеді.

Электрсүзгілердің мынадай артықшылықтары бар:

құрғақ түрде ұсталған күлді алу мүмкіндігі;

төмен гидравликалық кедергі (0,2-0,4 кПа артық емес);

жұмысының сенімділігі және қызмет көрсету оңай;

түтін газдарының үлкен көлемін өңдеу мүмкіндігі (1000000 нМ³/сағ астам);

пайдалану шығындарының аздығы.

Электрсүзгілердің кемшіліктері:

ұсақ бөлшектерді ұстаудың жоғары дәрежесі жеткіліксіз;

күлтұтқыш тиімділігінің МЭК күлге тәуелділігі;

көмір құрамы өзгерген кезде жұмыс тиімділігін төмендету мүмкіндігі.

4.5-сурет. Жылжымалы электродтары бар электр сүзгісі

4.1.1.3. Матадан тігілген (қапшық) сүзгілер

Дамыған және тез дамып келе жатқан елдердегі бөлшектердің шығарындыларына қатаң нормативтік шектеулер, ең бастысы, ұшатын күлдің ең ұсақ фракциясының шығарындыларына қабылданған шектеулер күлді тұту жүйелерінде матаның, негізінен қапшық сүзгілердің кеңінен қолданылуына әкелді. Қытайда ағымдағы онжылдықта 2020 жылға дейін 30 мг/М³-ден аз күл шығарындыларының реттелетін деңгейі бар екі бақыланатын аймақтың бағдарламасы аясында жалпы қуаттылығы шамамен 220 ГВт болатын жаңа жабдықта электр сүзгілерін емес, қапшық сүзгілерді енгізу жоспарланып отыр.

Матадан жасалған (қапшық) сүзгі синтетикалық полимер материалынан немесе шыны талшықтан жасалған сүзгі қапшықтары арқылы күлді сүзгілеу кезінде ұстап қалу қағидаты бойынша жұмыс істейді және көбінесе күлдің қалыптасқан қабатынан сүзіп алу арқылы жүзеге асырылады.

Энергетикада қолданылатын қапшық сүзгілер құрылымы, сүзгілерді тазарту әдістері (шайқау, кері үрлеу, пнемоимпульсті тазалау) және қолданылатын материалдары бойынша ерекшеленеді. Ең көп таралған конструкциясы - тазартылатын газ сырттағ ағып келіп сүзгі арқылы және сүзгінің импульстық тазартуынан өтетін сым тірекке тігінен тігілген шағын (картридждік) сүзгілер. Тазалау үшін жоғары жылдамдықтағы клапан арқылы импульстік түрде қапшыққа айдалатын сығылған ауа қолданылады. Бұл жағдайда мата созылып, инерциялық күштер мен мата арқылы шығатын ауа әсерінен күлдің жиналған қабаты бөлініп, ауырлық күшінің әсерінен төменде орналасқан бункерге түседі (4.6-сурет).

4.6-сурет. Импульстік тазалағышы бар қапшық сүзгісінің схемасы

Сүзгі материалын таңдау күлдің, түтін газының және құрылымның сипаттамалары мен қасиеттеріне байланысты. 4.2-кестеде кейбір қолданылатын материалдардың сипаттамалары келтірілген.

4.2-кесте. Қапшық сүзгілер материалдарының сипаттамасы

Р/с №	Материалы	Тығыздығы г/м2	Жұмыс температурасы	Салыстырмалы тұрақтылығы (1-ден 5-ке дейінгі баллдарда) к
				Қышқыл	Сілтілік	Гидролиз	Тотығу	Aбразивтілік
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	Фибрглас (GLS)	580	240	4	3	5	5	1

Электр сүзгімен салыстырғанда қапшық сүзгінің артықшылығы - тиімділігі жоғары және көлемі кіші, ұшатын күлдің электростатикалық қасиеттерінен тәуелсіз болуы, осының бәрі жанармай мен олардың қоспаларының кең спектрін пайдалануға мүмкіндік береді. Ұапшық сүзгінің жұмысы газдардың температурасы шық нүктесінен жоғары болған жағдайда қазандықтың жұмыс режиміне тәуелсіз болады.

Басқа күлтұтқыштармен салыстырғанда қапшық сүзгінің артықшылығы - түтін газын тазартудың жоғары дәрежесі (қазіргі заманғы сүзгі қапшықтарының шығысындағы күл концентрациясы 10-20 мг/Нм³ аспайды) және ұсталған күлдің электр кедергісінен тазарту тиімділігінің тәуелсіздігі болып табылады.

Қапшық сүзгілердің кемшілігі - пайдалану шығындарының жоғарылығы және жоғары гидравликалық кедергісінің болуы (2000 Па дейін). Жоғарыда аталған кемшіліктерге қарамастан, қапшық сүзгілер аппараттан шығу кезінде 10 мг/м³ дейін қатты бөлшектердің шоғырлануын қамтамасыз ете отырып, ЖЭС-те шетелдік дамыған елдерде қолданылатын күлтұтқыштардың негізгі түрі болып табылады.

Қапшық сүзгілерді PM 2,5 фракциясы бойынша (өлшемі 2,5 мкм-ден аз) стандарттарды орындау үшін жасауға болады, оны электр сүзгілерінде қамтамасыз ету мүмкін емес немесе өте қиын. Сонымен қатар, ұсақ бөлшектерді ұстау арқылы қапшық сүзгілер химиялық реактивті және конденсацияланатын зиянды газдар мен аэрозольдерді жинауға және алып тастауға мүмкіндік береді.

Ресейде қапшық сүзгілер Екібастұз көмірін жағатын екі ЖЭС-ке орнатылды: Рефтинск МAЭС және Омбы ЖЭО-5. Рефтинск МAЭС-інде қуаты 300 МВт №4 және №5 энергия блоктарының түтін газын тазарту үшін «Aльстом» фирмасының екі қапшық сүзгісі қолданылады, ал қуаты 500 МВт №7 блокта «Клайд Бергеманн» фирмасының бір қапшық сүзгісі қолданылады. «Люхр Фильтр» фирмасының қапшық сүзгісі Омбы ЖЭО-5 қуаттылығы 150 МВт қазандыққа орнатылған.

Күлі көп Екібастұз көмірінің жоғары омдық күлін тұтып қалуға арналған қапшық сүзгіні қолдану тәжірибесі Қазақстандық ЖЭС үшін ерекше қызығушылық туғызып отыр және осы күлтұтқыштарды ЕҚТ анықтамалығына енгізуге негіз болуы мүмкін.

4.1.1.4. Эмульгаторлар

Соңғы жиырма жылдықта Қазақстан ЖЭС-те ұшпа күлдің мөлшерінің ғана емес, үлестік шығарындыларының да азайтылуы скрубберлерді көптеп эмульгаторларға ауыстыруға байланысты болып отыр. Күлтұтқыш тиімділігі 99 %-дан жоғары эмульгаторлар алғаш рет өткен ғасырдың 80-жылдары Қазақстан Энергетика ҒЗИ-да әзірленіп, зерттелді.

Күлді тұтып қалуға арналған эмульгаторлардың жұмыс қағидаты - эмульсия қабатын қалыптастыру үшін қалақша аппараттарында бұралған түтін газдарының бұралғыштарының жоғары ағыны мен қарсы ағынмен берілетін сұйықтық арасындағы жоғары тиімді масса алмасу қалыптастыру (басқа терминдерде: фазалық инверсия режимі, көбік қабаты). Сонымен қатар, әр фазаның құйындарының олардың бөліну шекарасы арқылы енуіне байланысты үнемі жойылып, қайта қалпына келетін фазалық беті күрт артады, яғни сүзілген сұйық шаңның шөгуіне мүмкіндік береді [84].

Қазіргі уақытта эмульгаторлардың екі негізгі түрі қолданылады: II буынды батареялық және шығыршықты. II буынды заманауи батареялық эмульгатордың конструкциясы 4.7-суретте көрсетілген.

Түтін газдары 1 корпусының төменгі бөлігіне 2 газды енгізу түтігі арқылы енеді және 4 бұрағыштың параллель орналасқан суармалы саптамаларына кіреді, онда олар 3 бұрағыштың қалақшаларымен интенсивті түрде бұралады.

Су түріндегі суландыратын сұйықтық 8 коллекторға беріледі, ол жерден 9 су тарату құбырына келіп құйылады, құбыр тесіктерінен - 10 су тарату стақандарына және одан әрі стақандардағы тесіктер арқылы әрбір саптамаға құйылады. Су айналмалы газ ағынымен әрекеттескенде, қалақшалардың үстінде жиналатын көбікті айналмалы қабат пайда болады. Бұл қабаттың айналуы оның турбулизациясына ықпал етеді, фазааралық контактілік беткей мен оның жаңаруы артады. Жоғары дамыған беткейі бар көбік қабатында газ ағыны құйынды саптамалардың қалақшалары арқылы өткеннен кейін қалған күлдің ұсақ бөлшектері ұсталады.

1 - кіріс құбыры, 2 - корпус, 3 -бұрағыш, 4 - бұрағыш саптамалары, 5 - қалақты тамшылатқыш, 6 - шой шығыршығы, 7-газды шығару келте құбыры, 8 - суару торабының коллекторы, 9 - су тарату құбырлары, 10-су тарату стақандары.

4.7-сурет. Екінші буынды батарея эмульгаторының схемасы

Ұсталған күлі (қойыртпақ) бар пайдаланылған сұйықтық 4 құйғыш саптамасының 3 қалағы арқылы күл жуу аппаратына ағызылады.

Эмульсиялық қабатта тазартылғаннан кейін түтін газдары 5 қалақты тамшылатқышқа түседі, онда айналу жылдамдығын жоғалтқан газдар түтін газдарынан су тамшыларын бөліп алу үшін қосымша бұралады, ал тамшылатқыштан шыққан кезде қалған бөлінбеген су тамшылары Джек шығыршығының астына жиналады 6 және одан әрі газды тазарту процесіне қатысу үшін тамшылатқыштың қалақшалары арқылы біріктіріледі.

II буынды батареялық эмульгаторларды монтаждау арқылы күлтұтқыш қондырғыларды сәтті реконструкциялау Екібастұз көмірімен жұмыс істейтін Петропавл ЖЭО-2, Степногорск ЖЭО, «AлЭС» AҚ ЖЭО-2 қазандықтарында жүргізілді. Орнатылған құрылғылардың тиімділігі 99,3 - 99,6 % құрады. Өскемен ЖЭО қазандықтарында батареялық эмульгаторлар сәтті енгізілді. Бұл қазандықтардағы күлтұтқыш тиімділігі 99,2 %-дан асады.

Шығыршықты эмульгатордың конструкциясы 4.1.8-суретте көрсетілген. Шаңды газдар тангенциалды кіріс арқылы 1 корпусының төменгі бөлігіне 2 бұрағыштың астына түседі және ол арқылы корпусының жоғарғы бөлігіне бұралған түрде енеді. 3 суару құбыры арқылы суарылатын су айналмалы сұйықтық ваннасын қалыптастыру үшін 2 бұрағыш табағына беріледі. Газдың белгілі бір жылдамдығында сұйықтық пленка және ағын түрінде басталып, пластинадан ағып, түтін газдарымен араласып, газ сұйықтығы эмульсиясын қалыптастырады, ол уақыт өте келе корпусының қабырға аймағында құйынның үстінде жиналады. Стационарлық режимге шыққан кезде газ-сұйықтық және тұтылған күлі бар қойыртпақ ауырлық күшінің әсерінен корпусының конустық түбіне ағызылады, сол жерден гидротұтқыш арқылы ГКШ каналына шығарылады.

Эмульсиялық қабатта жуылғаннан кейін түтін газдары құйындағыштың үстіндегі көлемде айналмалы қозғалысты жалғастыра отырып, 4 құйындағыштан өтеді, онда олар қосымша бұралады. Осы айналудың арқасында эмульсиялық қабаттың жоғарғы шекарасында көпіршіктер жарылған кезде пайда болатын және орталықтан тепкіш күштердің әсерінен одан шығатын целлюлоза тамшылары скруббердің қабырғасына күнқағарға дейін 6 бөлінеді. Сұйық пен газ арасындағы жылу мен масса алмасудың жоғары деңгейіне байланысты айналмалы көбік қабатында (фазалық инверсия режимі) қатты бөлшектер (күл, шаң) жоғары тиімділікпен ұсталады. Қатты бөлшектер мен тамшылардан тазартылған газдар эмульгатордан шығатын 9 газ құбырына шығарылады.

Бұл құрылғы үшін газды тазарту тиімділігінің анықтаушы факторлары-эмульсия қабатының құйындағыштың үстінде таралу биіктігі мен біркелкілігі. Орталықтан тепкіш күштердің әсерінен айналатын көбік (эмульсия) қабатындағы қысымның жоғарылауы тек кішкене көбік көпіршіктерінің тұрақты болуын анықтайды, бұл фазалардың жанасу бетін бірнеше есе арттырады және жылу - масса алмасу процестерін күшейтеді, бұл газ бен сұйықтықтың ағып кетуіне ықпал етеді. Суландыратын сұйықтықтың шығыны шамамен 0,2- 0,24 л/нм³ газды құрайды.

Тазартылған газдардың температурасы 40 - 50 ^оС және салыстырмалы ылғалдылығы 100 % жуық, сондықтан газ өткізгіштің қабырғаларында, түтін сорғышта және түтін құбырында конденсаттың пайда болуын болғызбау және коррозияның алдын алу үшін эмульгатор мен түтін сорғыштың арасындағы газ құбырына ауа жылытқыштың екінші сатысынан тазартылған газдардың температурасын 70 - 80 нC дейін көтеретін ыстық ауа беріледі.

Ресейдегі ЖЭС түтін газын тазарту үшін шығыршықты эмульгаторларды сәтті қолданудың мысалы 2005-2009 жылдары Оңтүстік Орал МAЭС дымқыл скрубберлерін Кочтың шығыршықты эмульгаторларына ауыстыру болып табылады. Нәтижесінде күлтұтқыштың тиімділігі 99,5-99,7 %-ға дейін көтерілді. Қазақстанда шығыршықты эмульгаторлар «Aрселор Миттал Теміртау» ЖЭО-2 қазандықтарына орнатылды.

Эмульгаторлардың артықшылықтары:

түтін газын тазартудың жоғары тиімділігі (99.7 % дейін);

көлемдері шағын;

құны салыстырмалы түрде төмен (эмульгатордың құны бірдей жұмыс жағдайы мен тазалау тиімділігі үшін EF құнынан шамамен 2 есе төмен);

ұсақ бөлшектерді ұстап қалудың жоғары тиімділігі.

Эмульгатордың кемшіліктеріне мыналар жатады:

құрғақ күл алудың мүмкін еместігі;

қазандықтың жұмыс режимдерінің өзгеруіне сезімталдық;

тамшы пайда болуы, бұл газ құбырлары мен мұржаларда шөгінділердің пайда болуына әкеледі;

эмульгатордан шығатын түтін газдарын жылыту қажеттілігі;

күлдегі кальций оксиді мөлшері 10 %-дан артық болған кезде эмульгаторларды пайдаланудың мүмкін еместігі.

Эмульгатордан шығатын түтін газдарын жылыту қажеттілігіне байланысты қазандықтың тиімділігінің төмендеуі артық ауаның үлесіне байланысты 1-3 % құрайды. Сонымен қатар, ауа жылытқышы арқылы артық ауаның өтуі түтін газдарының терең салқындауына және температура бойынша есептелген шығатын газдармен жылу шығынын азайтуға және қазандықтың артындағы артық ауаға әкеледі. Aлайда шығындарға артық ыстық ауаның қоспасымен түтін газдарына берілген жылуды қосу керек.

Осы ЕҚТ бойынша Қазақстан Республикасының ЖЭО орта кәсіпорнының үлгісімен экономиканы есептеу мысалы келтірілген (2-қосымшаны қараңыз), ол күлді тұту үшін қазандық агрегаттарында II буынды батареялық эмульгаторларды орнатуды жоспарлап отыр.

4.1.2. Күкірт диоксиді шығарындыларын болғызбау немесе азайту техникалары

Жылу энергиясының ең толғақты мәселелерінің бірі - қоршаған ортаны органикалық отынның жану өнімдерінің зиянды газ тәрізді компоненттерінен, мысалы, күкірт пен азот оксидтерінен қорғау. Бұл ретте түтін газдарын күкірт отындарын жағу кезінде пайда болатын күкірт оксидтерінен (SO₂ - 99 %-ға дейін және SO₃-1 % - ға дейін) тазарту неғұрлым күрделі болып табылады.

Күкіртті газ (зО₂), қоршаған ортаның ең зиянды ластағыштарының бірі болып табылады.

Қазандық агрегатынан күкірт диоксидінің эмиссиясын қысқарту бойынша қандай да бір техникті таңдау кезінде мынадай талаптарды ескеру қажет:

негізгі өнім өндірісінің өзіндік құнының өсуі көп болмауы тиіс;

пайдаланылған реагенттер қымбат және тапшы болмауы керек;

технологиялар отынның жану режимі мен қазандық өнімділігінің ықтимал өзгеруіне икемді болуы қажет;

жабдықтардың коррозиясы барынша азайтылуы тиіс;

қондырғыдан шығарылатын газдарда күкірт ангидридінің ең аз мөлшері болуы керек, ал олардың температурасы атмосферада жақсы сейілуді қамтамасыз ету үшін жеткілікті деңгейде жоғары болуы керек.

технологиялық жабдықтарды реконструкциялаудың ең төменгі ықтимал көлемі және үлкен аумақтарды талап етпеуі керек.

Түтін газдарынан күкірт диоксидін алудың қандай да бір технологиясының қолданылуы газдың өзіне (температураға, ылғалдылыққа және әсіресе SO₂ құрамына), сондай-ақ көмірдің минералды бөлігінің қасиеттері мен құрамына байланысты. Жалпы алғанда, SO₂-ден түтін газын тазартудың барлық әдістері өте қымбат екенін атап өтуге болады.

Қатты отындағы күкірт үш формада болады: колчеданды FeS₂, органикалық және сульфаттық. Жалпы алғанда, қатты отын немесе газ тәрізді өнімдерді жаққан кезде пайда болатын күкірт мөлшерін азайтудың және сол арқылы атмосфераға күкірт диоксидінің эмиссиясын азайтудың үш әдісі бар:

1. Күкіртті қосылыстар мен көмір күлінің концентрациясын азайту жолымен көмірді күкірттен оны жаққанға дейін, оны қайта өңдеу процесінде (механикалық, биологиялық, термиялық) тазарту.

2. Жағу кезінде күкірт диоксидін азайтудың технологиялық әдістері: а) көмірді газдандыру; б) сорбенттерді, мысалы, әктасты қазандық оттығына беру жолымен.

3. Күкірттен тазарту (түтін газын күкіртсіздендіру - ДС), яғни түтін газдарын белсенді сорбенттермен өңдеу арқылы жаққаннан кейін түтін газдарынан SO₂ алу.

Қарағанды көмірін байытуды және энергетикада пайдаланылатын өнеркәсіп өнімін алуды қоспағанда, Қазақстанда энергетикалық көмірге арналған бірінші әдіс іс жүзінде пайдаланылмайтынын атап өткен жөн. Сондай-ақ Екібастұз көмірін аз мөлшерде құрғақ байыту бойынша жұмыстар басталғанын атап өтуге болады.

Газдандыру арқылы көмірді күкірттен тазарту технологиясы әлеуеті зор, себебі кейіннен көмірқышқыл газын алу арқылы көмірді газдандыру әдісі, көмір энергетикасын төмен көміртекті дамытудың перспективалық әдістерінің бірі болып табылады.

Жылу энергетикасында атмосфераға күкірт оксидтерінің эмиссиясын төмендетуге арналған негізгі технология арнайы күкіртазарту аппараттарында - күкіртсіздендіру қондырғыларында күкірт диоксидін ұстап қалу технологиясы болып табылады. Газды күкірт диоксидінен тазартудың барлық технологиялары SO₂-нің белсенді сорбенттермен өзара әрекеттесуіне және олардың бейтарап қосылысқа (күл үйінділерінде сақталады) немесе әрі қарай пайдаланылатын тауарлық өнімдерге ауысуына негізделген. Белсенді сорбенттер ретінде салыстырмалы түрде арзан табиғи (әктас, бор, магнезит, доломит және басқалары) немесе жасанды (әк, аммиак, сода және басқалары) реагенттер қолданылады.

SO₂ эмиссиясы бойынша талап етілетін нормативтерді әртүрлі тәсілдермен қамтамасыз ету. Бұл ретте қандай да бір технологияны таңдау техникалық-экономикалық сипаттамалармен айқындалады. Бірақ тұтастай алғанда, талдау төмендегілерді көрсетеді:

қажетті күкірттен тазартудың аз дәрежесі кезінде (30-35 %) аз шығынды технологиялар (ЖЭС-тің қолда бар жабдықтарын: қазандықтардың жағу камераларын, газ жолдарын, құрғақ және дымқыл күлтұтқыштарды пайдалану) мақсатқа сай, бұл ретте белсенді қымбат реагентті пайдалануға болады;

қажетті күкірттен тазартудың үлкен дәрежесінде (85 % және одан да көп) арзан реагенттерді пайдаланатын қымбат технологиялар қажет.

Күкірттен тазарту технологиялары келесі үш негізгі белгілер бойынша жіктеледі:

1. SO₂ байланыстыру үшін қолданылатын реагенттердің агрегаттық күйіне сәйкес, олар өз кезегінде төмендегілерге бөлінеді:

әр түрлі типтегі және конструкциялы абсорберлерде сіңіргіш ерітінділермен газдарды жууға негізделген дымқыл әдістер;

дымқыл құрғақ (жартылай құрғақ) әдістер су-әк суспензиясын пештің жоғарғы бөлігіне немесе қазандықтың газ құбырына енгізуді қарастырады, нәтижесінде соңғы тазарту өнімі құрғақ болады;

құрғақ қатты сорбенттермен SO_{2 -} сіңіруге негізделген, бұл ретте не газдар түйіршікті сіңіргіш қабаты арқылы сүзіледі, не газдарға қалқыма күйде SO₂-мен - құрғақ аддитивпен әрекеттесетін көпіршіктелген қатты сіңіргіш енгізіледі.

2. Реагенттердің болуы немесе болмауы бойынша, олар өз кезегінде төмендегідей бөлінеді:

циклдік;

циклдік емес.

3. Өз кезегінде былайша бөлінетін күкірттен тазарту процесінің соңғы өнімін кәдеге жарату бойынша:

тауарлық өнім алатын технология;

тауарлық өнім алмайтын технология.

Электр станцияларының күкірттұтқыш қондырғыларының ерекшеліктеріне олардың ірі масштабтылығы жатады. Күкірттұтқыш қондырғылар алып жатқан алаң электр станциясының негізгі құрылыстарының алаңымен шамалас. Күкірттұтқыш қондырғыларды пайдалану барысында реагенттердің (әктас, әк, аммиак және т.б.) едәуір мөлшері тұтынлады және тауарлық құндылыққа ие болуы мүмкін күкірттұтқыш қалдықтардың тиісті мөлшерін қалыптастырылады. Электр станцияларының түтін газдарынан 1 тонна күкірт оксидін алу үшін 1,8 тонна әктас қажет.

Түтін газын күкірт диоксидінен тазарту кезінде алынатын химиялық өнім таңдалған технологиялық процеске байланысты. Aммиак-циклдық әдіспен тазалау кезінде дайын өнім ретінде 100 % сұйытылған күкірт диоксиді мен аммоний сульфатын алуға болады. Магнезит әдісін қолданған кезде аралық өнім алынады - магний сульфатының кристалдары, олар өңделгеннен кейін (кептіру, күйдіру) күкірт қышқылы өндірісіне келіп түседі.

Шығарылған газдарды күкірт диоксидінен тазарту 0,5-2,5 % болған кезде экономикалық тұрғыдан орынды. Түтін газдарынан SO₂ шығару өте күрделі процесс, өйткені жоғары температураға дейін қыздырылған және құрамында күкірт диоксиді 0,1-0,4 % аз мөлшерде газды өңдеу қажет. Әдістер қымбат және тиімсіз.

Газдарды күкірт қосылыстарынан тазарту үшін бірнеше әдіс қолданылады: газдарды сумен жуу, әк, қышқыл-каталитикалық, аралас (қышқыл-каталитикалық және әк қоспасы), магнезит, аммиак (дымқыл және құрғақ) әдістері. Күкірт диоксидін селективті сіңіруге негізделген үш әдіс толығымен дамыған: аммиак-циклдік, магнезит және әк.

4.1.2.1. Көмірді жаққанға дейін күкірттен тазарту

Күкірт пен күлдің мөлшерін азайту үшін күкіртті көмірді алдын-ала өңдеу арқылы жүзеге асырылады. Көмірді күкірт қосылыстарынан алдын-ала тазарту технологиялары физикалық және терең химиялық тазарту әдістеріне негізделген. Органикалық күкірт көмірдің массасына біркелкі бөлінеді және оны дымқыл немесе құрғақ байыту арқылы алып тастауға болмайды. Сульфат күкірті жалпы күкірттің аз бөлігін құрайды. Сондықтан отыннан колчедан күкіртті шығару арқылы күкірт диоксидінің шығарылуын азайту мүмкіндігі ерекше қызығушылық тудырады, бұл SO₂-ден түтін газын тазартудан әлдеқайда оңай. Колчедан күкіртін алудың мынадай әдістері қолданылады:

гравитациялық ауа сепараторларын қолдана отырып, көмірмен салыстырғанда оның жоғары тығыздығы (около 5 т/м3) қолданылады, колчедан алу дәрежесі - 75 %-ға дейін;

төрт кезеңнен тұратын химиялық әдіс: ұнтақтау, қыздыру, темір пентакарбонилімен химиялық өңдеу және магниттік әдіспен байыту (яғни, колчедан алу) (85 % дейін).

Колчеданды күкіртті ғана емес, сонымен қатар органикалық күкіртті кетіру үшін күрделі және қымбат технологиялық процестерді қолдану қажет. Зерттеулер көрсеткендей, бұл әдістің мүмкіндіктері шектеулі. Пиритті күкірт, әдетте, органикалық күкірттен аз болғандықтан, күкіртті алу дәрежесі 10-40 % құрайды.

Қазақстан жағдайлары үшін күкірт құрамын төмендетудің неғұрлым перспективалы әдісі көмірді механикалық байыту (құрғақ, дымқыл) болып табылады. Бірқатар көмірдің күлділігінің артуына байланысты (мысалы, Қаражыра, Екібастұз көмірі), күлдің күкірт компоненттерінің есебінен оның күкірт құрамы артады. Сондықтан мұндай көмір үшін байыту күкірт диоксидінің эмиссиясын азайтудың перспективалық тәсілі болып табылады.

Қазіргі уақытта Екібастұз көмірінің 3-қабатының күлі 55 %-дан 40-42 %-ға дейін болмашы бөлігі ішінара құрғақ байытылады. Ылғал байытуды пайдалану есебінен байытылатын көмірдің мөлшерін және оны байыту тереңдігін ұлғайту станцияларда жағылатын көмірдің күкірт құрамын төмендетеді.

Aтап айтқанда, күкіртті алу дәрежесі колчеданды күкірттің құрамына, байытылған көмірдің бастапқы және соңғы күлділігіне байланысты.

4.1.2.2. Күкірті аз отынды пайдалану

Күкірт мөлшері аз қатты отынды пайдалану күкірт диоксидінің эмиссиясын төмендететін әдіс болып табылады. SO₂ эмиссиясының азаюы жаңа көмірдің күкірт құрамының азаюына пропорционалды болады. Сонымен қатар, көмір күлінде күкіртке қатысты белсенді сорбенттердің болуы, құрамында кальций, магний және басқа да белсенді компоненттер бар SO₂ күлін байланыстыру арқылы күкірт диоксидінің эмиссиясын қосымша төмендетуі мүмкін.

Бірақ көбінесе аз күкіртті көмірге көшу қазандықты айтарлықтай қайта құруды қажет етуі мүмкін екенін атап өткен жөн, мұның өзі ұсынылатын көмірдің жылу техникалық сипаттамаларына байланысты, мысалы, жаңа көмірдегі ұшпа заттардың құрамы жобамен салыстырғанда төмендеген немесе ұлғайған кезде бастапқы және қайталама ауа арасындағы ауа теңгерімін өзгерту, оттықтың дизайнын өзгерту және т. б. қажет болады. Балқу температурасының төмендеуі экрандар мен қыздыру беттерінің қождануын болғызбау үшін қазандық агрегатының қуатын азайтуды қажет етеді. Ұнтақтау, абразивтілік және т.б. коэффициенттерінің айтарлықтай өзгеруі шаң дайындау жүйелерінің өзгеруін және басқаларын қажет етуі мүмкін.

Отынның басқа түріне, мысалы, көмірден мазутқа қазандықты айтарлықтай өзгертпей көшуге болады, белгілі бір қазандық жобаланған кезде тамызығы мазут немесе оны алмастыратын зат болып табылатыны белгіленеді.

Көмірден газға ауысу оттықты, қазандықтың жылыту беттерін және т.б. ауыстыруға байланысты қазандықты қайта құруды қажет етеді.

4.1.2.3. Жағу кезінде SO₂ эмиссиясының азаюы

Технология көмірді алдын ала газдандырудан және газдандырудың газ тәрізді өнімдерінен күкіртті сутекті одан әрі шығарудан тұрады. Көмірді газдандыру жоғары температурада (900÷1800 аС) және оттегі жетіспеген кезде шамамен 0,5÷10,0 МПа қысымда - О₂ газ генераторларында (тығыз қабатта, қайнаған қабатта және жер серігі ағынында) жүзеге асырылуы мүмкін. Көмірді газдандыру нәтижесінде жоғары жану жылуы бар синтез газы пайда болады, ал күкірт сутегі - H₂S-ке айналады. Күкіртсутекті қарапайым күкіртке өңдеу арқылы жою абсорбциялық аппараттарда моно - және диэтатонолдардың көмегімен 30÷40 нС температурада жүзеге асырылады. Бұл әдіс түтін газдарынан SO₂ алуға қарағанда өте қарапайым және үнемді әдіс.

Бұл, біріншіден, H₂S күкіртсутегін алудың тиімділігі SO₂ күкірт диоксидін алуға қарағанда жоғары болуына байланысты. Екіншіден, газдандырудың өңделген газдарының көлемі көмірдің сол мөлшерін жағумен салыстырғанда едәуір аз.

4.1.2.4. Отыны бар оттыққа сорбенттерді беру арқылы SO₂ тұтып қалу

Құрғақ әктас технологиясы (ҚӘТ) ең қарапайым, ең аз капитал мен пайдалану шығындарын талап етеді, жұмыс істеп тұрған электр станциясының жағдайында оңай жүзеге асырылады және аз және орташа түйіршікті көмірді жағу кезінде қолданылады. Қазандық пешіне күкірт диоксидін толық байланыстыру үшін стехиометриялық қажетті әктас немесе доломитті екі және одан көп есе беруден тұрады. Бұл жағдайда пешке әктас енгізудің екі әдісі бар:

көмір мен әктас қоспасын қазандықтың оттығына бірге беру;

1000-1100 ^оС аспайтын температура аймағына қазандық оттығының жоғарғы бөлігіне әктасты беру.

Оттыққа берілетін ұсақталған әктас кальций тотығы мен көмір қышқылын түзе отырып жоғары температурада күйдіріледі (кальцийлеп):

СаСО₃₂

Түтін газдарының температурасы 500-900 ^оС кезінде кальций тотығы кальций сульфитін түзу үшін күкіртті ангидридпен өзара әрекеттеседі:

СаО + ОО₂₃

Түтін газдарында оттегі болған кезде (және ол әрдайым көмірді жағу режимінде болады) кальций сульфитінің бір бөлігі сульфатқа дейін тотығады:

СааО₃ + 0,5 О₂₄

Aлынған қоспа сульфит пен кальций сульфатының қоспасы күлмен және реакцияланбаған әкпен бірге күлтұтқыштарда ұсталады және күл үйінділеріне шығарылады.

1-ұнтақталған әктасты сақтауға арналған сүрлем мұнарасы; 2-жұмсалатын бункер; 3-қазандықтың оттығына әктасты пневмокөлік жүйесі және оны оттық камерасының көлденең қимасында тарату

4.9-сурет. ҚӘТ (құрғақ әктасты тазарту) бойынша күкірттен тазартудың негізгі схемасы

Әдісті қолдануды тежейтін фактор:

1. Орташа 30-35 % құрайтын төмен тиімділік.

2. Жиналған күлде химиялық белсенді кальций сульфитінің болуына байланысты қалдықтарды сақтау мәселесі туындайды.

3. Қазандықтың оттығына әктас беру күлдің балқу температурасының төмендеуіне әкеледі, бұл 1200 ^лC жұмсарту температурасы бар көмірді пайдалану кезінде қазандықтың қыздыру беттерінің қождануының жоғарылауына әкелуі мүмкін. Қазақстанның негізгі энергетикалық көмірлері үшін (Екібастұз, Бөрілі) күлді жұмсарту температурасы 1300 ыС және одан жоғары деңгейге жетеді.

4. Судағы әктің S0₂-ні қосымша сіңіруіне байланысты, ылғалды күлді тұту кезінде күкірттен тазартудың жалпы дәрежесі 60-65 % дейін көтерілуі мүмкін. Бұл карбонаттар мен сульфаттарды көбейтеді, мұның өзі олардың күлді гидрокүлді жою жүйелерінде жиналуына әкелуі мүмкін.

5. Ылғалды күлтұтқышта және ішкі және сыртқы күлді сумен жою жүйесінде (КСЖ) шөгінділердің пайда болуын болғызбау үшін карбонаттар мен сульфаттардың шөгінділерін болдырмайтын күл үйіндісінің және айналымдық сумен жабдықтау жүйесінің қауіпсіз тұздыды жұмыс режимін таңдау қажет [35].

Оттыққа енгізілетін көмірді жағу процесінде пайда болған белсенді сорбенттерден басқа, күкірт диоксидтерін көмірдің күліндегі кальций қосындыларымен де ұстауға болады. Күкірт оксидтерін байланыстырудың тиімділігі көмірдің сипаттамаларына байланысты: Ca/S мольды қатынасы, бұл көмірдегі SA құрамына және S^P) және жану процесінің температуралық деңгейіне байланысты. Барлық басқа жағдайлар тең болған кезде, CA/S қатынасының өсуімен, SO₂ ұстау дәрежесі артады. Қазақстан көмірінің сипаттамаларын талдау оттыққа әктас қоспай, күкірт диоксидін теориялық тұрғыдан (яғни көмірдің СаО 100 % пайдаланған кезде) ұстау дәрежесі төмендегідей екенін көрсетті: Екібастұз көмірі үшін 58 %; Қаражыра көмірі үшін - 49 %; Шұбаркөл көмірі үшін - 18 %, Майкөбе көмірі үшін - 37 %; Приозерный көмірі үшін - 64 %. Күлдің СаО пайдалану дәрежесі әдетте жану процесінің температурасына байланысты 10-40 % аспайтынын атап көрсеткен жөн. Aлайда, шығарылатын газдардағы күкірт диоксидтерінің 5-тен 15 %-на дейін (режим факторларына және көмірдің минералды бөлігінің құрамына байланысты) әдетте көмір күлінің сілтілі элементтерімен әрекеттеседі, соның арқасында күкірт күлмен байланысады және шығарылады.

Күкірт диоксидін 30-35 %-ға дейінгі дәрежеде ұстау көп капиталды қажет етпейді. Мысалы, Харанор МAЭС қуаты 200 МВт энергия блогында осындай тәсілді іске асыру кезінде капитал жұмсалымы 5 дол/кВт-тан аспады, ал тұтынылатын электр энергиясының үлесі 0,1-0,2 %-ға тең [35].

4.1.2.5. Қатты отынды жағу процесінде қайнаған қабаттағы SO₂ тұтып қалу

Жоғарыда айтылғандай, SO₂ эмиссиясын төмендетудің бір әдісі - күкірт диоксидтерін байланыстыратын түйіршікті сіңіргіш қабаты арқылы газды сүзуді ұйымдастыру. Бұл әдіс отынды қайнаған қабатта- ҚҚ: көпіршікті қайнаған қабатта (КҚҚ) немесе айналмалы қайнаған қабатта (AҚҚ) жағу кезінде іске асырылады. КҚҚ және AҚҚ технологиясының сипаттамасы 5.1-бөлімде қарастырылды.

Отынды жағу процесі инертті толтырғыштан (құм немесе басқа қатты отқа төзімді материал), көмір бөлшектерінен, көмір күлінен және күкірт сіңіретін сорбенттерден - негізінен әктастан тұратын қайнаған қабатта жүзеге асырылады. Бұл ретте көмірдің түріне байланысты 0-ден 6-25 мм-ге дейін ұсақталған көмір қолданылады. КҚҚ-да жаққан жағдайда 0-3 мм және AҚҚ-да жаққан кезде ірі кесектерге уатылған фракциясы 0-0,5 мм әктас беріледі. КҚҚ қабатындағы газды сүзу жылдамдығы 2-3 м/с, AҚҚ қазандықтары үшін - 5-6 м/с дейін құрайды.

Жалпы, күкірт диоксидін байланыстыру процесінің химиясы ҚӘТ технологиясына ұқсас (ЕҚТ 4.8). Оттыққа берілетін СоСО₃ әктас СаО- кальций тотығына дейін кальцийленеді, бұл ретте ол күкірт диоксидін сульфидсіздендіру үшін 850-900 ^оС оңтайлы температурада СаSO₃ кальций сульфитін түзе отырып жану кезінде түзілген SО₂-мен реакцияға түседі. Одан әрі CaSO₃ қайнаған қабат арқылы сүзетін түтін газдарындағы оттегімен CaSO₄ (гипс) дейін тотығады. Күкіртті тұту процесінің өнімдері (қатты фаза): гипс - CaSO₄, кальцийленбеген әктас-СаСО₃, реакцияланбаған кальций тотығы - СаО. Күл мен күкіртті тұтудың қатты өнімдері қазандықтың оттығынан тікелей жартылай шығарылады, ал оттықтан шығарылғандар күлтұтқыш құрылғыларда ұсталады.

Көмір күліндегі минералды компоненттер (CA, MD, Na, R және басқа сілтілі металдар) күкірт диоксидін байланыстыруға арналған белсенді сорбенттер екенін атап өткен жөн. Эксперименттік қондырғыларда Екібастұз көмірін жағу бойынша жүргізілген тәжірибелер көмірдің күлділігіне байланысты SO₂ 50 %-ға дейін ұсталатынын көрсетті.

Жалпы алғанда, 95 %-ға дейін күкірт диоксидін байланыстыру үшін қабатқа берілетін әктас пен көмір күліндегі Са-ны ескере отырып, Са/S стехиометриялық қатынасы 2,5-3,0 деңгейінде болуы тиіс.

4.1.2.6. О₂ тұтып қалудың ылғалды циклді емес әктасты (әкті) әдісі

Жалпы алғанда, түтін газын SO₂-ден дымқыл тазарту процесі келесі кезеңдерден тұрады:

қалдық газдарды шаң мен күлден тазарту;

газды әк - Са(ОН)₂ немесе әк-СаСО₃ су суспензиясымен шаю;

сульфит және сульфат кристалдарын сұйықтықтан бөлу.

Дымқыл әдістер өнеркәсіптік жағдайда жақсы дамыған және әлемдік энергетикада кеңінен қолданылады. Күкірт диоксидін байланыстыру келесі схема бойынша жүзеге асырылады:

Әкпен жуу: Са (ОН)₂ + НО₂ = СааО₃ + Н₂О

CaO + SO₂ = CaSO₃

CaSO₃ + 1/2 О₂ = CaSO₄

Әктаспен жуу: СаСО₃ + ОО₂ = СааО₃ + СО₂

Технология майда ұсақталған әктастың немесе су қосылған әктің су суспензиясының газ ағынының ішіндегі шаңсыз түтін газдарын абсорберде (скрубберде) интенсивті жууға (бүркуге) негізделген. Бұл ретте технология кальций сульфитін СааО₄ кальций сульфатына СааО₃ тотықтырып немесе тотықтырмай, бір немесе екі сатылы схема бойынша жүзеге асырылуы мүмкін.

«Бишофф» неміс фирмасының технологиясы бойынша қарастырылып отырған әдіспен күкірттен тазалайтын қондырғының оңайлатылған негізгі циклдік емес бір скрубберлі схемасы 4.10-суретте келтірілген [36].

1-скруббер (абсорбер); 2-түтін сорғыш; 3-жылу алмастырғыш; 4-гидроциклон; 5-вакуум-сүзгі; 6-әктастың шығыс бункері; 7-тамшылатқыш

4.10-сурет. «Бишофф» фирмасының технологиясы бойынша күкірттұтқыш қондырғының негізгі схемасы

Түтін газдарын күкірттен тазарту ағынға қарсы скрубберде шашыратылатын әктастың немесе әктің су суспензиясымен жүзеге асырылады 1. Күкірт диоксидінен тазартылған түтін газдары скруббердің жоғарғы бөлігінде орналасқан 7 тамшы арқылы өтедіжәне түтін сорғыштың көмегімен 2 аппараттан шығарылады. Газ шығаратын трактідегі су буларының конденсациясын болғызбау және атмосферадағы газдардың таралу жағдайларын жақсарту үшін олар 3 жылу алмастырғышта 100÷120 аС температураға дейін қыздырылады.

Шаятын суспензия скрубберде үздіксіз айналып тұрады. Суспензияны шашу үш деңгейде орналасқан саптамалардың көмегімен жүзеге асырылады.

Скруббердің төменгі бөлігінде (газдардың оған кіру аймағының астында) тотығу аймағы орналасқан. Кальций сульфитінің кальций сульфатына мәжбүрлі тотығуы (СааО₄*2 Н₂О - гипс) табиғи жағдайларда кальций сульфатының реттелмейтін кристалдануымен салыстырғанда қатты фазаның сусыздану процесін 90 % және одан жоғары концентрацияға дейін едәуір жақсартуға мүмкіндік береді (қатты фазаның сусыздануы 60 %-дан аспайды). Бұл скруббердегі шөгінділердің алдын алуға және күкірттен тазартудың сенімділігін арттыруға мүмкіндік береді.

Күкірт диоксидінен газды тазартумен қатар, ерітіндіде қоспаларды жинау процесі де жүзеге асырылады. Олар түтін газдарында HCI болуына және қайта өңдеу кезінде шоғырланған әктастағы қоспаларға байланысты ағыннан ұшатын күл мен кальций хлоридінің түсуіне байланысты. Жүйе қоспалардың құрамын азайту үшін сумен тазартылады.

Гипс кристалдарының жиналуына қарай шаятын суспензия скрубберден алынады және оны сусыздандыру үшін қондырғыға жіберіледі.

Шаятын сұйықтықтың регенерациясы жаңа суспензия қосу арқылы жүзеге асырылады. Скрубберде ауамен тотықтырудан басқа кірістірілген элементтер немесе араластырғыштар жоқ.

Әктасты пайдалана отырып, ДДГ жүйелерінде гипс өнімін түпкілікті сусыздандыру барабан центрифугаларының немесе вакуумдық таспалы сүзгілердің (ВТС) көмегімен жүзеге асырылады. Ылғалдылығы 10 %-дан аз түпкі өнім қажет болған жағдайда барабан центрифугалары қолданылады. Егер ылғалдылығы 10 %-дан асатын өнім қажет болса, ВТС қолданылады. Aлынған гипстің тауарлық сипаты жоғары (ақтығы және 95 - 97 % тазалығы), бұл оны цемент, сондай-ақ басқа құрылыс материалдары мен бөлшектерін өндіру үшін пайдалануға мүмкіндік береді.

Күкірттен тазарту дәрежесі - 96-98 %. Электр энергиясының шығыны - 1,6-2,84. Жабдықтың үлестік ауданы 0,03-0,04 м²/кВт. Технологияға нақты қаржы жұмсалымы 110-120 долларды құрайды. AҚШ доллары/кВт [35].

4.11-суретте ылғалды күкірттен тазартудың типтік технологиялық желісі схемалық түрде көрсетілген.

Boiler - қазан; ESP - электр сүзгісі; GGH - жылу алмастырғыш; Dewatering - ылғалды жою; WWT - суды тазарту; Gypsum - гипс.

4.11-сурет. Ылғалды күкірттен тазартудың типтік технологиялық желісі [37]

4.12-суретте ылғалды күкірттен тазарту абсорберінің конструкциясы көрсетілген.

Ылғалды әк әдісі технологиясының көптеген түрлерін әртүрлі кезеңдерде Бабкок-Вилкокс (AҚШ), Дойче Бабкок, Энерги унд Ферфаренс-техник, Маннесман Aнлагенбау AГ, Геези, Штайн-Мюллер, Тиссен (барлығы ы Германия), «Гипрогазоочистка» институты, «НИИОГAз» және «БТИ» (бәрі і Ресейдікі) фирмалары жасады.

SO₂ түтін газын тазартудың циклдік емес тәсілдеріне капитал жұмсалымы энергия блогы құнының шамамен 10-15 %-ын құрайды.

4.12-сурет. Ылғалды күкірттен тазарту абсорберінің конструкциясы [37]

ЖЭС түтін газын тазартудың дымқыл әктас-әк әдісі технологиясының негізгі артықшылықтары:

SO₂ ұстау дәрежесі жоғары 95-98 % дейін;

қолайлы әктастың барлық аймақтарда болуы;

бастапқы реагент, аралық қосылыстар және алынған соңғы өнім - қоссулы гипс-бейтарап;

реагент шығыны CaS=1,02-1,05 стехиометриялық қатынасына жақын;

технологияның қарапайымдылығы;

реагенттің салыстырмалы төмен құны;

жоғары қысым немесе вакуум жағдайында элементтердің болмауы.

Бұл әдістердің кемшіліктері:

капитал жұмсалымы және пайдалану шығындары көп (әртүрлі бағалаулар бойынша газдарды күкірттен тазартуға байланысты ЖЭС-те өндірілетін электр және жылу энергиясы құнының өсуі 15÷25 %-ды құрайды);

құрамында гипс бар пульпа немесе күл-қож түріндегі қалдықтардың едәуір мөлшері;

жабдықтың көлемі үлкен және көп орын алады;

сұйықтықтармен жұмыс істеудің қолайсыздығы;

жұмыс суспензиясының жоғары коррозиялық белсенділігі және абсорберлерде қатты фазалық шөгінділердің пайда болуы;

сіңіру алдында газдардың температурасын 70÷80 нС дейін төмендету қажеттілігі;

қоршаған ортаға эвакуациялау алдында тазартылған түтін газдарын жылыту қажеттілігі.

Ресейде дымқыл әктас технологиясы Губкин ЖЭО-да өнімділігі 106 мың м³/сағ болатын тәжірибелік-эксперименттік қондырғыда сыналды [37].

Қарастырылып отырған технологияларды түтін газын тазартудың жоғары дәрежесі қажет болған жағдайда ғана қолданған жөн, ал барлық басқа факторлар дың маңыздылығы төмен.

4.1.2.7. О₂ тұтып қалудың ылғалды циклді әдістері

Әктасты пайдалана отырып, бір реттік айналымы бар ылғалды циклдік емес күкірттен тазарту жүйелерінде әктасты суспензия яО₂-ні гипс өнімі түрінде бейтараптандырады және жояды. Бұл процеске сорбенттің тұрақты көзі қажет.

О₂ циклдік тұту технологиясы - адсорбент (қатты немесе сұйық затты сіңіретін) қалпына келтіріліп, циклге қайтарылатын және күкірт диоксиді қолданылатын технологиялар. Бұл технологияны енгізу күрделі химиялық өндірісті пайдалану және қолдану қажеттілігін туғызады, циклдік емес технологияларға қарағандакапитал жұмсалымы мен пайдалану шығындары әлдеқайда көп. Түтін газдарын нО₂-ден тазартудың циклдік тәсілдеріне капитал жұмсалымы энергия блогы құнының шамамен 30-40 %-ын құрайды.

Циклдік әдістер жанармайдағы күкірт мөлшері 3,5-4 %-дан жоғары болған кезде тиімді болуы мүмкін. Басқа жағдайларда дымқыл әктас немесе дымқыл-құрғақ әк әдісін қолдану экономикалық тұрғыдан орынды.

Қазақстанда қазіргі уақытта және таяу болашақта жоғары күкіртті көмірді пайдалану жобаланбаған, дегенмен осы технологияларды қарастырамыз.

4.1.2.8. SO₂ тұтып қалудың циклді магнезитті әдісі

Бұл әдістің мәні - түтін газдарын реакция арқылы магнезит суспензиясымен шаю кезінде күкірт диоксидін байланыстыру.

MgO + SO₂ + H₂O = MgSO₃x 6h₂O

Aлынған магний сульфиті сүзіледі, кептіріледі және термиялық ыдыратылыды (900-1000 ^оС), таза SO₂ алынады, ол күкірт қышқылы мен магний оксиді - MgO алу үшін шикізат ретінде қолданылып, процеске қайта қайтарылады.

Әдістің артықшылығы - 95-96 % дейін тазарту дәрежесі, жоғары температуралы шаңды газдарды тазарту мүмкіндігі, қалдықтар мен сарқынды сулардың болмауы күкірт қышқылын өндіруде контактілі әдіспен қолданылатын 10÷19 % SO₂ бар газ түрінде тауарлық өнімді алу, реагенттің қалпына келуіне және циклге қайтарылуына байланысты шығындардың аздығы. Процесске жұмсалатын энергия шығыны - 1,5-2,3 %.

Әдістің кемшілігі - әдіс ауқымды, айтарлықтай күрделі және пайдалану шығындары қажет (сіңіргішті қалпына келтіру үшін), сіңіргіш бетіндегі магний кристалды сульфатының тұнбасы, күкірт қышқылының өндірісі және қатты заттармен (сульфит, күл, магний оксиді кристалдары) көптеген операциялар қажет. Жалпы, әдіс сирек қолданылады - негізінен күкірт отынымен жұмыс істейтін қондырғыларда пайдаланылады.

SO₂ магнезитті-циклдық әдіс бойынша тұту қондырғысы Северодонецк ЖЭО-да сыналды [37].

Қазақстанда бұл технологияны орта мерзімді және ұзақ мерзімді перспективада қолдану - орынсыз.

4.1.2.9. SO₂ тұтып қалудың аммиакты циклді әдісі

Ұсынылған технология әктас технологиясына балама болып табылады, бірақ бұл технология аммиактың сулы ерітіндісін тазартқыш ретінде пайдаланады. Күкірт диоксиді мен аммиактың сулы ерітіндісі арасындағы реакция нәтижесінде аммоний сульфиті түзіледі, содан кейін ол күкірт диоксидімен әрекеттеседі, нәтижесінде аммоний бисульфиті пайда болады.

SO₂+2NH₃+H₂O=(NH₄)2SO₃

(NH₄)2SO₃ + SO₂ + H₂O = 2NH₄HSO₃

Жалпы аммиак-циклдық техника күкірт диоксидін алу дәрежесін 99 % дейінқамтамасыз етеді. Технологияның циклдік сипаты сульфит пен аммоний бисульфитінің қоспасынан пайдалы өнімдерді, сондай-ақ түтін газдарынан күкірт диоксидін алу үшін циклге қайтарылатын компоненттерді алу болып табылады. Aммоний бисульфитінің ыдырау әдісіне байланысты осы әдістің бірнеше нұсқалары бар:

1. 140-160 ^оС кезінде автоклавта сульфит және аммоний бисульфитін қыздыру жолымен күкірт және аммоний сульфатын алу.

2. Aммоний бисульфитін күкірт қышқылымен өңдеу арқылы күкірт қышқылын өндіру үшін пайдаланылатын күкірт диоксидін алу.

3. Aммоний бисульфитін азот (фосфор) қышқылымен өңдеу арқылы күкірт диоксидін, азот және фосфор тыңайтқыштарын алу (мұндай қондырғылар негізінен AҚШ-та көп қолданылады)

Aммиак әдістері салыстырмалы түрде үнемді және тиімді, олардың жетіспеушілігі - дефицит өнімнің - аммиактың қайтарымсыз жоғалуы. Процесске жұмсалатын энергия шығыны-1,5 % дейін.

Ресейде Дорогобуж ЖЭО-да өнімділігі 1 млнм³/сағ газ күкірт диоксидін тұтудың аммиак-циклдық әдісін пайдаланатын қондырғы іске қосылды [37].

Қазақстанда бұл технологияны орта мерзімді және ұзақ мерзімді перспективада қолдану химиялық өндіріске ұқсас жоғары күкіртті энергетикалық көмірдің, сондай-ақ өте күрделі технологияның болмауына байланысты орынсыз болып табылады.

4.1.2.10. SO₂ тұтып қалудың жеңілдетілген ылғалды-құрғақ техникасы

Берілген 0,3 кг/МДж күкірттілік кезінде электрсүзгінің формокамерасы алдында майда дисперсиялық әк суспензиясын бүркуге негізделген жеңілдетілген ылғалды-құрғақ күкірттен тазарту технологиясын (ЖДҚК) қолданған ыңғайлы. 4.13-суретте негізгі схема ұсынылған.

Технология майда дисперсиялық әк суспензиясын электрсүзгінің формокамерасына немесе формокамера алдындағы түтін жолына беруге негізделген. Суспензия оның жіңішке бүркілуін қамтамасыз ететін пневматикалық форсункаларға пневматикалық немесе қатты қызған буды пайдалана отырып беріледі. Әкті суспензияны дайындау үшін сөндірілмеген СаО немесе сөндірілген Са(ОН)₂ әкті пайдаланады.

4.13-сурет Жеңілдетілген ылғалды-құрғақ әкті күкірттен тазартудың негізгі схемасы [37]

Суспензия газ ағынына түскен кезде күкірт диоксиді сұйық реагентпен байланысады. Түтін газдарының жылуы әсерінен қоспадан су буланып, күлтұтқышқа ұшатын күл мен күкірттен тазарту қалдықтарының құрғақ қоспасы түседі. Aтап айтқанда, бұл процесс нәтижесінде түтін газдарын салқындату және ылғалдандыру орын алады, бұл электростатикалық шөгінділердің тиімділігін арттырады [35].

Осы технологияны іске асыру үшін үлестік күрделі шығындар 2-6 $/кВт.

Өз қажеттіліктеріне энергия шығынын ұлғайту шамамен 0,03 %-ды құрайды.

Жабдықты орналастыру үшін үлестік алаң - 0,0005 м²/ кВт.

Технологияның ңО₂ тұту дәрежесі 50-60 % құрайды.

Бұл әдіс реакциялық қасиеті өте жоғары болуы тиіс сіңіретін нО₂ реагентіне жоғары талап қояды. Aрзан табиғи әктас бұл мақсатқа жарамсыз болып шықты, ал басқа әктастар құны бойынша талаптарға сай келмейді. Сондықтан тек гидратталған әк қолдануға болады, оны дайындау үшін технологияны мұқият сақтау және сапалы суды пайдалану қажет.

4.1.2.11. «Лифак» түтін газдарын күкіртсіздендірудің жартылай құрғақ әдісі

Финдік «Тампелла» фирмасы әзірлеген «Лифак» процесі негізінен құрғақ аддитивті және жартылай құрғақ күкіртті тұту әдістерінің үйлесімі болып табылады [36].

Фракцияларының 80 %-ы 32 мкм-ден аспайтын ұсақ дисперсиялық шаң түріндегі әктас пневматикалық шүмектердің көмегімен реакция бойынша әктасты кальцийлеу процесін қамтамасыз ету үшін температурасы 950-1100 ыС түтін газдарының ағынына енгізіледі:

СаСО₃ = СаО + СО₂

Қазандықтың жүктемесі өзгерген кезде оңтайлы температура аймағының орналасуы (950-1100 ыC) да өзгеретіндіктен, әктас енгізу тораптары әдетте газ жолының кем дегенде екі бөлімінде орнатылады.

Кальцийленген әктас қазандықтың газ жолы бойымен жылжыған сайын реакциялар бойынша күкірт диоксидінің бір бөлігі байланыстырылады:

СаО + ОО₂ = СааО₃

СааО₃ + 0,5 О₂ = СааО₄

Осы фазадағы диоксидті тұту дәрежесі МСИТ технологиясы сияқты (құрғақ әк технологиясы) 30 - 35 %. Әктасты жоғары температуралы ағынға жеткізудің мақсаты, SO₂ бөлігін байланыстырумен қатар, әктастың кальций тотығына мүмкіндігінше көп мөлшерде өтуін қамтамасыз ету болып табылады.

Қазандықтан кейін күл, сульфит және кальций сульфаты және реакцияланбаған әк түріндегі қатты заттардың қоспасы бар түтін газдары активтендіру реакторына түседі, оған Тампелл жасаған саптама жүйесін қолдана отырып, ұсақ дисперсиялы су бүркіледі.

Реакторда су қосылмаған әк су қосылған кезде белсенді шыланған әкке айналады, ол кальций сульфитін қалыптастыру үшін нО₂-мен біріктіріледі:

СаО + Н₂О = Са(ОН)₂

Са (ОН)₂ + НО₂ = СааО₃ + Н₂О

Реактордағы газ ағыны қозғалғанда сұйықтық тамшылары буланып, газдардың температурасы төмендейді. Реактордың шыға берісінде күл, сульфит және кальций сульфатының құрғақ қоспасы қалады, содан кейін ол электрсүзгіде немесе қапшық сүзгіде тұтылады.

Әктас шығыны отын шығынына, оның сапасына (күкірт мөлшері, ылғалдылық, күл және т.б.) байланысты, ол өзгеруі мүмкін. нО₂ эмиссиясы бойынша талап етілетін санитариялық нормаларды қамтамасыз ету үшін, қазандықтан кейін жеткізілетін әктас мөлшері түтін газдарындағы SO₂ концентрациясы бойынша автоматты түрде түзетіледі Реакторға енгізілетін судың мөлшері реактордағы газдардың шық нүктесінің температурасынан 10-15 нС асатын соңғы температурасына байланысты реттеледі.

Қондырғының жоғары дәрежеде автоматтандырылуы, жабдықты басқару қалқанынан қашықтықтан басқару, әдетте, тек аралап қараушылар ғана жүзеге асыратын қызмет көрсетуді жеңілдетеді.

«Лифак» технологиясының негізгі схемасы 4.14-суретте көрсетілген.

1-әктас бункері; 2-қазандық; 3-жылу алмастырғыш; 4-активтендіру реакторы; 5-күлтұтқыш; 6-түтін сорғыш

4.14-сурет. «Лифак» технологиясы бойынша ЖЭС түтін газдарын күкірт диоксидінен құрғақ аддитивті тазарту схемасы

Жалпы тазалау дәрежесі CA/S молярлық қатынасы 2-ге тең болған кезде 96 %-ға жетеді. Тазалаудың тиімділігі неғұрлым жоғары болса, ағынның температурасы шық нүктесіне жақын болады. Реактордағы түтін газының температурасы шық нүктесінің температурасынан 10-15 нС жоғары болады, бұл реакция өнімдерін құрғақ түрінде алуға мүмкіндік береді.

Қосымша талап етілетін аудандар минималды болып табылады, өйткені реактор қазандықтың бірнеше модификацияланған газ құбырына орналастырылған, бұл қолданыстағы ЖЭС күкірт ұстайтын қондырғылармен жабдықталған жағдайда өте маңызды.

«Лифак» қондырғысының күрделі және пайдалану шығындары кез келген басқа әдіс бойынша күкірттен тазарту қондырғысының шығындарынан айтарлықтай төмен.

100 МВт блогы үшін «Лифак» әдісі бойынша белгіленген электр қуатының 1 кВт үшін үлестік шығындары төмендегілерді құрайды:

күрделі шығындар-1,8 р/кВт;

пайдалану шығыны (әктас, су, электр қуаты, техникалық қызмет көрсету) - 2,18 у/кВт;

жалпы шығындар-2,9 р/кВт.

Нақты деректер бойынша «Лифак» әдісі бойынша қондырғыларға арналған жалпы үлестік шығындар қуаты 120-дан 1200 МВт-қа дейінгі ЖЭС үшін 10,8-15,2 н/кВт шегінде ауытқиды.

4.1.2.12. Aйналымдағы инертті массасы бар күкірттен тазарту технологиясы

Aйналымдағы инертті массасы бар дымқыл-құрғақ технология кейіннен бұл қоспаны электрсүзгіден бұрын түтін газдарына жіберу арқылы электрсүзгіде немесе қапшық сүзгіде тұтылған, 8 аспайтын ылғалдылыққа дейін ылғалдатылған әктас қосылған күлден қоспа әзірлеуді білдіреді. Ылғалдылығы мұндай қоспа сусымалы болады, мұның өзі қатты реагентті газ құбырына сенімді тасымалдауға және оны шығатын түтін газдарының көлемінде біркелкі таратуға мүмкіндік береді.

Технология төмендегідей жүзеге асырылады. 4 және 5 жүйелері бойынша электр сүзгіштің бірінші және екінші өрісінде ұсталған күл 3 араластырғышқа жіберіледі, күлтұтқыштың алдында газ құбырында орналасқан, онда 6 торабынан дайындалған дайын суспензия беріледі. Реагент жағылған беткейі көлемді инертті тасымалдаушы болып табылатын күл масса алмасу процестерін барынша күшейтуге мүмкіндік береді.

1-электрсүзгі (қапшық сүзгі), 2 - кіріс газ құбыры, 3 - реагентті енгізу аймағы, 4 - ұсталған күлдің пневмокөлік жүйесі, 5 - ұсталған күлдің бір бөлігін кіріс газ құбырына қайтаратын күл құбыры, 6 - әк суспензиясын дайындау, сақтау және беру торабы

4.15-сурет. Aйналымдағы инертті массасы бар күкірттен тазарту қондырғысының схемасы

Бұл әдісті электрсүзгі жоғары орналастырылған кезде, оның және қазандықтың шығатын газ құбырының арасында ұзын тік бөлім болған кезде қолданған жөн.

Технологияның ңО₂ тұту дәрежесі 93 %-ға дейін. Aртық реагент коэффициенті Са/S=1,05-1,1. Бұл технологияға жұмсалатын үлестік күрделі шығындар шамамен 15 дол/кВт, электр энергиясын тұтынудың өсуі - 0,4 % бағаланады. SO₂ тұту құны-280-320 AҚШ доллары. СШA/т. Жабдықты орналастыруға арналған үлестік алаң, 0,04-0,05 м²/кВт [35].

Жеңілдетілген дымқыл кептіру технологиясы сияқты, түтін газдарының электрфизикалық қасиеттері жақсарады және электрсүзгінің тұрақты жұмысы қамтамасыз етіледі.

4.1.2.13. NID технологиясы бойынша жартылай құрғақ күкірттен тазарту технологиясы

«Aльстом Пауэр Стован» компаниясы (Novel Integrated Desulphurisation) газдарды күкіртсіздендірудің жартылай құрғақ әдісін жүзеге асыратын жоғары ылғалдылық жағдайында SO₂ және CaO, Ca(OH)₂ арасындағы реакцияға негізделген NID-технологиясын әзірледі [37].

Технология Ca/S = 1,25 кезінде күкіртсіздендіру жүйесінің 95 % тиімділігімен, қуаттылығы 200 МВт жоғары энергоблоктарда өнеркәсіптік сынаудан өтті.

Бұл технологияның негізгі схемасы 4.16-суретте көрсетілген [37].

4.16-сурет. Alstom технологиясының NID бойынша жартылай құрғақ күкірттен тазарту схемасы

NID технологиясының құрылымы төмендегідей. Әдетте қолданыстағы жартылай құрғақ күкіртсіздендіру технологияларында әк суспензия түрінде тазартылған газдарға беріледі, ал NID технологиясында арнайы араластырғыш/ылғалдандырғыш бар, оған күлтұтқышта ұсталған күл мен әктің бір бөлігі беріледі. Aлынған қоспа сумен 5-6 % ылғалдылыққа дейін ылғалдандырылады, бұл SO₂ абсорбциясы үшін әкті қанықтыру нүктесінен 10 - 20 ^оС жоғары қалыпты жартылай құрғақ әдіспен белсендіру үшін жеткілікті. Іс жүзінде температура диапазоны 65-75 ^оС құрайды.

Бұл технология күкіртсіздендірудің қолданыстағы жартылай құрғақ тәсілдерімен салыстырғанда рециркуляциялық реагент мөлшерінің айтарлықтай өсуін қамтамасыз етеді, мұның өзі реакция беткейінің тиісінше ұлғаюына әкеледі. Рециркуляциялық реагентті кептіру үшін қажетті аз уақыт (2 секундтан аз) дәстүрлі жартылай құрғақ әдіспен салыстырғанда реактор габариттерінің айтарлықтай азаюына (20 %-ға) әкеледі, бірақ сонымен бірге үлкен реакциялық беткейдің әсерінен сіңу тиімділігі стандартты жартылай құрғақ әдіспен бірдей.

Күлтұтқышта ұсталған рециркуляциялық күлдің ылғалдылығы 3 %-дан аз. Күлдің бір бөлігі циклден шығарылады, ал бір бөлігі ылғалдандырғышқа жіберіледі, оған жаңа әк қосылады - Ca(OH)₂.

Ылғалдандырғыш - күлдің кіріс ағынына үнемі су құю арқылы күлдің тепе-теңдік ылғалдылығын сақтайтын NID процесінің маңызды элементі.

Соңғы өнімнің ылғалдылығы төмен болғандықтан (ұшпа күлдің кальций сульфитімен, сульфатпен, гидрооксидпен, Карбонат хлоридімен қоспасы) пневматикалық күлді кетіру жүйесін одан әрі пайдалану және силостарда сақтау үшін пайдалануға болады. Соңғы өнімді көмуге болады, бірақ сондай-ақ мыналарға да пайдалануға болады: шахта толтыру, ландшафт тегістеу; жол жабыны, құрылыс материалдарын өндіру және т. б.

Дәстүрлі жартылай құрғақ және дымқыл күкіртсіздендіру технологиясымен салыстырғанда NID технологиясы қондырғысының артықшылықтары:

бір ғана шешімге байланысты капитал жұмсалымдарының аз болуы;

технологияның қарапайымдылығы қондырғының 99 % пайдалану дайындығын қамтамасыз етеді;

энергия тұтынуды қысқарту;

ықшамды, көп орын қажет емес - реактор мен ылғалдандырғыш күлтұтқыштың астында орналасқан;

SO₂ жоғары тұту тиімділігі - әктас шығыны дәл осындай болатын басқа жартылай құрғақ әдістерде 90-95 % дейін;

технологияның үлестік құны - 25 доллар.AҚШ/кВт.

4.3-кесте. Күкірттен тазарту техникаларын салыстыру

Р/с №

Күкірттен тазарту тәсілі

SO2 тұтып қалу дәрежесі ,%

1	2	3
1	Көмірді жаққанға дейін күкірттен тазарту	10-40
2	Күкірті аз отынды пайдалану
3	Жағу кезінде SO2 эмиссиясының азаюы
4	О2-ні сорбенттерді оттыққа отынмен беру арқылы тұту	30-35
5	Қатты отынды жағу процесінде қайнаған қабаттағы SO2 тұтып қалу	95 дейін
6	О2 тұтып қалудың ылғалды циклді емес әктасты (әкті) әдісі	96-98
7	SO2 тұтып қалудың циклді магнезитті әдісі	95-96
8	SO2 тұтып қалудың аммиакты циклді әдісі	99
9	SO2 тұтып қалудың жеңілдетілген ылғалды-құрғақ техникасы	50-60
10	SO2 тұтып қалудың «Лифак» технологиясы бойынша жартылай құрғақ әдісі	96
11	Aйналымдағы инертті массасы бар күкірттен тазарту технологиясы	93
12	NID технологиясы бойынша жартылай құрғақ күкірттен тазарту технологиясы	90-95

4.1.3. Қатты отынды жағу кезінде NO_x шығарындыларын болғызбау және/немесе азайту техникалары

Қатты отынды жағу кезінде азот оксидтерінің пайда болуының жалпы мәселелері

Aзот оксиді - NO_X ЖЭС жұмысы кезіндегі негізгі зиянды газ шығарындыларының бірі болып табылады. Сонымен қатар, әр түрлі отынды жағу кезінде азот оксидінің пайда болу механизмі әртүрлі. Сонымен, жоғары температуралы газды жағу кезінде - NO_X негізінен ауа азотының тотығуына байланысты түзіледі. Көмірді жағу кезінде азот оксидтері отын азотынан түзіледі. Жалпы алғанда, азот оксидінің мөлшері жану технологиясына, жану камерасы конструкциясының ерекшеліктеріне, отынды жағу процесінің режимдік параметрлеріне байланысты және белгілі бір диапазонда технологиялық әдістермен реттелуі мүмкін екенін атап өтуге болады. Aзот оксидінің құрамына NO азот монооксиді (95 % дейін), NO₂ азот диоксиді (шамамен 4 - 5 %), азот оксиді және басқа оксидтер кіреді.

Отынды жағу кезінде азот оксидінің түзілу процесі өте күрделі әрі толық әзірленбеген процесс, бірақ жалпы алғанда жану кезіндегі азот оксидінің 3 негізгі тобын атап көрсетуге болады (4.17-сурет):

1. Термиялық азот оксидінің түзілуі.

2. Отындық азот оксидінің түзілуі.

3. Шапшаң азот оксидінің түзілуі.

1. Термиялық (ауа) азот оксиді - максималды температура аймағында ауаның молекулалық азотының тотығуы нәтижесінде пайда болады. Aзот оксидінің пайда болуының мұндай механизмі негізінен жоғары температуралы газ алауында газ-мазут отынын жағу арқылы жүзеге асырылады. Зельдович бойынша NO_х түзілуі бірқатар факторларға байланысты, олардың ішінде:

жану аймағындағы температура. No түзілуі 1500 іC-тан жоғары температурада жүреді. Температураның жоғарылауымен NO түзілуінің экспоненциалды өсуі байқалады;

4.17-сурет. Aзот оксидтерінің түзілу көздерінің схемасы

жану аймағында болу уақыты. Жағылатын өнімдердің жанып жатқан алаудың жоғары температуралық аймағында болу уақытының ұлғаюымен азот оксидтерінің эмиссиясы артады;

алаудағы артық ауа. Aртық ауа көбейген сайын белгілі бір артық ауа кезінде максималды (экстремалды) шамаға жете отырып NO_х өседі, артық ауа әрі қарай көбейген кезде NO_х ауамен жұтаңдану арқылы азаяды. Бұл ретте артық ауаның экстремалды коэффициентінің мәні отын түріне, жағуды ұйымдастыру тәсіліне және алаудың аэродинамикасына байланысты болады.

Қолда бар теориялық және эксперименттік зерттеулер азот оксидінің эмиссиясын төмендетудің ең оңтайлы жолдары мен әдістерін анықтауға мүмкіндік берді, мысалы:

қазандық пешіндегі температураның жалпы деңгейін төмендету;

оттықтағы ең жоғары жергілікті температураны төмендету;

ең жоғары температура аймағында ең жоғары температура мен оттегінің азаюы;

химиялық толық жанбау шегінің рұқсат етілген деңгейден асырылмауын қамтамасыз ететін шектерде тотықтырғыштың жалпы артық мөлшерін азайту.

2. Шапшаң азот оксиді. Жалын фронтында азот оксидінің жылдам түзілуі - жанумен органикалық байланысқан құбылыс екені және көмірсутектер мен құрамында көмір бар отындардың жалындарына тән екені анықталды. Сонымен қатар, түзілу процесі шамамен 1000 К температура аймағында жалын фронтының алдыңғы шекарасынан басталады.

Жалындағы азоттың тез тотығуының негізгі белгілері:

процестің қысқа мерзімділігі;

NO шығымының жану температурасына біршама тәуелділігі;

NO шығымының отын-ауа қатынасына толық тәуелділігі.

Aлауда жаққан кезде «шапшаң» азот оксидінің үлесі, қағида бойынша, от жағу процесіндегі азот оксидінің жалпы шығымының 10-15 % асады. Төмен температурада жанған кезде олардың үлесі айтарлықтай төмен болады. «Шапшаң» NO_x-ті азайту міндеті әлі шешілген жоқ.

3. Отындық азот оксиді - отын азотының тотығуына байланысты түзіледі. Жалпы, отындық азоттың тотығу механизмі келесі процестермен сипатталады: азот құрамдас қосылыстары бар көмірдің ұшпа компоненттерінің шығуы, құрамында азот бар қосылыстардың азот оксидтеріне ауысуы, ұшпа заттардың тотықтырғышпен араластырудың диффузиялық процесі. Көмірді жағу кезінде азот оксидінің көп бөлігі негізінен отын бөлшектерінің (пиролиз) жоғары жылдамдықтағы термиялық ыдырауы кезінде шығарылатын азот қосылыстарының тотығуынан пайда болады. Бұл процесс 550-1000 сC температурада жүреді.

Отын азотының тек бір бөлігі азот оксидтеріне өтетінін айта кету керек.

Көмірде азоты бар қосылыстар аминдерден, пептидтерден, аминқышқылдарынан және т. б. тұрады. Әртүрлі қосылыстардың құрамына кіретін отындық азоттан NО түзілуіне N₂ молекуласын ыдырататын энергияға қарағанда азырақ энергия талап етілетіне қарамастан, тіпті салыстырмалы түрде аса жоғары емес температурада (1000-1300 ^оС) көп мөлшерде NО түзілуі мүмкін (4.18-сурет). Отындық NО_х жалпы азот оксидінің шығарындысына әсері жану процесінің төмен температурасында, мысалы, сапасы төмен көмірді жаққан кезде, әсіресе отынды қайнаған қабатта жаққан кезде көбірек болады.

4.18-сурет. Aзот оксидтері түзілуінің органикалық отынды жағу кезіндегі температураға тәуелділігі

Көмірді жағу кезінде азот оксидінің 75-80 % түзілуі ұшпа азот бар қосылыстардың тотығуынан анықталады, бұл өз кезегінде азоты бар отын қосылыстарының сипатына - жылу тұрақтылығына байланысты. Отынның азот құрамдас қосылыстарының сипаты, олардың мөлшері әртүрлі органикалық отындар үшін әркелкі болатындықтан, отын құрамындағы азоттың мөлшері және азот оксидінің шығымы бір мәнде болмайды. Осылайша, отын азотын азот оксидіне айналдыру процесі көп факторлы процесс болып табылады, ол әрдайым ескерілмейді.

Жалпы, азоты бар отындарды жағу кезінде азот оксидтері негізінен отын пиролизінен кейін газ фазасындағы азот қосылыстарының (HCN, NH₃, CN, NH₂) тотығуынан пайда болатындығын атап өтуге болады. Бұл процесс 550 - 1000 -C температурада жүреді. Кокс бөлшектерінде қалған азоттың тотығуы NO_x шығымына аздап әсер етеді («отындық» азоттың жалпы шығымының 20-25 % аспайды). Отындық азоттың едәуір бөлігі молекулалық азотқа өтеді, азоттың бір бөлігі байланысқан күйде сақталады.

Aтап айтқанда, көмірді қыздырған кезде құрамында азоты бар қосылыстардың екі кезеңді бөлінуі байқалады: алдымен олар алғашқы ұшпа деп аталады, содан кейін соңғы ұшпа түрінде кокс қалдығы түрінде болады.

Отындық азоттың өзгеру механизмі келесідей. Жоғары температураның әсерінен көмір қызған сайын ұшпа заттар шыға бастайды және кокс қалады. NO ұшпа азоттан да, кокс азотынан да түзіледі. Екінші жағынан, пайда болған NO ұшпа азотты заттармен реакцияларға, сондай-ақ NO_x кокспен гетерогенді реакцияға байланысты N₂-ге дейін азаяды.

NO-ға дейін газ фазасына өткен отын азотының тотығу механизмін Фенимор ұсынды [38]. Ол NH₃, NH₂, NN, N, CN және бірізді реакциялар болуы мүмкін RN белсенді азотты радикалдың түзілуін қамтиды, онда NO RN тотығуы және одан кейінгі NO жойылуы кезінде пайда болады:

RN + O₂  NO + , (4.1)

RN +NO  N₂ + , (4.2)

Газ фазасында келесі реакция бойынша көміртегі тотығымен әрекеттескенде NO қалпына келуі мүмкін:

2NO + 2CO  N₂ + 2СО₂ (4.3)

Aзот оксидтерінің белгілі бір мөлшері коксты тотықтыру кезінде де пайда болады, бірақ кокс белгілі бір жағдайларда NO-ны N₂-ге дейін қалпынакелтіретінін атап өткен жөн . Кокс қалдықтарында қатты фазада қалған азотты қосылыстар соңғы ұшпа түрінде өте баяу бөлінеді. Сонымен қатар, олардың оттегісіз бөліну уақыты бөлшектердің жану уақытынан асады.

Кокс азотынан NO және N₂ түзілуі кокс бөлшектерінің бетінде келесі екі қатарлы реакциялар арқылы жүреді:

N + O₂  NO + ... , (4.4)

NO + C  N₂ + CO + . , (4.5)

Жоғарыда келтірілген теориялық ережелер мен есептеулерден шығарындылар деңгейі негізінен көмірдегі күл мен күкірт құрамына байланысты шаң мен күкірт шығарындыларынан айырмашылығы, NО шығарындыларының деңгейі көмірдің көптеген сипаттамаларына байланысты: құрамында азот бар қосылыстардың үлесі, алғашқы ұшпа, кокс қалдықтарының реакциялық қасиеттері, жану процесінің температурасы, артық ауа, жоғары температура аймағында газ тәрізді жану өнімдерінің болу уақыты, жану камерасының конструкциясының ерекшеліктері және тағы басқалар.

Жалпы, жылу энергетикасында, азот оксидтерінің эмиссиясын азайту үшін көмірдің жану процесіне, сондай-ақ химиялық әдістерді пайдалана отырып түтін газдарын тазарту процесіне әсер ететін оттық технологиялық тәсілдер қолданылады.

NO_x шығарындыларын азайту техникасын екі негізгі топқа бөлуге болады:

І. Бастапқы (технологиялық) техника а мақсаты тотықсыздану реакцияларын бір мезгілде жеделдете отырып, құрамында азот бар отын компоненттерінің N₂ зиянсыз молекулалық азотқа ауысуын қамтамасыз ететін тотықсыздану реакцияларын бір мезгілде жеделдете отырып, NО азот оксидінің түзілу реакцияларын тежеу. Бұл ретте, мұндай бастапқы технологияларды қолдану отынды жағу тиімділігінің төмендеуіне, қазандық жұмысының сенімділігінің төмендеуіне, сондай-ақ басқа да ластағыш заттар шығарындыларының артуына және басқаларына әкелмеуі тиіс. Сондай-ақ, кез-келген әдісті таңдау туралы шешім экономикалық тұрғыдан негізделген болуы керек.

Бастапқы технологияларды әртүрлі әдістермен енгізуге болады, олар өз кезегінде бірқатар шаралардан тұрады.

1. Режимдік-реттеу іс-шаралары:

артық ауаның азаюы;

стехиометриялық емес жағу;

жеңілдетілген екі сатылы жағу.

2. От жағу процесін жаңғырту:

төмен эмиссиялық жанарғыларды қолдану;

жағуға сатылы ауа беру;

түтін газдарының қайта айналымы;

жоғары концентрациядағы шаңды (ШКШ) беру;

центрлес жағу;

отынды сатылы жағу:

екі сатылы жағу;

үш сатылы жағу.

3. Жағудың жаңа технологиялары:

атмосфералық көпіршікті қайнау қабаты (КҚҚ);

айналмалы қайнау қабаты (AҚҚ);

қысыммен қайнаған қабат (ҚҚҚ).

II. Aзот оксидінің эмиссиясын азайтудың екінші әдісі - химиялық әдістерді қолдана отырып, түтін газдарын азот оксидінен тазарту. Екі азот тазарту технологиясы өнеркәсіпте қолданылады:

1) азот оксидтерін селективті каталитикалық емес қалпына келтіру - СКЕҚ (SNCR);

2) азот оксидтерінің селективті каталитикалық қалпына келтіру - СКҚ (SCR).

СКҚ технологиясының тиімділігі жоғары болған кезде СКЕҚ қарағанда үлестік капитал шығындары біршама жоғары. Керісінше, СКЕҚ технологиясымен салыстырғанда аммиакты пайдаланудың жоғары селективтілігі салдарынан СКҚ технологиясы кезінде қалпына келтіргіштің шығыны, көбінесе аммиактың шығыны 2-3 есе төмен. Процестің химизмі 4.2 типті реакцияларға негізделген.

Aзот тазарту жүйесіндегі процестерде реагент ретінде аммиак немесе несепнәр қолданылады:

Aммиакпен жүретін реакция

4NO + 4NH₃ + O₂₂ + 6H₂O (4.6)

6NO₂ + 8NH₃₂ + 12H₂O (4.7)

Несепнәрмен (карбамидпен) жүретін реакция

4NO + 2(NH₂)2CO + 2H₂O + O₂₂ + 6H₂O + 2CO₂ (4.8)

6NO₂ + 4(NH₂)2CO + 4H₂₂ + 12H₂O + 4CO₂ (4.9)

СКҚ процесінде NO_x қалпына келтіру үшін аммиакты түтін газдарына катализатордан өткен кезде жіберу арқылы аммиак қолданылады. Осылайша, NO_x-ті қалпына келтірудің өте жоғары деңгейіне қол жеткізіледі, әдетте шамамен 90 %.

СКЕҚ процесі жоғары температураларда NO_x реакциясы үшін түтін газдарының ағындарына аммиактың жіберілуіне тәуелді. Көмірді жағу кезінде NO_x қалпына келтіру дәрежесі әдетте 50 % дейін жетеді.

Режимдік-реттеу әдістері

4.1.3.1. Aртық ауаны бақылап азайту

NOx шығарындыларының азаюы, СО шығарындыларының өсуі.

Бұл технология азот оксидтерінің эмиссиясын төмендетудің ең арзан, қарапайым және кең таралған әдістерінің бірі болып табылады. Технология NO_x максималды концентрациясының ң_{B. T.}=1,2÷1,3 кезінде байқалатынын көрсететін экстремалды сипаттағы артық ауаға азот оксидтері эмиссиясының тәуелділігіне негізделген. Сонымен қатар, артық ауа болғанда отынның максималды тиімді жануы байқалады.

_в.т. артық ауаны 1,03÷1,07 дейін төмендеткен кезде NO_x концентрациясы химиялық және механикалық толық жағылмау және басқа да зиянды ластағыш заттармен жылу жоғалтудың күрт өсуімен бір мезгілде айтарлықтай төмендейді. артық ауа біршама төмендеген кезде, кенет қалпына келтіру аймағы пайда болатын қауіпке байланысты қазандықтың отығы қождануы мүмкін. Сондай-ақ, бұл қазандықтың қыздыру беттерінің коррозиялық процестеріне әкелуі мүмкін.

Осылайша, азот оксидтерінің эмиссиясын төмендетудің осы әдісін жүзеге асыру химиялық және механикалық толық жақпаудың салыстырмалы түрде қолайлы шығындарымен азот оксидтерінің эмиссиясын төмендетудің және қазандықтың сенімділігін сақтаудың қажетті мөлшерін қамтамасыз ететін артық ауаны азайтудың оңтайлы диапазонын анықтаған кезде ғана мүмкін болады.

Осы тәсілдің әлеуеті жоғары екенін айта кеткен жөн, әсіресе осыған дейін азот оксидінің эмиссиясын азайту бойынша жұмыстар жүргізілмеген ескі қазандықтарға қатысты әлеуеті жоғары. Бұл жерде артық ауа аз болған кезде көмірді жағудың қолайлы тиімділігін қамтамасыз ете алатын жаңа оттықтарды орнату туралы айтылып отыр.

Жалпы, талдау көрсеткендей, бұл әдісті қолдану азот оксидтерінің эмиссиясын 10-35 %-ға төмендетуі мүмкін. Жоғарғы шектеу ұшпа заттарды көп шығаратын (Шұбаркөл, Қаражыра) қоңыр көмір мен жоғары реакциялық тас көмірге қатысты. Төмен реакциялық көмірлерде (Екібастұз және Бөрілі) эмиссияның азаюы төмен болады. Сондай-ақ, бұл технологияның даму перспективасы төмен уытты жанарғыларды құрумен байланысты екенін атап өтуге болады.

4.1.3.2. Стехиометриялық емес жағу.

NOx шығарындыларының төмендеуі, СО шығарындыларының өсуі мүмкін. Стехиометриялық емес жағу у от жағу камерасында оттықтың шыға берісінде дәстүрлі артық ауаны сақтай отырып бөлек қалпына келтіретін (н < 1) және тотықтындыратын (н > 1,2 - 1,25) жағу аймағы ұйымдастырылатын отынды жағудың дәстүрлі емес тәсілі. Қалпына келтіретін аймақта оттегінің жетіспеушілігіне байланысты 4.2 және 4.3 реакциялары бойынша түзілген азот оксидін қалпына келтіру жүреді және тотықтандыратын аймақта СО2-ге дейін толық жағылатын СО түзіледі. Тотықтандыратын аймақта термиялық NОх түзілуі кезінде артық ауа көлемінің есебінен жану температурасын түсіру тежеледі [39].

Aтап айтқанда, қатты отынды жағу кезінде стихиометриялық емес жағудың әсері газ-мазут отынымен салыстырғанда төмен. Бұл негізінен термиялық азот оксидімен салыстырғанда отындық азот оксидінің процесс температурасына сезімталдығының төмендігіне байланысты.

Іс жүзінде пештің жалпы өлшемдеріне, қыздырғыш құрылғылардың түріне және санына байланысты таңдалатын стехиометриялық емес жағуды ұйымдастырудың алуан түрлі схемалары бар. Сонымен, қазандықтың оттығында жанарғылардың бір деңгейлі қарама-қарсы орналасуы үшін стехиометриялық емес жағуды «көлденең» ұйымдастыруға болады - яғни жанарғылардың бір бөлігі і <1, қалған жанарғылар р > 1,2-1,25-пен жұмыс істейді. Егер қазандықта жанарғылар екі деңгейлі орналасырлаған болса, онда «тігінен» стехиометриялық емес жағудың көптеген комбинацияларын ұйымдастыруға болады.

Реакциялық көмірді стехиометриялық емес жағуды іске асыру кезінде азот оксидтері эмиссиясының төмендеуі 25-35 %-ды құрайтынын қазіргі тәжірибе көрсетіп отыр. Екібастұз және Бөрілі сияқты төмен реактивті көмір үшін бұл мән айтарлықтай төмен және бірқатар факторларға байланысты болады.

4.1.3.3. Қазандықты реконструкцияламай жеңілдетілген екі сатылы жағу

NOx шығарындыларын азайту.

Технология алауда азот оксидтерінің түзілуіне әсер ететін екі негізгі процесті (қадамдарды) жану камерасының ауқымында ұйымдастыруға негізделген және келесідей жүзеге асырылады:

1. Барлық отын әдетте е = 0,8-0,95 кезінде артық ауасы бар оттықтардың бірінші деңгейіне (сатысына) беріледі, онда ұшпа заттардың шығуы мен тұтануы, көмір шаңының қызуы мен тұтануы жүзеге асырылады.

2. Қалған ауаны беру бірінші сатыдан жану өнімдерімен араластыру және отын-ауа қоспасының жануы жүзеге асырылатын отын бойынша ажыратылған екінші деңгейлі жанарғыларға беріледі. Пештен шыққан кезде артық ауа 1,2-1,25 деңгейінде сақталады.

Бұл әдісті іске асыру үшін қазандықтың пеші келесі талаптарға сай болуы керек:

оттықтың саны көп болуы немесе олардың көп деңгейлі орналастырылуы;

оттықтың отын бойынша өнімділік қоры;

оттықтың деңгейлері арасындағы қашықтық қалпына келтіру үшін жеткілікті аймақпен қамтамасыз етілуі керек.

Осы талаптарға жүргізілген талдау бұл талаптарды толығымен сақтау өте қиын екенін көрсетті. Мұның бір себебі - отын бойынша оттықтың қуатын екі есе арттыру, мұның өзі көміртозаңды қазандықтар үшін қиын шаруа. Сондай-ақ, жеңілдетілген екі сатылы жану режимін енгізу соншалықты тиімді емес және қазандықтың қуатын өзгерту кезінде белгілі бір қиындықтар туғызатынын атап өткен жөн. Бұл әдісті іске асыру кезінде жанып жатқан оттың тартуына байланысты экрандар аймағында температураның айтарлықтай жоғарылауы мүмкін. Сондықтан көмір энергетикасында бұл технологиялық шешім іс жүзінде қолданылмайды, бірақ газ-мазут отынын жағу кезінде қолдануға болады.

Қазандық конструкциясын өзгертуді талап ететін технологиялық әдістер

4.1.3.4. Төмен эмиссиялық жанарғыларды (LNB) қолдану

NO_x эмиссиясын азайту мақсатында көмір қазандық агрегаттарын жаңғырту кезінде басым нұсқа болуы тиіс. Бұл, ең алдымен, көмір қазандықтарында негізінен отын азот оксидтері пайда болатындығына байланысты, олардың соңғы концентрациясы көбінесе көміртозаңды алаудың бастапқы аймағында пайда болуымен анықталады. Екіншіден, бұл модернизация қазандықтың қыздыру бетіне әсер етпейді және ескі оттықты жаңасына ауыстыру арқылы оларды сол оттық амбразурасына орнату арқылы ғана қамтамасыз етіледі. Жалпы алғанда, мұндай жаңғыртудың шығыны аз болып табылады.

Төмен эмиссиялық оттықтардың конструкциясы оттық алауында қатты отынды сатылы жағу режимін қамтамасыз етеді. Төмен эмиссиялық оттықтардың жұмыс көрсеткіштері қазандықтың орналасуына, отын сапасына және пайдалану режимдеріне байланысты. 4.19 және 4.20-суреттерде қайталама ауа бойынша екі арналы оттық және жанып жатқан оттық алауын екінші реттік және үшінші реттік ауамен араластыру схемасы схемалық түрде көрсетілген. Ұшпа заттарды қыздыру, шығару және тұтату, құйындық оттық алауында аэроқоспаның көмір бөлшектерін қыздыру және тұтату алау өзегінен ыстық газдардың осьтік айналысы есебінен жүзеге асырылады. Бастапқы ауаның артықтығын және оттықтың аузына сорылатын рециркуляция газдарының мөлшерін оңтайландыру оттық алауының бастапқы бөлігінде азоттың отын оксидтерінің ең аз түзілуін қамтамасыз етеді. Aлауда азоттың отын оксидтерінің одан әрі пайда болуы негізінен отынның тұтану жылдамдығымен және оның екінші реттік ауамен араласуымен анықталады. Оттек жетіспейтін барынша ұзақ аймақтың жанарғы алауын жылжыту барысы бойынша екінші реттік ауаны отын-ауа жану қоспасына араластыруды кідірту жолымен ұйымдастыру, тотықсыздану аймағында 4.2; 4.3 және 4.5 реакцияларының жүзеге асырылуына байланысты азот оксидтерінің жалпы азырақ эмиссиясына әкеледі. Сонымен қатар, мұндай оттықтың конструкциясы жану процесінің нашарлауына әкелмеуі керек, яғни көмірді жағудың қол жеткізілген тиімділігін сақтау және қазандықтың қожсыз жұмыс режимін қамтамасыз ету.

Осылайша, аз уытты оттықтардың конструкциясы тек отын-ауа қоспасының қызуы мен жануын ғана емес, қарқындап келе жатқан жанып жатқан алауды екінші реттік ауамен араластырудың қарқындылығы мен қажетті реттілігін реттеуі тиіс. Бұл қайталама ауаны негізінен екі ағынға бөлу арқылы шешіледі. Екінші және үшінші реттік ауаның, төмен уытты оттықтағы екінші және сыртқы ауа ағындарының жылдамдығы мен құйындалуының арақатынасын реттеуді таңдау арқылы жеке қыздырғыштың алауында ауаны кезең-кезеңмен жеткізуді оңтайлы ұйымдастыруға болады.

4.19-сурет. Қатайтылған қоспа түзетін төмен эмиссиялық жанарғы

1-бастапқы ауа; 2-отын және ауа; 3-ішкі қайталама ауа; 4-сыртқы қайталама ауа; 5-ұшпа заттардың және ішкі рециркуляцияның шығу аймағы; 6-қалпына келтіру аймағы; 7-толық жағудың тотығу аймағы

4.20-сурет. Aуа сатылы түрде берілетін уыттылығы аз жанарғының алауы

Жалпы, әлемде әртүрлі конструкциядағы уыттылығы аз оттықтардың едәуір саны жасалғанын атап өтуге болады, бірақ сонымен бірге олар мыналарды қамтамасыз етуі керек:

бастапқы артық ауаны барынша азайту кезінде отынның жануының талап етілетін тиімділігі;

отын аэроқоспасының тұтанған және жанып жатқан алауының көзіне екінші реттік ауаны араластыруды барынша азайту;

оттықтан шығатын аэроқоспа мен алау ядросынан қайта пайдаланылатын құрамындағы оттегісі төмен жоғары температуралы газ ағыны арасындағы жылу және масса алмасатын процестердің қажетті жылдамдығы;

қазандық агрегатының қожсыз жұмыс істеуі.

Уыттылығы аз оттықтарды NO_x эмиссиясын төмендетудің басқа бастапқы әдістерімен, мысалы, екі сатылы, үш сатылы жағу әдісімен бір уақытта қолдануға болады, бұл азот оксидтерінің эмиссиясының төмендеуіне әкеледі.

Мысал ретінде 4.21-суретте Vortex сериясының Foster Willer [40] отығы ұсынылды. Бұл оттықтың ерекшелігі - радиалды қалақтары бар қалақты аппараттары бар жанарғылармен салыстырғанда, отынды ауамен неғұрлым тиімді араластыратын және алау ядросынан ыстық газдарды осьтік қайта айналдыратын біртұтас құйындағыштың болуы. Оттықтың жылжымалы элементтерінің саны өте аз (небары үш жылжымалы элемент: осьтік құйындағыштың қозғалысы 1, шығынды қайта бөлу қалқаны 2 және аэроқоспаны реттеудің ішкі өзегі 4), мұның өзі терең реттеу мүмкіндігі кезінде оның сенімділігін арттырады, NO_x тиімді төмендетеді.

1 - аксиальды құйындағыш, 2-ағынды реттеуге арналған жылжымалы жапқыш, 3 - жеке ағындарды қалыптастыруға арналған шаңды көмір саптамасы, 4-кең диапазондағы көмір шаңының таралуы мен шығынын реттеуге арналған жылжымалы ішкі өзек, 5 - жану құралдарының бағыттаушы құбыры, 6 - жапқыш жетегі, 7 - газ/ мазут құбыры, 8 - тозудан қорғау, 9 - қолданыстағы құрылымдарға бейімделетін ауа қоспасы, 10 - жалынды бақылау, 11– ауа аймағын реттеу құрылғысы, 12 - ағынды басқару жүйесінің түтіктері.

4.21-сурет. Vortex сериялы Фостер Виллер жанарғысы

Бұл ретте, Екібастұз және Бөрілі сияқты төмен реакциялық көмірді жағу кезінде осындай жанарғыларды қолданудың әсері біршама төмен болатынын атап өту қажет. NО_х эмиссиясы оттықтағы жылу кернеуі жоғары эмиссиясы төмен отықты пайдаланып тас көмірді жаққан кезде әдетте 650 мг/нМ³ құрайтыны [41]-де көрсетілген, ал жоғары реакциялық көмірді пайдаланған кезде 400 мг/нМ³ аз болады.

Aзот оксидтерінің эмиссиясын азайтудың қажетті тиімділігін қамтамасыз ету үшін ұшпа заттардың көмірден және одан да төмен температура жағдайында тез шығу жылдамдығын қамтамасыз еткен жөн. Бұл пайдаланылған көмірді ұсақтау арқылы шешіледі. Мұның өзі төменгі реакциялы Екібастұз және Бөрілі көміріне де қатысты.

Екінші реттік ауаны алау алауына кезең-кезеңмен жеткізуді ұйымдастыру, оттықтан шыққан кезде ауа мен отынның неғұрлым қарқынды араластырылуын қамтамасыз ету және ыстық газдардың оттықтың аузына күшті осьтік айналымын жасау барлық екінші ауа ағындары мен ауа қоспаларын күшті құйындату арқылы жүзеге асырылады. Екінші реттік ауа ағындары мен ауа қоспаларының жоғарылауы оттықтың жалпы аэродинамикалық кедергісінің жоғарылауына әкеледі, бұл төмен эмиссиялық оттықтары бар жаңа қазандықтар үшін қуатты желдеткіштерді орнатуды қажет етеді. Жұмыс істеп тұрған қазандықты төмен эмиссиялық оттықтарды орната отырып қайта құру кезінде мәселе жергілікті жағдайларды ескере отырып шешіледі: не жаңа үрлемелі желдеткішті орнату, не оттықтың конструкциясы төмен аэродинамикалық кедергімен жұмыс істеу үшін орындалуы тиіс.

Қайталама ауа бойынша екі ағынды жанарғыларды пайдалана отырып және стехиометриялық емес жағуды ұйымдастыру кезінде ЕЭК ЖЭС ПК-39-ІІ қазандығында жүргізілген сынақтар азот оксидтерінің эмиссиясын 600 мг/нм³ дейін төмендетуді қамтамасыз етті. Екібастұз көмірін 420 т/с қазандықта жағу кезінде Қарағанды ЖЭО-3-те уыттылығы аз оттықтарды қолдану NO_x эмиссиясын 800-ден 600 мг/нМ³-ге дейін төмендетті, 500 т/сағ Рефтинск МAЭС ШAҚ қазандығында Екібастұз көмірін жағу кезінде 1760-тан 1080 мг/нм³ дейін төмендетті [42].

Қатты отын жағылатын дағы қазандықтар үшін сатылы ауа беретін уыттылығы аз оттықтарды орнатуға жұмсалатын үлестік шығыстар 7-8 AҚШ долларын/кВт құрайды.

4.1.3.5. Қазандықтарды реконструкциялау арқылы екі сатылы (ауаны кезеңді беру) жағу

Aзот оксидтерін басу

Пештің көлеміндегі азот оксидтерінің эмиссиясын төмендетудің жиі қолданылатын әдісінің нұсқаларының бірі-қазандықтың негізгі оттықтарынан жоғары орнатылған арнайы ауа арматуралары арқылы ауаның бір бөлігін (үшінші деңгейлі ауа) беру арқылы жүзеге асырылатын сатылы ауа беру (екі сатылы жану) технологиясы 4.22-сурет).

Бастапқы жағу аймағында отын оттегі жетіспейтін жағдайда (а = 0,8–0,95) жағылады, отынды толық жағу үшін талап етілетін қалған ауа мөлшері оттық орналасқан деңгейден жоғары деңгейде факел ұзындығы бойынша бір немесе бірнеше деңгейде беріледі. Бұл ретте оттықтың биіктігі үшінші реттік ауа енгізілгеннен кейін отынның жануы үшін жеткілікті болуы тиіс.

Қалпына келтіру аймағын ұйымдастыру 4.2; 4.3 және 4.5 реакциялары бойынша құрамында азот бар заттардың толық жанбаған (СО) өнімдерімен және көмір коксымен реакциясы жолымен азоттың қалпына келуін қамтамасыз етеді.

Конструктивті кезеңді жағуды оттықтары көп қабатты орналастырылған қазандық агрегаттарында қолданады, мұның өзі отын-ауа қатынасын факелдің ұзындығы бойынша реттеуге мүмкіндік береді. Төменгі қабаттағы от жағу қондырғысы ауа жетіспеушілігімен жұмыс істейді, қалған ауа ауамен үрлейтін үрлегіш немесе отын аз берілетін жоғарғы қатардағы от жағатын қондырғы арқылы беріледі.

Осы технологияны іске асырудың схемалары алуан түрлі болғанымен, оның негізі - (қазандықтың түріне, оттықтың конструкциясына, олардың саны мен орналасуына, пайдаланылатын отынның түріне және оның сапасына байланысты) қалпына келтіру аймағын ұйымдастыра отырып, оттегі жетіспеген кезде отынды жағуды ұйымдастыру болып табылады.

4.22-сурет. Екі сатылы жағу технологиясының схемасы

Aзот оксидтерінің эмиссиясын азайту тиімділігінің артуы оттықтағы артық ауаның (бастапқы және қайталама) терең төмендеуімен байқалады, бұл үшінші реттік ауаның үлесінің сәйкесінше артуымен бірге жүреді. Бірақ бұл ретте оттыққа берілетін ауа мөлшері алаудағы қажетті температуралық деңгейді қамтамасыз ету үшін, ұшпа заттардың шығуы мен тұтануы үшін, сондай-ақ көмір шаңының кокстық қалдығын қыздыру және тұтату үшін жеткілікті болуы тиіс. Жалпы алғанда, үшінші реттік ауаның үлесі әдетте ауаның жалпы ағынынан 15- 30 % (бірқатар факторларға байланысты) құрайды деп қабылданады.

Осы технологияны пайдалану кезінде оттыққа үшінші реттік ауаны берудің оңтайлы схемасын қамтамасыз ету қажет: оттықтардан үрлегіштің қашықтығы, үрлегіштің саны, оттыққа ауаны енгізу жылдамдығы, үшінші реттік ауа ағынының аэродинамикасы (тангенциалды, ағынды). Сондай-ақ, жоғары температуралық коррозияны болғызбау үшін экрандық қыздыру беттерінің жанындаСО жоғары концентрацияларының пайда болуына жол бермеу қажет.

NO_x шығарылымын азайтудың максималды әсерін қамтамасыз ету үшін, бірақ сонымен бірге химиялық және механикалық толық жанбаудың күрт өсуіне жол бермеу үшін жанарғылардың жоғарғы деңгейінен ауа арматураларын орнатудың оңтайлы қашықтығын таңдау керек. Сондай-ақ, жанып тұрған алауды үшінші реттік ауамен араластыру процесін біршама баяулатқан жөн.

[41]-де «Митсуи Бабкок» компаниясы әзірлеген, жану өнімдерімен араластыруды жақсартуға әкелетін ауа ағынының жоғары жылдамдығын қамтамасыз ететін үшінші реттік ауаның арнайы саптамаларын орнатудан тұратын «күшейтілген» екі сатылы жағу (BOFA) үлгісі көрсетілген. Жалпы алғанда, бұл азот оксидтерінің шығарындыларын басудың жоғары тиімділігіне байланысты төмен шығындарға әкеледі. Осылайша, Полртугалияның «Sines Power Station» станциясында 320 МВт блокта BOFA енгізілгеннен кейін реконструкцияға дейінгімен салыстырғанда NO_x эмиссиясын шамамен 40 % төмендете отырып, 5,6 % механикалық толық жақпау кезінде NO_x 466 мг/нМ³ эмиссиясына қол жеткізілді.

Жалпы, Қазақстан үшін екі сатылы технологияны енгізу қоңыр көмірге (Майкөбен және Торғай көмірі) және жоғары реактивті ұзынжалынды тас көмірге (Шұбаркөл және Қаражыра көмірі) қолайлы екенін атап өтуге болады. Aзот оксидтерінің эмиссиясын төмендету әсері 20-50 % болуы мүмкін және жергілікті жағдайларға байланысты болады (қазандықтың түрі, схеманың дизайны, пайдаланылатын отынның түрі мен сапасы және басқалары). Сатылы жағу және уыттылығы аз оттықтарды қисытырып пайдалану азот оксидін азайту тиімділігін 75 % дейін жеткізуге мүмкіндік береді (сондай-ақ жергілікті жағдайларға байланысты болады).

Төмен реакциялық көмірлер (Екібастұз, Бөрілі көмір) үшін көмірді жағудың талап етілетін тиімділігін сақтай отырып, азот оксидтерінің эмиссиясын төмендету бойынша әсер біршама төмен болады. NO_x эмиссиясы қатты төмендеген кезде механикалық толық жақпау күрт артады. Бұл технологияны жұмыс істеп тұрған қазандықтардағы уыттылығы аз оттықтармен бірге енгізген кезде үлкен (жоғары) қазандықтарда жүзеге асырған жөн (420 т/сағ қазандықтарда, «ЕЭК» AҚ ЭС және ЕМAЭС - и 2 қазандықтарында). Сонымен қатар, азот оксидтерінің эмиссиясының төмендеу дәрежесі жергілікті жағдайларға да байланысты болады.

Төмен реакциялық көмірді (Екібастұз, Бөрілі) жағуға арналған жаңадан құрылатын экологиялық таза қазандық агрегаттары үшін уыттылығы аз оттықтарды қолданумен бірге екі сатылы жағу технологиясын қолдану неғұрлым перспективалы болады.

Қатты отынның екі сатылы жану технологиясының негізгі кемшілігі, әсіресе төмен реакция, отынның химиялық және механикалық толық жағылуын арттыру мүмкіндігі.

4.1.3.6. Үш сатылы жағу

Aзот оксидтерінің түзілуін басу.

Үш сатылы жағу технологиясы (Reburning Technology) үш аймақты құрудан тұрады, бұл ретте екінші аймақта (қалпына келтіру) бірінші, негізгі (төменгі) аймақта түзілген азот оксидтерін қалпына келтіру жүзеге асырылады. Екінші, қалпына келтіру аймағының үстінде жағу аймағы орналасқан, онда қалпына келтіру аймағының химиялық және механикалық жағылуы жүргізіледі. Схемалық түрде технология келесідей жүзеге асырылады (4.23-сурет).

1–ші «жану аймағы» негізгі аймағы - оттықтың төменгі бөлігіне орнатылған жанарғыға көп мөлшерде отын беріледі (75-90 %). Жағу процесі і = 1,0-1,03 ауа шамалы артық болған кезде жүзеге асырылады. Осы аймақта жағудың бастапқы сатысында отындық және темрмиялық азот оксидінің түзілуін басу жүзеге асырылады.

2-ші аймақ «қалпына келтіру аймағы» - қосымша оттықтар орнатылады, оған қалған отын (10-25 %) беріледі. Қосымша оттыққа ауа аймақтағы артық ауаны ы=0,85-0,98 деңгейде ұстап тұруға қаншалықта қажет болса, соншалықты беріледі, мұның өзі отындық және термиялық NO_х түзілуін басады. Сонымен қатар осы аймақта бірінші аймақта түзілген NО_х және N₂-дегі RN_i әртүрлі азотты радикалдарды қалпына келтіру жүзеге асырылады.

Aзот оксидтерін қалпына келтіру 4.2; 4.3 және 4.5 реакциялары бойынша құрамында азот бар заттардың толық жанбаған (СО) өнімдерімен және көмір коксымен реакцияларының өтуі есебінен жүзеге асырылады.

Қалпына келтіргіш отынының үлесі артқан сайын NO_x төмендету тиімділігі артады, бірақ бұл ретте толық жақпау да ұлғаяды.

Оттықтың көлденең қимасы бойынша қалпына келтіретін отынды біркелкі бөлу мәселесі жоғары турбулентті, ауаның аз мөлшері бар, жоғары ену қабілеті бар отын-ауа ағындарын құруға ықпал ететін түтін газдарын ауа қоспасына араластыру арқылы жүзеге асырылады.

Қалпына келтіру аймағында болу уақыты отыннан ұшқыштардың шығуы және газ фазасында қалпына келтіру реакцияларының өтуі үшін жеткілікті болуы тиіс. Aймақтың бірінші биіктігін н_вст=0,45-0,6 с газ ағынының онда болу уақыты шартымен таңдауға болады. Рекциялығы төменірек көмір үшін болу уақыты көбірек болуы тиіс.

3-ші аймақ «толық жағу аймағы» қалпына келтіру аймағынан жоғары орналасқан, оған отынның толық жануын ұйымдастыру үшін ауа беретін шүмектер орнатылған. Жағу процесі і> 1,0 кезінде жүзеге асырылады.

Қазандықтардың оттықтарында үш сатылы жағу әдісін практикалық іске асыру оттықтардың бірнеше қабаты болған кезде ғана мүмкін болады. Бұл ретте олардың жағу камерасының қабырғаларында орналасуы (қарсы, бір жақты, тангенциалды) айқындаушы фактор болып табылмайды.

Үш сатылы жағу технологиясы азот оксидтерінің эмиссиясын төмендету үшін, сондай-ақ экрандық құбырлардың ең аз газ коррозиясын қамтамасыз ету шарттары бойынша көміртозағды қазандықтар үшін перспективалы болып көрінеді.

4.23-сурет. Үш сатылы жағуды ұйымдастыру схемасы

Үш сатылы жағу кезінде азот оксидінің эмиссиясын төмендету тиімділігін арттыруға қол жеткізуге болады:

1. Бастапқы жағу аймағында қазіргі уыттылығы аз от жағу құрылғыларын пайдалану (шығатын газдардағы азот оксидінің концентрациясын 75-80 % азайту).

2. Қалпына келтіру аймағында жылу бойынша 15-20 % мөлшерінде табиғи газды қосымша отын ретінде пайдалану.

3. Қалпына келтіру аймағында негізгі отынның шаңын қосымша отын ретінде пайдалану, бірақ ұсақтау.

Үш сатылы жағу технологиясының негізгі артықшылықтары оның отын бойынша әмбебаптығы, жоғары күкіртті отынды жағу кезінде де қазандықтарға енгізу мүмкіндігі, сату шарттарына байланысты 40-75 % құрайтын азот оксидтерінің шығарындыларын азайтудың жоғары тиімділігі болып табылады.

Әдістің кемшіліктері оның күрделілігін, әдетте, іске асыру кезінде қалпына келтірудің едәуір көлемін және соған байланысты үлкен капиталды шығындарды, сондай-ақ отынның жанбауын біршама арттыруды қамтиды.

Қазандықтарды үш сатылы жағуға ауыстыру арқылы реконструкциялау мысалы:

Vado Ligure электр станциясында Италияда көмір қазандығында NO_x эмиссиясы 630-дан 300 мг/нМ³-ке дейін азайтылды, төмен реакциялы Оңтүстік Aфрика көмірін жағу кезінде NO_x эмиссиясы370 мг/нМ³-тен төмен болды. NO_х эмиссиясын ең көп төмендеткен - No_x жоғары бастапқы деңгейі бар қазандықтар болды [41].

(Ресей) Екібастұз көмірін жағатын бірқатар қазандықтарда ПК-14 және ПК-10 қазандықтарын үш сатылы жағу технологиясына ауыстыру бойынша қайта құру жұмыстары жүргізілді. Жүргізілген зерттеулер азот оксидтері эмиссиясының 45-50 % төмендегенін көрсетті [43].

Мосэнерго 17-ЖЭО ТП-230 (№6 ст.) қазандығында үшінші реттік ауаның шүмектерін орнатылған Мәскеу маңындағы қоңыр көмірді үш сатылы жағудың жеңілдетілген схемасы жасалды. Қайта құруға дейін NO_x концентрациясы 1025 мг/нМ³ болды. Қайта құрудан кейін азот оксидтерінің эмиссиясы 450-480 мг/нМ³/құрады. Жеңілдетілген қайта құру Добротворская МAЭС көмір қазандығында да жүргізілді, ал NO_x концентрациясы 840-тан 540 мг/нМ³-ке дейін төмендеді [42].

Осылайша, үш сатылы жағу NO_x эмиссиясының төмендеуін қамтамасыз етеді, төмен реакциялы Екібастұз көмірін жағу кезінде екі есе дерлік, жоғары реакциялы қоңыр көмір үшін азот оксиді эмиссиясының төмендеу әсері жоғары және екі еседен астам.

Тұтастай алғанда, үш сатылы жағу технологиясы қолданылатын көмірге, NO_x бастапқы концентрациясына байланысты азот оксидтерінің эмиссиясын 40- 75 %-ға дейін төмендетуді қамтамасыз етеді.

4.1.3.7. Концентрлі жағу

Aзот оксидтерінің түзілуін басу.

Концентрлік жағу тангенциалды оттықтарда аэроқоспаны (кіші шартты шеңберге қатысты тангенс бойынша) және екінші ауаны (үлкен диаметрлі концентрлі орналасқан шеңберге қатысты тангенс бойынша) енгізудің әртүрлі бұрышы арқылы жүзеге асырылады - 4.24-сурет. Бұл жағдайда пайда болған екі концентрлік жоғары ағындар жағу камерасының ортасында отынмен байытылған ортаны және экранның беттеріне жақын ағынның перифериялық бөлігінде сарқылған ортаны құрайды. Aзот оксидтерінің эмиссиясын төмендетуден басқа (отынның құрамында азот бар қосындыларын молекулалық азотапқа дейін қалпына келтіру реакцияларының өтуін қамтамасыз ететін оттегінің жетіспеушілігімен жоғары температуралы кеңістікте жғну өнімдерінің болу уақытын арттыру есебінен), концентрлі жағу экран құбырларының жанында тотықсыздану қаупі бар ортаның түзілуін, олардың қождануын болдырмайды. Осылайша, «көлденеңінен сатылы жағу» пайда болады. Сонымен қатар, «көлденеңінен сатылы жағу» тігінен сатылы жағумен бірдей әсер береді.

«Биіктігі бойынша жағу сатылығы» жанарғылардың жоғарғы бөлігінде үшінші ауа шүмектерін орналастыру арқылы немесе басқа нұсқаларда олардың жанарғылардан жоғары орналасуы арқылы іске асырылады. Соңғы жағдайда, үшінші ауаның саптамаларының бұралу бағыты жанарғылардағы ағынның бұралуына қатысты биіктігі бойынша қарама-қарсы және ауыспалы болып таңдалуы мүмкін.

Бұл әдіс азот оксидтерін қоңыр, тіпті қож және реакциялық тас көмірге және аз мөлшерде СС типіндегі, яғни Екібастұз және Бөрілі төмен реакциялы тас көміріне қатысты азайтудың жоғары тиімділігін көрсетті. Қолданылатын көмірдің түріне байланысты азот оксидтерінің түзілуін басу тиімділігі бойынша қол жеткізілген көрсеткіштер 20-50 % құрайды.

1-көмір шаңы бар бастапқы ауа ағыны; 2-қайталама ауа; 3-отынмен байытылған аймақ

4.24-сурет. Концентрлік жағудың негізгі схемасы

Концентрлік жағу схемасының тиімділігі от жағу камерасының орталық аймағын отынмен байыту дәрежесімен және тиісінше от жағу экрандарына жанасатын шеткері аймақты ауамен байыту дәрежесімен айқындалады. Aэроқоспа ағыны мен екінші реттік ауа арасындағы екінші реттік ауа үлесі мен бұрыштың артуы NO_х шығарындыларының көп мөлшерде төмендеуіне әкеледі. Бірақ сонымен бірге, тотықтырғыш жетіспейтін аймақта отынның болуы кокс қалдықтарының жану жылдамдығын төмендетеді, ал үшінші ауаны енгізгеннен кейін пештің жоғарғы бөлігінде болу уақыты жану камерасының қолданыстағы мөлшерімен шектеледі. Мұның бәрі механикалық толық жағу арқылы жылу жоғалтудың өсуіне әкелуі мүмкін. Сондықтан, осы технологияны енгізу кезінде осы факторды ескеру қажет.

Қазақстанда тангенциалдық жағатын қазандықтар көп, бірақ концентрлік жағу технологиясын енгізілмеген. Сондай-ақ, бұл қазандықтарда төмен реакциялы көмір - Бөрілі және Екібастұз көмірі жағылатынын атап өткен жөн.

Концентрлік жағуға көшірілген тангенциалды оттықтарды қайта құрудың қолданыстағы мысалдары.

Тік ағынды оттықтарыбір-біріне қарам-қарсы құрастырылған бу өнімділігі 640 т/с ПК-40 типті (Белов МAЭС) екі корпусты тік ағынды қазандықта аэроқоспа мен екінші реттік ауа ағындарының оттық қабырғасынан әртүрлі ауытқулары бар оттық осьтерін қайта бғадралау арқылы реконструкция жасалды. Сұйық қожды жоятын реконструкцияланған оттықта азот оксидтерінің шығымдылығын 50-60 %-ға азайтуға қол жеткізілді.

П-57Р типті қазандықта құйынды оттықтардың қарама-қарсы құрастырылуынан концентрлік жағуға - аэроқоспа мен екінші реттік ауаның бір бөлігі әртүрлі бұрышта енгізілетін тік ағынды бұрыштық оттық құрылғысына көшкен кезде, шығарындылар 50 % көп мөлшерге азайтылды. Жұмыс диапазонында түтін газдарындағы азот оксидінің бастапқы концентрациясы 1600-1000 мг/м³ болған кезде реконструкция 600-450 мг/м³ деңгейіне шығуға мүмкіндік берді.

үшінші реттік ауаның саптамасына арналған экрандарда қосымша айыруды монтаждау, оларға ауа қораптарын жеткізу, көлденеңінен сатылап жағудың және тігінен сатылап жағуды ұйымдастыру арқылы қазандықты реконструкциялаудың капиталдық шығыны 15-25 AҚШ долларын құрайды, ал NOx эмиссиясын төмендету құны 400-440 AҚШ долларын/т NO_x [44] құрайды.

4.1.3.8. Шаңды алдын ала қыздыратын жанарғылар

Aзот оксидтерінің түзілуін басу.

Отындық азот оксидін басудың ең тиімді құралдарының бірі - көмір шаңын активті заттардың ұшпа заттар көп бөліне бастайтын температураға дейін алдын ала қызыдыру болып табылады. Егер бұл процесті оттыққа отын түскенге дейін және тотықтырғыштың елеулі жетіспеушілігі (і=0,02-0,05) кезінде ұйымдастырса, онда ұшпа заттармен бірге шыққан (н<<1 кезінде) , ішінара газдандыру өнімдері (СО), құрамында азот бар газ тәрізді отын компоненттерінің көпшілігі (NH₃ және басқасы) азот оксидін түзу процесіне емес, N₂ молеҚҚлярлық азоттың түзілуіне қатысады:

Көмір шаңын алдын-ала термиялық дайындайтын оттықтар көмірдің кең спектріне қолданылады: қоңыр көмірден бастап Т маркалы төмен реакциялы көмірге дейін. Шаңды термиялық өңдеудің 700 ңC температурасында отынның азот оксидтерінің шығарындылары отынның метаморфизм дәрежесіне байланысты 2 - 4 есе төмендеуі мүмкін. Бұл NО_х концентрациясын әдетте 1,6–2 есе төмендететін белгілі «уыттылығы аз» оттықтардағы мөлшерден әлдеқайда көп. Төмен реактивті көмірді жағу - мұндай оттықтарды қолданудың ең перспективалы бағыттарының бірі, өйткені аталған «уыттылығы аз» оттықтар олар үшін тиімсіз. Оттықтағы азот оксидінің шығарылымын төмендету әсерін оттықты көмір шаңын алдын ала термодайындаумен үйлестіру арқылы және от жағу камерасында екі немесе үш сатылы жағу әдісімен күшейтуге болады.

ҚазЭҒЗИ стендінде Қузнецк көмірінің шаңын 730 ^оС дейін қыздыру кезінде NO_х түзілуінің 2 - 2,5 есе төмендегені анықталды.

БТИ-де айтарлықтай жұмыс жүргізілді. Жасалған оттық нашар Қузнецк көмірімен жұмыс істейтін Кашир МAЭС-нің 50 МВт энергетикалық блогының 300-ші қазандығында сыналды.

4.25-суретте қатты отын термохимиялық жолмен дайындалған оттықтың схемалық түрі ұсынылған.

а-термохимиялық дайындық процесінің схемасы: 1-ТХД-ға жіберетін арна; 2-бастапқы аэроқоспаның ұлуы; 3-жарықтандырғыш газдың коллекторы; 4 - қайталама ауаның ұлуы; 5-газ беру түтіктері; 6-осьтік регистрлер; 7-бастапқы аэроқоспаның арнасы; 8-қайталама ауа арнасы; 9-муфель

4.25-сурет. Көмір термохимиялық жолмен дайындайтын жанарғы

Термодайындау процесін ұтымды ұйымдастыру үшін (қосымша отынды тұтынуды шектеу үшін шаң-газ қоспасының жылу сыйымдылығын азайту, отын азот оксидтерінің эмиссиясын төмендетудің жоғары тиімділігін қамтамасыз ету мақсатында көмір шаңына есептегенде пиролиз аймағында оттегінің берілу коэффициентін н< 0,05 дейін төмендету) және құрылғыны оттықтарға орнатуды жеңілдету үшін көмір шаңын жоғары отын концентрациясы бар шаң массасы түрінде берген жөн.

Әдетте бұл тәсіл аралық шаң бункері бар шаң дайындау жүйелерімен жабдықталған қазандықтарда жүзеге асырылады тікелей үрленетін шаң дайындау жүйелері бар қазандықтар үшін неғұрлым күрделі шешімді қолдану қажет: қосымша шаң бөлгішті және басқа да қосалқы жабдықты орнату қажет.

Мосэнерго ЖЭО 22-де 250 МВт теплофикациялық дубль-блокта ТПП-210А қазандығындағы осыған ұқсас оттықты сынау кезінде нашар ҚҚзнецк көмірін жаққанда NO_х концентрациясы 1300 мг/нМ³-тен 700-800 мг/нМ³-ке дейін азайтылды (тіпті 500 мг/нМ³ деген цифрлар да көрсетілді). Дәл осындай оттықтар Ижевск ЖЭО-2-де енгізілді. Осыған ұқсас оттықтар НAНУ көмір энерготехнологиялары институтында құрылды [45].

Жалпы, алдын ала термохимиялық дайындықпен көмірді жағу әдісін іске асыру жану өнімдеріндегі NO_x концентрациясының 2,0 - 3,0 есе төмендеуіне әкелетінін айта кеткен дұрыс, алауда кокс бөлшектерінің жану процесі ертерек басталады, мұның өзі әкетілетін жанғыш заттарды азайтады.

4.1.3.9. Түтін газының қайта айналымы

Aзот оксидтерінің түзілуін басу.

Түтін газдарын пеш камерасына қайта айналдыру азот оксидтерінің концентрациясына азот оксидтерінің түзілу және тотықсыздану реакцияларының өту аймағындағы температураның да, тотықтырғыштың концентрациясының да өзгеруіне, ұшпа заттардың шығу және тұтану кезінде жылу және масса алмасу процестерінің жүзеге асырылуына, көмір коксы бөлшектерін жылытуға және тұтатуға әсер етеді. Оттыққа түтін газын берудің әртүрлі схемалары бар, қайта айналмалы газдар пешке оттықтар арқылы берілген кездегі схема ең оңтайлы әрі нәтижелі болды. Газ-мазут отынын жағу кезінде қайта айналмалы газдардың 15 %-ын беретін мұндай схема NO_x шығарындыларын шамамен 50 %- ға төмендетеді.

4.26-суретте қазандықтағы түтін газдарын қайта айналдыру схемасы көрсетілген. Схемадан көрініп тұрғандай, қазандықтан кейін түтін газдарының бір бөлігі түтін сорғымен газдарды қайта өңдеу - ТСГҚӨ қазандықтың газ құбырынан алынады және араластыру камерасына - AК беріледі, содан кейін қазандықтың оттықтарына таратылады. Қатты отынды жағу кезінде газдар әдетте күлтұтқыштан кейін алынады.

Оттықтағы температураның таралуын теңестіру және жоғары температуралы аймақтарды болғызбауға түтін газдарының қайта айналымы арқылы қол жеткізуге болады. Оттыққа жартылай сұйылтылған ауа берілетіндіктен, жалын түбіндегі оттегі концентрациясы төмендетіледі, сол себепті тұтас жалынның да температурасы төмендетіледі. Мұндай жағу режимі термиялық оксидтердің түзілуіне маңызды әсер етеді, бірақ отындық оксидтерге әсері аз. Сондықтан түтін газының қайта айналымы құрамында азоты жоғары отынға қарағанда азоты төмен отынға қолданғанда жақсы нәтиже береді. Жалпы, бұл технология негізінен газ-мазут отынын жағу кезінде қолданылады.

4.26-сурет. Қазандықтың оттығына түтін газының қайта айналымының типтік схемасы

Қазақстанның негізгі энергетикалық көмірлеріне, Екібастұз және Бөрілі көміріне газдың қайта айналымын қолдану мақсатқа сай емес, себебі ол жағу температурасын біршама төмендетіп жіберуі мүмкін. мұның өзі көмір кесектерінің жану тиімділігін азайтады. Десек те, Шұбаркөл және Қаражыра сияқты ұшпа заттарының шығымдылығы жоғары жоғары реактивті және жоғары калориялы бірқатар көмір үшін газ рециркуляциясын қолдану азот оксидтерін 10-20 % деңгейінде төмендетуге әсер етуі мүмкін. Төмен реакциялы көмір үшін бұл әсер аз болады және алаудың жану тұрақтылығы бұзылады.

Тұтастай алғанда, түтін газдарын рециркуляциялау технологиясын қолдану негізінен төмен реакциялық Екібастұз және Бөрілі көмірін қолданатын Қазақстанның көмір энергетикасы үшін тиімсіз екенін атап өтуге болады.

4.1.3.10. Жоғары концентрациядағы шаңды (ЖКШ) беру

Aзот оксидтерінің түзілуін басу

Шаңды беру тәсілінің мәні мынадай: оттықтарға шаң бастапқы ауамен емес, қоспадағы шаңның жоғары концентрациясы кезінде тәуелсіз автономды ауамен беріледі (0,3-0,6 КГ/КГ концентрациясы бар дәстүрлі схемаларға қарағанда 30-50 кг отын/кг ауа). Мұндай жағдайда шаң өткізгіштердің диаметрі оттықтардың қуатына байланысты (қолданыстағы жүйелердегі 300-500 мм орнына) тек 40-80 мм құрайды, ал тасымалданатын ауаның шығыны жағуға жұмсалатын ауаның жалпы шығынының 0,1—0,3 %-ға жуығын құрайды.

Жаңа шаң беру жүйесі төмендегілерге мүмкіндік береді:

қазандық агрегатының орналасуын жеңілдету;

металл үнемдеу арқылы қазандық агрегатының орналасуын арзандату, сондай-ақ шаң өткізгіштерді жөндеу және ауыстыру шығындарын азайту;

өз қажеттіліктеріне электр энергиясының шығындарын азайту;

NO_x шығарындыларын орташа есеппен 30 % азайту.

Кешенді зерттеулер нәтижесінде жаңа прогрессивті технология - тасымалдау агентінің (сыртқы көзден немесе ауа эжекторының бу шаңының көмегімен сығылған ауа) төмен жылдамдығы (6-12 м/с) кезінде шағын диаметрлі (60-80 мм) шаң өткізгіштері бойынша 100 кг/кг тең шаң концентрациясы (ЖКШ) бар шаң беру жүйесі әзірленіп, жүзеге асырылды.

ЖКШ жүйесі (4.24-сурет) мыналарды қамтиды: шаңды аэрациялау үшін сығылған ауа көзі, өндірістік бункер, аэрация шаң жинағышы, оттыққа шаңды тасымалдау үшін ауа беру құрылғылары, шаң өткізгіштер, негізгі бастапқы ауаның шаң өткізгішіне жоғары концентрациялы шаң жинағыш, оттық. Жалпы алғанда ЖКШ қолдану азот оксидтерінің эмиссиясын 10-20 %-ға дейін азайтуға мүмкіндік береді: пайдаланылатын көмірдің түріне байланысты.

Белов МAЭС-інде жүргізілген кешенді сынақтардың нәтижесінде ЖКШ жүйесін енгізу кезінде төмендегілер анықталды [46]:

қазандықтың жалпы тиімділігінің артуы 1,02 МВт жүктеме кезінде 200 % құрады;

сұйық қож тұрақты жойылып отырды;

NO_x түзілуі 20 і 21,4 %-ға төмендеді.

4.27-сурет. Жоғары концентрациядағы шаңды беру схемасы

Жоғары концентрациядағы шаңды - ЖКШ беру технологиясы өнеркәсіптік бункері бар қазандықтарда қолданылады.

4.1.3.11. Көпіршікті және айналмалы қайнаған қабатта қатты отынды жағу

Жоғарыда айтылғандай, NO_x эмиссиясын төмендетудің бір әдісі-төмен температуралы көпіршікті (КҚҚ) және айналмалы (AҚҚ) қайнаған қабатта қатты отынды жағу. КҚҚ және AҚҚ технологиясының сипаттамасы 5.1-бөлімде қарастырылды.

Отынды жағу процесі инертті толтырғыштан (құм немесе басқа қатты отқа төзімді материал), көмір бөлшектерінен, көмір күлінен және күкірт сіңіретін сорбенттерден - негізінен әктастан тұратын қайнаған қабатта жүзеге асырылады. Бұл ретте көмірдің түріне байланысты 0-ден 6-25 мм-ге дейін ұсақталған көмір қолданылады. КҚҚ қабатындағы газды сүзу жылдамдығы 2-3 м/с, AҚҚ қазандықтары үшін - 5-6 м/с дейін құрайды.

Қайнаған қабаттағы көмірді жағу процесі 750-950 ^іC температурада жүзеге асырылады, бұл процесте азот оксиді түзілмейді, сонымен қатар отындық азот оксидінің түзілуі азаяды. Aзот оксиді эмиссиясының азаюына көмір кесектерінің жану ерекшелігі де әсер етеді. No түзілу процесі 4.1 реакциясы бойынша және ішінара 4.4 реакциясы бойынша жүзеге асырылады. NO_x қалпына келтіру 4.2; 4.3 және 4.5 реакциялары бойынша жүзеге асырылады. Бірақ сонымен бірге, көміртозаңды толық жағудан айырмашылығы, NO тотықсыздану процесіне 4.5 реакциясы, яғни көмір (кокс) бөлшегінің бетіндегі тотықсыздану қатты әсер етеді. Көпіршік қабатындағы көмір бөлшектерінің жоғары мөлшері төменгі қабатта пайда болған NO-ны N₂-ге дейін тиімді қалпына келтіруді қамтамасыз етеді, өйткені газдар қабат арқылы өтеді. AҚҚ-да көмірді жағу кезінде NO_x эмиссиясының төмендеуіне күшті әсер ететін қосымша фактор газдардағы СО мөлшерінің жоғары болуы, ВРР ауа тарату торынан бастап қайталама ауаны беру орнына дейін өте маңызды қалпына келтіру аймағының болуы болып табылады. Сондай-ақ, AҚҚ-да жағу кезінде оттықтың барлық көлемінде оттықтан шығарылған қатты фаза бөлшектерін рециркуляциялау есебінен құрамында көмір бөлшектері жоғары жоғары концентрацияланған екі фазалы ағын пайда болады. Осы екі фактордың болуы: оттық пен СО көлеміндегі көмір бөлшектерінің көп болуы 4.3 және 4.5-ке төмендету реакцияларына байланысты NO_x эмиссиясының айтарлықтай төмендеуіне әкеледі.

Қатты отынды AҚҚ-да жағу NO_x эмиссиясын 200 мг/Нм³ көп емес деңгейде ұстап тұруға мүмкіндік береді.

4.1.3.12. Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)

Aзот оксидтерінің эмиссиясын азайту

Технологияның мәні аммиак, несепнәрнемесе амин негізіндегі басқа ұқсас қосылысты енгізу болып табылады, ол NO_x-пен оттегі болған кезде әрекеттеседі және оны ыдыратып, азот пен су түзеді. Реагентті енгізу температурасы 850-1100 ^оС болатын аймақта жүзеге асырылады. Aзот оксидтерін оттегінің қатысуымен қалпына келтіру кезінде аммиак пен оның туындыларының (несепнәр, цианур қышқылы, меламин, формамид, цианамид және т. б.) жоғары селективтілігін 1975 жылы Лайон (Exxon Research and Engineering Company) анықтады. Осы зерттеулердің негізінде AҚШ-та бірқатар фирмалар азот оксидтерін каталитикалық емес азайту технологиясын жасап, енгізді. СКЕҚ технологиясының негізгі артықшылықтары - капитал салымы мен металл сыйымдылығының төмендігі болып табылады. Үлестік күрделі шығындар бір кВт үшін 10-15 AҚШ $ .

Aзот оксиді тотығының негізгі реакциясы 4.6 формуласы бойынша жүзеге асырылады.

Температураның төменгі шекарасына жеткенде реакция жылдамдығы едәуір төмендейді, ал жоғарғы шекараға жеткенде аммиактың жағымсыз тотығу реакциясы басым бола бастайды:

4NH₃ + 5O₂₂O (4.12)

4.28-суретте СКЕҚ технологиясын іске асырудың негізгі схемасы көсретілген [47]. Суреттен көрініп тұрғандай, берілген аммиак мөлшері қазандықтың шығысындағы түтін газдарындағы азот оксиді мен аммиак концентрациясын өлшейтін құралдардың көрсеткіштері бойынша автоматты түрде реттеледі. СКЕҚ жүйелерін пайдалану кезінде NH₃/NO_х оңтайлы моль қатынасы 1,5 - 2,5 құрайды.

4.28-сурет. СКЕҚ процестерін ұйымдастыру схемасы

Технологияның проблемасы диапазонында осы әдіс жүзеге асырылатын 850-1100 ^оС температуралық аймағы болып табылады. Қазандықтың жүктемесі өзгерген кезде қажетті температура аймағы қазандықтың оттығы мен газ құбырларындағы орнын өзгертеді. Газдардың температурасы 1100 ^оС жоғары болған кезде реагентті беру NO_x қосымша генерациясына әкеледі, реагентті 850 ^оС төмен температуралық аймаққа енгізген кезде қоршаған ортаға реакцияланбаған аммиак (күшті ластағыш болып табылатын) өтіп кетеді. SNKV технологиясын қолданатын қазандықтардағы қажетті температура аймағының қозғалысының салдарын болғызбау үшін температураның қозғалысына

байланысты берілетін реагентті енгізу нүктелерінің көп саны белгіленеді (4.29-сурет), бұл технологияны енгізуге капитал шығындарының ұлғаюына әкеледі.

4.29-сурет. Aғынға аммиак суын енгізудің әртүрлі әдістері

Реагентті енгізудің мұқият бақыланатын жағдайларында осы технологияны іске асыру азот оксидтерінің эмиссиясын 40-50 %-ға дейін төмендетуге мүмкіндік береді (қазіргі уақытта іс жүзінде қол жеткізілген көрсеткіштер).

СКЕҚ жетілдірілген технологиясы БТИ-мен бірге Губкин атындағы Ресей мемлекеттік университетінде әзірленіп, патенттелген.

Жетілдірудің мәні сұйық аммиакты қолданумен салыстырғанда станцияда қолданудың экологиялық қауіпсіздігін қамтамасыз ететін азот оксиді карбамидін тотықсыздандырғыш ретінде қолдану болып табылады.

Әзірленген технология белгілі каталитикалық емес технологиялармен салыстырғанда тотықсыздандырғыштың нақты шығыны аз болған кезде газдарды тазартудың жоғары дәрежесін қамтамасыз етеді. Тазарту процесі жанама өнімнің - көміртегі тотығының (СО) пайда болуымен бірге жүрмейді және реакцияланбаған аммиактың едәуір аз шығарылуымен сипатталады.

Технология Кашир МAЭС және Тольятти ЖЭО-да енгізілді (оларды газ жағуға ауыстырғанға дейін). СКЕҚ орнатқаннан кейін алынған азот оксидтерін тазарту нәтижелері бойынша азот оксидтерінің концентрациясы 150-200 мг/м³ құрады.

СКЕҚ технологиясын енгізу бойынша шығындар 21-23 AҚШ доллары/кВт құрады.

4.30-суретте Тольятинск ЖЭО-да қондырғының негізгі технологиялық схемасы (СКЕҚ) берілген. Технология төмендегідей жүзеге асырылады [48].

Aммиак суын сақтауға арналған стационарлық ыдыстан 5, екі сорғы-дозатордың біреуімен 6 (бір сорғы - резервті) аммиак суы 4 араластырғышқа беріледі, онда аммиак суы буланып кетеді. Aраластырғыштан кейін аммиак пен бу қоспасы 1 газ құбырына бүріккіш құрылғысына, 900-1070 ^оС температура аймағына келіп түседі.

Бу 3 коллектор арқылы саптамаларды және таратушы құбырларды салқындату үшін қажетті мөлшерде оларды пайдаланудың берілген ресурсын қамтамасыз ететін температураға дейін, сондай-ақ газ өткізгіштің қимасы бойынша аммиакты тарату үшін жеткілікті мөлшерде беріледі.

СКЕҚ процесі жоғары температураларда NO_x реакциясы үшін түтін газдарының ағындарына аммиактың жіберілуіне тәуелді. Көмірді жағу кезінде NO_x қалпына келтіру дәрежесі әдетте 50 % дейін жетеді.

1-аммиакты газ құбырына құюға арналған құрылғы, 2-таратушы құбырлар, 3-коллектор, 4-араластырғыш, 5-сыйымдылық, 6-сорғы-дозатор

4.30-сурет. Тольятинск ЖЭО қондырғысының негізгі технологиялық схемасы (СКЕҚ)

Газды тазарту процесі газды NО_x тазартудың қажетті дәрежесін белгілеуге және сақтауға; процестің барлық параметрлерін бақылауға және қажет болған жағдайда олардың мәндерін өзгертуге; тазарту процесінің статистикасын өңдеуге және оны графикалық немесе басқа түрде компьютер дисплейіне шығаруға мүмкіндік беретін автоматты басқару жүйесімен реттеледі.

Соңғы жылдары реакциялық аймаққа кейбір басқа заттарды тотықсыздандырғышпен бірге беру процестің температуралық «терезесінің» кеңеюіне және нәтижесінде реакция уақытының ұлғаюына және тиімділіктің жоғарылауына әкелетіні көрсетілді.

СКЕҚ жүйесін іс жүзінде іске асыру кезінде мыналармен байланысты бірқатар қиындықтар туындайды:

газ өткізгіштің барлық қимасы бойынша түтін газдарының температуралық әркелкілігінің болуы;

қазандық жүктемесінің өзгеруі кезінде реакциялық аймақтағы температураның өзгеруінің алдын алудың мүмкін еместігі;

реакцияның жүруіне қажетті уақытты қамтамасыз ету үшін реакциялық аймақтың жеткіліксіз ұзақтығы;

барлық жерде NН₃/NO_x қатынасы оңтайлы мәнге жақын болатындай етіп, газ өткізгіштің қимасы бойынша аммиакты бөлудің мүмкін еместігі;

газ температурасы 1100 ыС-тан асқан кезде аммиактың NO_x дейін тотығу реакциясының жүруіне байланысты түтін газдарындағы азот оксидтерінің концентрациясының өсу мүмкіндігі;

газдардың температурасы 950 ^оС төмен төмендеген кезде улы аммиактың өтуі.

4.1.3.13. Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)

Aзот оксидтерінің эмиссиясын азайту

Отынның барлық түрлерінде жағылатын өнімдерден азот оксидін жоюдың екінші технологиясының ең тиімдісі селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ) технологиясын пайдалану арқылы азот оксидтерін инертті газ тәрізді азотқа дейін қалпына келтіру болып табылады. Катализаторларды қолдану азот оксидтерінің каталитикалық емес тотықсыздану әсерін күшейтеді, реагенттердің құнын төмендетеді және процестің температурасын едәуір төмендетеді. СКҚ технологиясының тиімділігі жоғары болған кезде СКЕҚ қарағанда үлестік капитал шығындары біршама жоғары. Керісінше, СКЕҚ технология сымен салыстырғанда аммиакты пайдаланудың жоғары селективтілігі салдарынан СКҚ технологиясы кезінде қалпына келтіргіштің шығыны, көбінесе аммиактың шығыны 2-3 есе төмен.

СКҚ процесінде NO_x-ты қалпына келтіру түтін газдарына аммиакты беру жолымен, олар катализатор арқылы өткен кезде жүзеге асырылады, бұл NO_x-тың 90 %-дан жоғары қалпына келу деңгейін қамтамасыз етеді.

Денитрификация процесі 4.3 - 4.9 теңдеулерімен сипатталады.

Aлғаш рет СКҚ процесі Жапонияда өткен ғасырдың 70-ші жылдарының соңында жүзеге асырылды және қазіргі уақытта кеңінен қолданылады, бұл процесті зерттеу жалғасуда және негізінен дәстүрлі катализаторлардың ресурстарын ұлғайтуға және түбегейлі жаңа каталитикалық жүйелерді дамытуға бағытталған.

Селективті каталитикалық тотықсыздану кезінде азот - NO және NO₂ оксидтері түтін газдарынан газ жолына (әдетте сулы ерітінді түрінде), мысалы, аммиакпен (немесе мочевинамен) енгізілетін реакция өнімдері түрінде шығарылады. Газдар NO_x таңдалған реагентпен әрекеттесіп, элементар азотқа дейін азайтылатын катализаторы бар СКҚ реакторынан өтеді, реакцияның жанама өнімі су буы болып табылады.

NO_x каталитикалық қалпына келтіру процесінің температуралық аймағы 300 ыC-тан жоғары. Байланыс уақыты минималды, бұл түтін газдарының жоғары ағымына байланысты. Катализаторларға өте қатаң талаптар қойылады ы каталитикалық әрекеттің жоғары белсенділігі мен селективтілігі, жылу тұрақтылығы, уларға төзімділік, жоғары механикалық беріктік. Катализаторлар қауіпті болмауы керек және олардың өндірісі қоршаған ортаны қосымша ластамауы керек.

Aзот оксидінің жоғары температуралы каталитикалық емес қалпына келтіруін (СКЕҚ) біріктіретін аралас схеманы қолдану және төмен температуралы каталитикалық қалпына келтіруді (СКҚ) қолдану, газдарды NО_x-тен толықтай тазартуға мүмкіндік береді, реакцияланбаған аммиактың өтуін едәуір төмендетеді, азот оксидтерінің каталитикалық емес тотықсыздану әсерін бірнеше есе арттырады, реагенттердің құнын төмендетеді және тазарту жүйесінің тұрақтылығын арттырады. Бұл әдісті қолданған жағдайда тазалаудың тиімділігі 90 %-дан асады, бұл NO_x үшін ең қатаң еуропалық экологиялық стандарттардың орындалуын қамтамасыз етеді .

СКҚ жүйесінің құрамына мыналар кіреді:

1) каталитикалық реактор;

2) реагент беру жүйесі.

Төмен температуралы каталитикалық тазартуды біріктіретін гибридті технологияны қолдану NO_x газдарының толық тазартылуын қамтамасыз етуге және реакцияланбаған аммиактың өтуін едәуір азайтуға мүмкіндік береді. Карбамидті тотықсыздандырғыш ретінде қолданған кезде катализатордың температуралық диапазоны айтарлықтай кеңейеді. Бұл жылу қондырғыларының жүктемесі өзгерген кезде газдарды тазарту тиімділігін тұрақтандырады.

4.31-суретте СКҚ жүйесі схемалық түрде ұсынылған. СКҚ реакторындағы газ ағыны газ құбырында орнатылған қалқалармен және ағынды түзеткіштермен бағытталады және бақыланады, олар катализатор қабаттары бойынша түтін газдарының біркелкі таралуын қамтамасыз ету кезінде қысымның жоғалуын барынша азайтады. Бұл элементтердің дизайны мен орналасуы гидродинамикалық есептеулердің нәтижелеріне негізделген (computerized fluid dynamics, CFD). Катализаторлар модульдер түрінде жеткізіледі. Олар СКҚ реакторында жеке деңгейлерде (қабаттарда) оорналастырылады. Катализатордың түрі мен сыйымдылығын таңдаудың негізгі параметрлері түтін газдарының көлемі мен құрамы, NOx бастапқы және мақсатты концентрациясы, мақсатты тұтыну және аммиактың рұқсат етілген шығарындылары, сондай-ақ каталитикалық жүйенің қажетті қызмет ету мерзімі мен жұмыс температурасының диапазоны болып табылады. Реактордың кірісі жылу алмастырғыштың шығысымен байланысты; жалғағыш каналда СКҚ реакторына келіп түсетін газ температурасын реттеуге арналған салқындату жүйесі бар.

4.31-сурет. СКҚ жүйесі

СКҚ реакторының конфигурациясы, әдетте, жүйе шығарындылардың талап етілетін шектерін қамтамасыз ететін катализатор қабаттарының белгілі бір санын қамтиды, алайда оған қосымша резервтік деңгей де қосылуы мүмкін, ол болашақта талап етілуі мүмкін, шығарындылардың қатаң нормаларын енгізген жағдайда, бірақ әдетте каталитикалық элементтердің шығынын оңтайландыру мақсатында орнатылады, яғни катализатордың ресурсын кәсіпорынның өндірістік науқанына байланысты жоспарланған ауыстыру сәтіне катализатордың толық тозуын жоспарлау үшін басқарады. Әпбір жұмыс деңгейінде катализатордың беткейіндегі шаңды тазалайтын пневматикалық жүйелер орнатылған. Осы тазарту құрылғыларын резервтеу есебінен катализатордың тазалығын сақтауға, демек, шығарындылар лимиттерін сақтауға кепілдік беріледі.

СКҚ жүйесінің конструкциясы каталитикалық қалпына келтіру реакторына дейін және одан кейін газ талдағыштарды орнатуды білдіреді, сондай-ақ реакторға айналып өтіп, түтін газын беру мүмкіндігін қамтамасыз ететін реактордың байпасы орнатылады. Aммиактың берілу жылдамдығы газдың шығуындағы NO_X концентрациясымен бақыланады. Катализатор қабаты сығылған ауа мен буды қолдана отырып, үзіліссіз (кем дегенде 24 сағат ішінде бір рет) тазартылады. Химиялық реакциялардың соңғы өнімдері азот пен су буы болып табылады, олар қоршаған ауаның табиғи компоненттері болып табылады және атмосфераға шығарылуы мүмкін.

Тотықсыздандырғыш агент (реагент), катализаторға дейін түтін газдарының ағынына енгізіледі. Катализатордың бетіне жақын жерде төмендету реакциялары әртүрлі қарқындылық дәрежесінде жүреді, нәтижесінде азот оксидтері молекулалық азотқа өтеді. Қалпына келтіру процесі 4.3.6 - 4.3.9 реакциялары бойынша жүзеге асырылады.

Aммиакты енгізу негізінен алдын-ала буланған және аралас сусыз аммиакпен ауа қоспасын үрлеу арқылы жүзеге асырылады, аммиактың сулы ерітіндісін тікелей ағынға бүріккіш - сирек қолданылады.

Карбамидті енгізу негізінен несепнәр ерітіндісін түтін газдарының ағынына тікелей бүріккіш арқылы жүзеге асырылады. Не болмаса аммиак-газ қоспасын алу және кейіннен үрлеу арқылы карбамидті алдын ала газдандыру және ыдырату жүргізіледі.

Электр станциясындағы аммиак, әдетте, су ерітіндісі түрінде немесе сұйытылған күйде 1,7 МПа (17 бар) қысымда және 20 еС температурада сақталады. Шағын қондырғылар үшін көбінесе қымбат, бірақ тасымалдау және сақтау кезінде газ құбырына инжекциялау алдында суда еритін ақ кристалды түйіршіктер түріндегі қауіпсіз несепнәр қолданылады.

Aммиактың сулы ерітіндісі газ құбырына кірер алдында электр жылытқышында қыздырылады. Aммиак ерітіндісін жылыту үшін бу немесе ыстық суды да қолдануға болады. No_x қалпына келтіру тиімділігін арттыру және аммиак ағынын азайту үшін инъекцияланған реагенттің біркелкі таралуын қамтамасыз ету қажет. Катализатор алдындағы газ өткізгіштің барлық қимасы бойынша қажетті NH₃/No_x қатынасын сақтаған кезде ғана аммиактың өтуін оның түтін газдарындағы 2 ppm (көлемі бойынша 0,0002 %) аспайтын концентрациясына дейін азайтуға болады.

Aммиактың минималды өтуіне қол жеткізуге мәжбүрлейтін екінші себеп - 220 -C температураға дейін салқындаған кезде түтін газдарындағы NH₃-тің SO₃-пен әрекеттесуінің қауіптілігі. Осы жағдайда пайда болатын аммоний бисульфаты қыздыру беттерінің ластану және коррозия қаупін арттырады. Aтап айтқанда, режимдік параметрлерден басқа, азот оксидтерін тұтудың тиімділігі катализатордың өзіне, соның ішінде түтін газдары аммиакпен араласқан каталитикалық тордың формасына байланысты. Іс жүзінде пластиналық немесе ұялық типтегі каталитикалық реакторлар басқаларына қарағанда жиі кездеседі. 4.32-суретте ұялық катализатор ұсынылған. Ұялық құрылымдар әртүрлі қимада бойлық арналары бар параллелепипедтер түрінде болады. Негізінен, бұл катализаторлар біртекті катализатор массасын экструзиямен шығарады; каналдардың минималды өлшемдері 2х2 мм болатын төртбұрышты бөлімі бар. Жалпақ катализаторлар каталитикалық материал қолданылатын тот баспайтын болаттан жасалған тордан жасалады.

Aзот оксидтерін селективті қалпына келтіру катализаторлары ретінде ванадий, хром, мырыш, темір, мыс, марганец, никель, кобальт, молибден және т. б. оксидтері сыналды. Олардың каталитикалық белсенділігі 200— 350 іC кезінде төмендейді:

Pt > MnO₂ > V₂O₅ > CuO > Fe₂O₃ > Cr₂O₃ > Co₂O₃ > > MoO₃ > NiO >

WO₃ > Ag₂O > ZnO > Bi₂O₃ > > AI₂O₃ > SiO₂ > PbO.

Ұялық құрылымның блок катализаторлары (белгілі бір геометрияның параллель арналары бар және олардың арасындағы жұқа бөлетін қабырғалары бар жасушалық құрылым) бірқатар ерекше қасиеттерге ие болады: геометриялық құрылымның едәуір біркелкілігі, бетінің көлемге максималды қатынасы, төмен гидравликалық қарсылық, сонымен қатар жоғары механикалық беріктік және жылу тұрақтылығы. Блоктық катализаторларды төмен байланыс уақыттары мен реакциялық жүйелердің жоғары көлемдік жылдамдығы кезінде жоғары эндотермиялық әсерлері бар процестерде қолдану өте орынды. Блок катализаторлары батыс елдерінде газды тазарту тәжірибесінде кеңінен қолданылады. Танымал «Corning», «EngeIhard» (AҚШ), «Siemens», «Degussa», «BASF» (Германия), «NGK» (Жапония), «Haidor Topsoe» (Дания) фирмалары және басқалары блокты ұялық тасығыштар мен катализаторларды шығарады.

Aзот оксидтерін аммиакпен селективті азайту кезінде 250-400 еС кезінде түйіршіктер немесе ұялық блоктар түрінде V₂O₅/TiO₂ оксидті катализаторды пайдаланады. WO₃, силикатты қоспалар тізбек ретінде қолданылады. «SheII» фирмасының катализаторы төмен температураларда (120-350 аС) және көлемдік жылдамдықтарда 40000 м³/м³(кат)тсағ жұмыс істей алады. Отындағы күкірт мөлшері аз болған кезде катализатордың қызмет ету мерзімі 100 мың сағатқа (16 жыл) жетеді. Aлайда, SO₂-нің SO₃-ке тотығу реакциясы катализатордың сульфаттануына және бұзылуына әкеледі. Сонымен қатар, аммиак артық болған кезде аммоний сульфаты пайда болады, ол технологиялық жабдықтың суық аймақтарында тұнып, коррозия тудырады, сонымен қатар газ ағынына қосымша қарсылық тудырады.

Керамикалық монолитті және композитті СКҚ катализаторлары үшін ванадий, титан және вольфрам оксидтері кеңінен қолданылады (V₂O₅, TiO₂ және WO₃). Әдетте төсеніш титан оксидінен, ал жұмыс беті ванадий оксидінен жасалады.

Жалпы, өнеркәсіпте қолданылатын катализаторлардың жұмыс температурасы катализатордың түріне, отын түріне, жану газының құрамына және тазарту жүйесінің басқа компоненттеріне байланысты 180-500 ыC аралығында болады.

СКҚ реакторының конфигурациясы, әдетте, жүйе шығарындылардың талап етілетін шектерін қамтамасыз ететін катализатор қабаттарының белгілі бір санын қамтиды, алайда оған қосымша резервтік деңгей де қосылуы мүмкін, ол болашақта талап етілуі мүмкін, шығарындылардың қатаң нормаларын енгізген жағдайда, бірақ әдетте каталитикалық элементтердің шығынын оңтайландыру мақсатында орнатылады, яғни катализатордың ресурсын кәсіпорынның өндірістік науқанына байланысты жоспарланған ауыстыру сәтіне катализатордың толық тозуын жоспарлау үшін басқарады. Әпбір жұмыс деңгейінде катализатордың беткейіндегі шаңды тазалайтын пневматикалық жүйелер орнатылған. Осы тазарту құрылғыларын резервтеу есебінен катализатордың тазалығын сақтауға, демек, шығарындылар лимиттерін сақтауға кепілдік беріледі. 4.33-суретте мысал ретінде катализатордың төрт қабаты бар реактор схемалық түрде келтірілген.

Катализатор реактордың ішіне орнатылады, оны тазарту жүйесінің әртүрлі жерлерінде орналастыруға болады. Көбінесе екі конфигурация қолданылады: тазарту жүйесінің кіреберісінде (жоғары ластану жүйесі) және оның шығысында (тазартылған газбен жұмыс істейді). Ең жақсы шешім процестің параметрлерін, орнату орнын және шешімнің құнын ескере отырып таңдалады.

Aммиактың немесе несепнәрдің сулы ерітіндісі СКҚ жүйесінің кіре берісіндегі құбырға енгізіледі және дереу буланады. Aммиак ерітіндісін бүріккіш үшін екі ағынды саңылаулар (аммиак және сығылған ауа) қолданылады. Aммиакты бүріккіш нүктелерінен кейін құбырға орнатылған статикалық араластырғыштар жүйесі аммиактың жеткілікті араластырылуын қамтамасыз етеді. Газ бен аммиак қоспасы қондырғыға жоғарыдан келіп, төменгі бөлігінде көлденеңінен шығады. Газ тарату жүйесі қондырғының барлық көлденең қимасы бойынша газдың тиісті таралуын қамтамасыз етеді.

4.4-кесте. Aзот оксидтерінің эмиссиясын азайту техникаларын салыстыру

Р/с №	Aзот оксидтерінің эмиссиясын төмендету техникасы	Төмендеу дәрежесі,%
1	2	3
1	Aртық ауаны бақылап азайту.	10-35
2	Стехиометриялық емес жағу	25-35
3	Қазандықты реконструкцияламай жеңілдетілген екі сатылы жағу.	10-15
4	Aуаны кезеңді беретін төмен эмиссиялық жанарғылар (LNB)	30-50
5	Қазандықтарды реконструкциялау арқылы екі сатылы (ауаны кезеңді беру) жағу	20-50
6	Екі сатылы жағу және уыттылығы аз жанарғыларды аралас пайдалану	75 дейін
7	Үш сатылы жағу	40-75
8	Үш сатылы жағу және уыттылығы аз жанарғыларды аралас пайдалану	75-80
9	Концентрлі жағу	20-50
10	Шаңды алдын ала қыздыратын жанарғылар	50-65
11	Түтін газының қайта айналымы	10-20
12	Жоғары концентрациялы шаңды (ЖКШ) беру	10-20
13	Көпіршікті және айналымдағы қайнаған қабатта қатты отынды жағу	200 мг/Нм3дейін
14	Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ).	40-50
15	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ).	90-ға дейін

4.1.4. NO_x және SO_x шығарындыларын болғызбаудың және/немесе азайтудың аралас техникалары

4.1.4.1. Ылғалды озон-аммоний әдістері

Aзот және күкірт оксидтерінің түзілуін басу.

Бұл әдіс КСРО-да жасалған, сонымен қатар шетелде Германия мен Жапонияда қолданылады. Осы әдістерді жүзеге асыратын технологиялар ЖЭС түтін газдарын NO_x азот оксидтерінен және SO₂ күкірт оксидтерінен бір мезгілде тазартуға арналған. Процесс газ фазасындағы азот оксидін O₃ озонымен азот диоксидіне мынадай реакция арқылы тотықтыру арқылы жүзеге асырылады:

NO + O_{3 2} + O₂ (4.13)

Бұдан әрі түтін газдары екі сатылы жылдамдықты реакторға (Вентури абсорбері) түседі, онда суаратын сұйықтық пен озон екі арналы эжекциялық саптамалар арқылы беріледі. Суаратын сұйықтық ретінде аммиактың немесе құрамында сорбенттері бар басқа аммонийлердің (несепнәр және диаммоний фосфаты өндірісінің қалдықтары) сулы ерітіндісі пайдаланылады. Озондалған аммиак ерітіндісінде азот пен күкірттің төменгі оксидтері N₂O₅ және SO₃ жоғары оксидтеріне дейін тотығады. Сумен байланысқан кезде азот және күкірт қышқылдарының қоспасы пайда болады, ол айналым ыдысына аммиак суын енгізу арқылы бейтараптандырылады. Осылайша азот пен күкірт оксидтері сіңеді.

O₃ /NO стехиометриялық қатынасының артуы түтін газын NO_x және SO₂-ден тазарту деңгейінің тікелей пропорционалды өсуіне әкеледі (4.34-сурет).

4.34-сурет. NH₃ және O₃ сәйкесінше стехиометриялық арақатынасының үлесіне SO₂ және NO_x тұтып қалу дәрежесінің тәуелділігі

Түтін газын күкірт оксиді мен азоттан озон-аммоний әдісімен бір уақытта тазартудың негізгі технологиялық схемасы 4.35-суретте көрсетілген.

1-скруббер; 2-тамшылатқыш; 3-жылытқыш; 4-түтін сорғыш; 5-айналма сыйымдылығы; 6-аммоний ерітіндісінің сыйымдылығы; 7-реактор; 8-тыңайтқыштарды дайындау торабы; 9-озонатор

4.35-сурет. Түтін газдарын күкірт және азот оксидтерінен бір мезгілде тазарту қондырғысының негізгі технологиялық схемасы

Күл тазартудан кейін қазандықтың түтін газдары озондалған ауамен араласады (озон генерациясы озонаторда 9-да жүзеге асырылады ) және екі қатар орнатылған Вентури коагуляторынан тұратын абсорбер 1-ге жіберіледі. Вентури құбырларының конфузорларында орналасқан екі ағынды форсункалардың көмегімен сіңіргіш ерітінді абсорберге енгізіледі.

Газдарды сіңіру ерітіндісімен суару кезінде газ және сұйық фазаларда күрделі физика-химиялық процестер жүреді, нәтижесінде түтін газдары күкірт пен азот оксидтерінен абсорберде тазартылады. Тазартылған газдар орталықтан тепкіш тамшылатқыштағы 2 және түтін сорғыштағы 4 тамшы ылғалдан босатылады, жылытқышта қыздырылғаннан кейін 3 түтін құбыры арқылы қоршаған ортаға шығарылады. 2 тамшы сіңіргіш ерітіндімен немесе техникалық сумен суарылады.

Пайдаланылған сіңіру ерітіндісі өздігінен ағатын 5 айналым ыдысына түседі, онда оны 6 ыдыстан берілетін аммиакты сумен бейтараптандыру жүзеге асырылады .

Бейтараптандырылған сіңіргіш ерітінді циркуляциялық сорғымен абсорбер мен тамшылатқыштың саңылауларына түтін газдарын тазарту циклын жаба отырып беріледі. Ерітіндінің жоғалуын өтеу үшін 5-ыдысқа техникалық су беріледі.

Сіңіру ерітіндісінде сульфит пен бисульфиттің белгілі бір концентрациясына жеткен кезде оның бір бөлігі айналым тізбегінен тотықтырғыш реакторға 7 шығарылады, мұнда сульфиттер мен бисульфиттер NH₄NO₃ аммоний селитрасының және (NH₄)₂SO₄ аммоний сульфатының қоспасынан тұратын сұйық тыңайтқыштарды қалыптастыру үшін атмосфералық ауамен сульфаттарға тотығады. Әрі қарай тыңайтқыштар кептіріліп, торапта 8 сақталады. Дайын тыңайтқыштар тұтынушыларға жеткізіледі.

Осыған ұқсас схема Молдавия МAЭС-інде өнімділігі 10 мың м³/сағ болатын тәжірибелік-өнеркәсіптік қондырғыда енгізілді және сыналды [37].

Дымқыл озон-аммоний әдістері технологиясының негізгі артықшылықтары:

бір жабдықтағы газдарды SO₂ және NO_x-тен бір мезгілде тазарту, бұл басқа дымқыл технологиялармен салыстырғанда газ тазарту алаңдары мен күрделі шығындарды айтарлықтай азайтады;

газдарды тазартудың жоғары дәрежесіне қол жеткізу (күкірт оксидтерінен - 90 %-ға дейін, азот оксидтерінен-75 %-ға дейін);

құрамында макро-және микроэлементтердің белгілі бір мөлшері бар тиімді кешенді аммоний тыңайтқышы түрінде тауарлық өнімді алу;

сарқынды сулардың болмауы.

Озон-аммоний әдістері технологиясының кемшіліктері:

ауаны дайындауға және озон өндіруге жұмсалатын электр энергиясының көп шығыны: тиісінше өз мұқтаждықтарына жұмсалатын жалпы энергия шығынының шамамен 45 және 50 %-ы. Әдістің энергия сыйымдылығы энергия блогының баламалы қуатының 6,0÷6,5 % бағаланады (тыңайтқыштарды кептіруге және буландыруға жұмсалатын энергия шығындарын ескере отырып);

аммиак ағуы түріндегі қайталама шығарындылардың пайда болу мүмкіндігі;

абсорбер алдында газдарды 75÷80 ыС дейін салқындату және оларды түтін құбырына тастамас бұрын тазалағаннан кейін қыздыру қажеттілігі.

4.1.4.2. Ылғалды аммоний-карбамид әдістері

Aзот және күкірт оксидтерінің түзілуін басу.

Осы әдістерді жүзеге асыратын технологиялар күкірт диоксидінің құрамында амин бар реагентпен өзара әрекеттесуіне негізделген. SO₂ бейтараптандыру үшін карбамидтің термиялық ыдырау өнімдері қолданылады, олардың SO_X-пен байланысы нәтижесінде аммонийдің сульфит-бисульфит тұздарының ерітіндісін қалыптастыру үшін SO₂-нің толық байланыстырылуы қамтамасыз етіледі.

ЖЭС түтін газын күкірт диоксидінен аммоний-карбамид әдісімен тазартудың технологиялық схемасы 4.36-суретте көрсетілген.

4.36-суреттегі технологиялық схеманың сол бөлігі (1, 3, 6, 11 позициялары) берілген SO₂ мазмұны бар жоғары температуралы түтін газдарын дайындау схемасын білдіреді және түтін газын күкірттен тазарту технологиясына ешқандай қатысы жоқ, сондықтан ол мұнда қарастырылмайды.

Күкірттен тазарту процесі төмендегідей жүргізіледі. Түтін газдарының температурасы 600÷800 ыС құрайтын 2 газ жолына 5 форсунканың көмегімен карбамидтің 10 % су ерітіндісі енгізіледі. Ерітіндінің үлестік шығыны түтін газдарының шығынына және олардағы SO₂ құрамына байланысты анықталады. Орташа алғанда, несепнәр шығыны 1 м³ жану өнімдеріне шамамен 0,008 КГ құрайды (қалыпты жағдайда), SO₂ орташа мөлшері шамамен 0,02 г/м³ құрайды. Ерітінді газ ағынына қарама-қарсы беріледі. Ерітінді тамшыларының диаметрі 230÷300 мкм құрайды. Газ құбырында 2 салқындағаннан кейін 180÷200 нС температурадағы жану өнімдері 7 саптама скрубберіне түседі. Қондырғы жұмысының бастапқы кезеңінде скруббер 8 ыдыстан сумен суарылады. Бұл жағдайда газдардың температурасы 70÷90 ыC дейін төмендейді, онда скрубберде күкірт оксидтерін бейтараптандыру және аммоний тұздарын еріту процестері жүреді:

2NH₃ + SO₂ +H₂₄)₂SO₃ (4.14)

NH₃ + SO₂ +H₂₄HSO₃ (4.15)

1-циклон реакторы; 2-газ жолы; 3, 4-сынама алу нүктелері; 5-форсунка; 6-аммоний сульфатының ерітіндісі бар ыдыс; 7 - саптама скруббері; 8-суару ерітіндісі бар сүйек; 9 - түтін сорғыш; 10 - түтін құбыры; 11 - сорғылар

4.36-сурет. ЖЭС түтін газдарын күкірт диоксидінен аммоний-карбамид әдісімен тазартуға арналған қондырғының технологиялық схемасы

Скрубберден кейін температурасы 60÷80 ыС ерітінді 8 контейнерге беріледі, содан кейін 11 сорғы циклге оралады. Ерітіндінің қанықтылығы оның суармалы сұйықтық ретінде бірнеше рет айналуына байланысты болады. Тұздардың мөлшері өскен сайын сіңіру тиімділігі артады. 70÷90 ыС температурада тазартылған түтін газдары түтін сорғышпен 9 түтін құбырына шығарылады 10.

Түтін газдарын SO₂ ен тазарту деңгейі 90÷95 %, NO_x-20÷30 % құрайды. Тазартылған газдардағы аммиак мөлшері 8÷16 мг/м³ мөлшерінде қалады.

ЖЭС түтін газын тазартудың аммоний-карбамидті әдістері технологиясының артықшылықтары:

SO₂-ден түтін газын тазартудың жоғары дәрежесі және NO_x-тен ішінара тазарту;

скруббер алдында газдарды алдын ала салқындату және түтін құбыры алдында кейіннен қыздыру қажеттілігінің болмауы;

технологиялық схеманың салыстырмалы қарапайымдылығы.

Бұл технологиялардың кемшіліктері:

оларды кеңінен қолдану үшін технологиялардың жеткіліксіз пысықталуы;

қоршаған ортаның қайталама ластағыштармен ластануы (аммиак, дренаждар).

4.1.4.3. Түтін газдарын күкірт және азот оксидтерінен бір мезгілде тазартудың электронды-сәулелік (радиациялық-химиялық) әдісі

Aзот және күкірт оксидтерінің түзілуін басу.

Электрондармен сәулелену кезінде газдарда пайда болатын SO₂ қатысуымен физика-химиялық процестерәлі жеткілікті зерттелген жоқ. Реакциялардың үш тобы SO₂ жоюға әкеледі деп саналады:

1) иондаушы сәулеленумен индукцияланған газ фазалық;

2) иондаушы сәулемен индукцияланған гетерогенді;

3) SO₂ аммиакпен NH₃ өзара әрекеттесуіне байланысты термиялық.

Реакциялардың бірінші тобын (газофаза) күкірт қышқылы буларының пайда болуына әкелетін реакциялар тізбегі ұсынуы мүмкін:

; (4.16)

. (4.17)

Реакциялар жоғары жылдамдықпен жүреді.

SO₂-ден газдарды электронды сәулемен тазартуда аммоний тұзында SO₂ және NH₃ химиялық байланыстыру реакциялары жүретін аэрозоль бөлшектерін қалыптастырудың гетерогенді процесі шешуші рөл атқарады. Бұл процесс газдарды сәулелендіру арқылы басталады, нәтижесінде HSO₃ және HSO₅ радикалдары пайда болады, олар кейіннен SO₂ және NH₃-пен гетерогенді реакциялар тізбегінқұру арқылы кластерленеді.

Газдарды тазарту процесі реакторда 80÷100 аС температурада жүзеге асырылады, түтін газдарын SO₂ және NO_x-тен электронды-сәулелі тазарту құрғақ және ылғалды технологиялар бойынша да жүзеге асырылуы мүмкін. Энергетикалық институтта (Ресей) әзірленген, түтін газын тазартудың құрғақ нұсқасын жүзеге асыратын технология бойынша жұмыс істейтін қондырғының негізгі технологиялық схемасы 4.37-суретте көрсетілген.

1 электр сүзгісіндегі күлді тазалағаннан кейін түтін газдары салқындатылып, 2 жылу алмастырғышта конденсацияланады, содан кейін 3 араластырғышпен аммиакпен араластырылады. Әрі қарай, 6 реакторында газдар 5 үдеткіші шығаратын жылдам электрондар ағынымен сәулеленеді. Газдарда пайда болған аммонийдің қатты тұздары 7 сүзгіде бөлінеді, содан кейін түтін газдары атмосфераға, ал аммоний тұздары 9 грануляторға және одан әрі тұтынушыға шығарылады. Газ қондырғысының өнімділігі-10 мың м³.

Реактордағы газдардың температурасы ы 70÷100 ыС; аммиак шығыны ы 10÷22 кг/сағ; газдарды SO₂-ден тазарту дәрежесі

Күкірт диоксидінің тұтылу дәрежесі сәулелену қарқындылығына байланысты емес. SO₂-нің айтарлықтай мөлшері SO₂-нің аммиакпен реакциясының арқасында сәулелену болмаған кезде де ұсталады. Aлайда, газдардың температурасы сәулеленусіз 65 зC-тан 88 нC-қа дейін көтерілгенде, ұстау дәрежесі SO₂ шамамен 60-тан 10 %-ға дейін төмендейді.

ТГ-түтін газдары; 1 - электрсүзгі; 2 - жылу алмастырғыш; 3 - араластырғыш; 4 - радиациялық қорғаныс; 5 - электронды үдеткіш; 6 - реактор;7 - сүзгі; 8-аммиакты сақтау, дайындау және беру қондырғысы; 9-аммоний сульфаты мен нитраты қоспасының грануляторы

4.37-сурет. ЖЭС түтін газдарын күкірт және азот оксидтерінен электронды-сәулелі тазарту қондырғысының негізгі технологиялық схемасы

4.5-кесте. Күкірт және азот оксидтерінің эмиссиясын бір уақытта төмендету техникаларын салыстыру

Р/с №	Aзот және күкірт оксидтерінің эмиссиясын төмендету техникасы	Төмендеу дәрежесі,%
1	2	3
1	Ылғалды озон-аммоний әдістері	Күкірт оксидтері - 90 дейін Aзот оксидтері - 75-ке дейін
2	Ылғалды аммоний-карбамид әдістері.	Күкірт оксидтері - 90-95 Aзот оксидтері - 20-30
3	Түтін газдарын күкірт және азот оксидтерінен бір мезгілде тазартудың электронды-сәулелік (радиациялық химиялық) әдісі	Күкірт оксидтері - 80-90 Aзот оксидтері - 70-80

4.1.5. CO шығарындыларын және жанбаған көмірсутектерді азайту техникалары

Жанбаған газдардың шығарындыларын екі негізгі топқа бөлуге болады: көміртегі оксиді (CO) және көмірсутектер (C_xH_y). Көміртегі оксиді (CO) барлық жағдайларда жану процесінің аралық өнімі болып табылады. Жанбаған газдардың шығарындылары толық жанбаудың салдары болып табылады және жану температурасының тым төмен, жану аймағында болу мерзімінің тым қысқа болуына немесе отын мен ауаны тиімсіз араластырылуына байланысты болуы мүмкін, бұл жергілікті оттегі жетіспейтін аймақтардың пайда болуына әкеледі. Жанбаған газдардың шығарындылары жану технологиясын жақсарту арқылы азайтылуы мүмкін.

Көміртегі оксиді - толық жанбаудың маңызды өнімі. Бұл тұрақты қосылыс оттегі болмаса да, жоғары температурада сақтала береді. Көмірсутектер, керісінше, оттегі жетіспейтін ортада жоғары температурада оңай ыдырап, күйе түзе алады. Жанбаған көмірсутектердің шығарындылары жану аймағындағы температураның төмен болуына және отын мен ауаның жеткіліксіз араласуына байланысты пайда болуы мүмкін. Aлайда, мұндай үйлесім қазіргі заманғы жану қондырғыларында сирек кездеседі.

Егер жағу жақсы бақыланса, онда CО шығарындыларын 50 мг/Нм³ деңгейінде ұстауға болады. Энергия қондырғыларының қазіргі қазандықтарындағы көмірсутектердің шығарындылары шамалы және әдетте 5 мг/Нм³-тен төмен.

Толық жанбаған өнімдердің шығарындыларына бірнеше параметрлер әсер етеді. Әдетте, жанбаған газдардың шығарылуы отын/ауа қатынасын басқаруда қиындықтар туындаған кезде немесе отын көлемі гетерогенді болған кезде (қалдықтар немесе биомассалар сияқты) ең үлкен көлемді құрайды. Химиялық белсенділігі төмен және құрамында ұшпа заттары бар көмір (антрациттер, нашар көмір) жанбайтын газдар шығарындыларының көбеюіне әкеледі. Шығарындылардың көп мөлшерде болуына отынның нашар сұрыптары пайдаланылатын, оттығы бұзылған немесе толық толтырылмаған жағудың төмен температурасы әсер етеді.

NO_x шығарындыларын азайтудың кейбір шаралары, мысалы, ауаның жетіспеуі немесе артық болуы, жанбайтын газдар шығарындыларының көбеюіне әкелуі мүмкін. Мұндай жағдайларда жағу жүйесінде ауа мен отынның тиімді қоспасын қамтамасыз етудің маңыздылығын ерекше атап өткен жөн. NO_x шығарындыларын СКЕҚ технологиясы арқылы азайту СО-ның көп мөлшердегі шығарындыларына әкелуі мүмкін. Қазандықтың сұйытылған қабатына әктас қосылған кезде CО шығарындылары төмендеуі мүмкін.

Көміртегі тотығының шығарындыларын азайтуға арналған ЕҚТ - пештің конструкциясына, жоғары тиімді жану процесін технологиялық бақылауға, техникалық қызмет көрсетуге және жөндеуді қолдануға байланысты толық жағу.

NO_x қалпына келтірудің СЕО-ға теріс әсерінің салдарынан NO_x шығарындыларын азайтудың оңтайландырылған жүйесі де СО деңгейін төменгі деңгейде ұстап тұрады: тозаң тектес отынды жағу үшін 30-50 мг/Нм³ және қайнаған қабатта жағу үшін 100 мг/Нм³ төмен.

ЕҚТ ретінде NO_x шығарындыларын азайтудың бастапқы шаралары қарастырылатын қоңыр көмір жағатын қондырғылардакөміртегі тотығының деңгейі жоғары болуы мүмкін (100–200 мг/Нм³).

Қабырғаға үрлеу арқылы жағу схемасы дәстүрлі концентрлік күйдіруден ерекшеленеді, өйткені көлденең жағуды қамтамасыз ететін ауа негізгі жанарғылар арқылы ғана емес, сонымен қатар қосымша саңылаулар арқылы да беріледі. Бұл жағдайда қыздырғыштың концентрлік арналары арқылы екінші ауаның сатылы берілуіне және көлденең қадамдарға (екінші ауа ағындарының жану экрандарына бағытына байланысты) байланысты ауаның бастапқы алауға араласуы кешіктіріледі. Бұл қайталама ауа ағындары пеш экрандарын қожданудан қорғайды.

Бұл жағдайда қайталама ауаның бір бөлігі оттыққа негізгі ауа ағынының бағытынан және аэроқоспадан ауытқумен беріледі. Отынды жағу нәтижесінде ұшпа заттардың бөлінуі оттегі жетіспейтін ортада жүргізіледі, мұның өзі отындық NО_х түзілуін біршама төмендетеді. Бұл жағдайда толық жақпаудың артуы болмайды: жағу үшін қажетті ауа факелге кешірек, кокс қалдығы тұтанатын және жанатын сатыда араластырылады. Екінші реттік ауаның бір бөлігі пештің қабырғалары бойымен өтетін мұндай схема СО құрамының төмендеуін және жану камерасының экрандарына жақын оттегі концентрациясының жоғарылауын қамтамасыз етеді.

СО шығарындыларын азайтуға арналған ЕҚТ - жағу камерасының немесе от жағу камерасының сәтті конструкциясы, жану процестерін басқарудың тиімді мониторингі мен технологияларын қолдану, сондай-ақ жанармай жағу жүйесіне профилактикалық қызмет көрсету қажет болатын отынды толық жағу технологиясы. Жағу жағдайларын әзірлеп әрі қолдау жасап қана қоймай, сонымен қатар NO_x шығарындыларын төмендететін оңтайландырылған жүйені әзірлеу СО шығарындыларының деңгейін 100 мг/нМ³-тнөмен ұстауға мүмкіндік береді.

Сонымен қатар, CО шығарындыларын азайту үшін тотығу катализаторын пайдалану, егер шығарындылар көзі тығыз орналасқан қалалық жерде болса, ЕҚT қолдану деп санауға болады.

4.1.6. Металл шығарындыларын болғызбау және/немесе азайту техникалары

Көптеген қазба отынның құрамындағы металдар жану процесінде шығарылады және атмосфераға бөлшектер немесе бу түрінде шығарылуы мүмкін. ЖЭС-те көмірді жағу кезінде қоршаған ортаға шығарылуы мүмкін заттардың ішінде ең үлкен экологиялық қауіп төндіретін қосылыстар: сынап Hg, мышьяк As, селен Se, қорғасын Pb, кадмий Cd, мырыш Zn, сурьма Sb, висмут Bi, бериллий B, кобальт Co, хром Cr, мыс Cu, никель Ni, ванадий V, марганец Mn, молибден Mo. Салыстырмалы түрде аздаған мөлшерде адам ағзасына түсіп, адамның тіні мен бірқатар органдарында жинақталып, олардың жұмысын бұзуы, қатерлі ісік пен мутагендік әсерлер туғызуы, инфекцияларға төзімділікті төмендетуі мүмкін.

Бұл металдардың кейбіреулері өте улы, әсіресе жоғары концентрацияда.

Металдар қоршаған ортаға бірнеше ағынмен түседі, негізінен күл-қоқыс қалдықтарымен және түтін құбыры арқылы шығарылатын түтін газдарымен түседі. Энергия өндірісінде тұтынылатын отынның көп болуына байланысты қоршаған ортаға ықтимал қауіпті металдардың көп мөлшері шығарылуы мүмкін. Көптеген металдар қатты бөлшектермен байланысты. Ұшпа элементтер негізінен түтін газдарындағы ұсақ бөлшектерге, олардың сыртқы беткейінің көлемділігіне қарай конденсацияланады. Hg сынабы - өте улы металл, электр станцияларында көмір мен мазутты бірге жағу кезінде қалдықтардың кейбір фракцияларында пайда болады, сонымен қатар төмен сапалы көмірде пайда болады, негізінен газ түрінде шығарылады және газ тазарту жүйелерінде нашар тұтылады.

Көмірдің әртүрлі түрлері үшін ауыр металдардың массалық теңгерімі әртүрлі және көбінесе газ тазарту жабдықтарының түріне байланысты. Теңгерім құрылымдық схема түрінде көмірмен жұмыс істейтін ірі электр станцияларының әртүрлі типтері үшін ұсынылуы мүмкін (4.38-сурет).

4.38-сурет. Көмірмен жұмыс істейтін электр станцияларындағы ауыр металдардың массалық теңгерімі

Aуыр металдар

Жану процесінде ауыр металдардың әрекеті күрделі химиялық және физикалық процестермен анықталады. Негізінен ауыр металдар жану процесінде буланады, содан кейін салқындату кезінде ұшпа күлдің қатты бөлшектерінде конденсацияланады. Көптеген металдарда түтін газын тазартудың қарапайым құрылғыларында болатын температурада бу қысымы өте төмен және оларды қатты бөлшектерге конденсациялауға болады. Сондықтан, ЕҚT тас көмір немесе қоңыр көмірді жағатын энергия қондырғыларының түтін газдарымен ауыр металдардың шығарындыларын азайту үшін жоғары тиімді электр сүзгілерін ЭС (тиімділік деңгейі 99,5 %-дан жоғары) немесе қапшық сүзгілерін ҚС (тиімділік деңгейі 99,95 %-дан жоғары) қолдануы керек.

Сынаптың бу қысымы тазалау құрылғыларында түтін газының қалыпты температурасында жоғары болады және оны шаңтұтушы қондырғы тұрақты түрде жоя алмайды. Сынаптың шығарындыларының төмен деңгейіне құрғақ және дымқыл әк/әктас скрубберлері арқылы қол жеткізіледі, олар үлкен отын жағатын қондырғылар үшін SO₂ төмендетуге арналған ЕҚT ретінде қарастырылады.

Жақсы сапалы көмір құрамында сынаптың салыстырмалы түрде мөлшері аз және шығарындылардың ең төменгі деңгейіне әдетте ҚС және ЭС қолдану арқылы қол жеткізіледі, мұнда жоғары тиімді электр сүзгілері 130 іC-тан төмен температурада сынапты (битуминозды көмір) кетірудің жақсы сапасын қамтамасыз етеді. Дымқыл әкпен күкіртсіздендіру, құрғақ скрубберлер немесе құрғақ сорбентті енгізу сияқты түтін газдарын күкіртсіздендіру технологияларымен бірге жұмыс істейтін қапшық сүзгілер (ҚС) немесе электр сүзгілері (ЭС) туралы айтар болсақ, бұл жағдайда қосымша селективті каталитикалық қалпына келтіру кезінде сынап 75 % (ЭҚ-да 50 % және ДС қондырғысында 50 %) немесе 90 % жойылуы мүмкін. Жартылай битумды тас көмірді немесе қоңыр көмірді жаққан кезде тұту тиімділігі анағұрлым төмен және 30-дан 70 % дейінгі диапазонда болады. Жартылай битумды көмірмен және қоңыр көмірмен жұмыс істейтін қондырғылардағы сынапты тұтудың төмен деңгейі күлдегі көміртектің аздығына және түтін газдарындағы сынап газының салыстырмалы түрде жоғары мөлшеріне байланысты.

Сынаптың мерзімді мониторингін ЕҚТ-ға жатқызу керек. Ұсынылатын мониторинг жиілігі: жыл сайын немесе әрбір үшінші жылы, пайдаланылатын көмір түріне байланысты. Қатты бөлшектердегі сынапты ғана емес, сынаптың жалпы шығарындыларын бақылау қажет.

Aуыр металдардың шығарындылары

Aуыр металдардың шығарындылары олардың қазба отын түрлерінде табиғи компонент ретінде болуы нәтижесінде пайда болады. Есепке алынған ауыр металдардың көпшілігі қатты бөлшектермен бірге қосылыстар (мысалы, оксидтер, хлоридтер) түрінде шығарылады. Осыған байланысты, ауыр металдардың шығарындыларын азайтуға арналған ЕҚТ әдетте ЭС немесе TФ сияқты жоғары тиімді шаң жинайтын құрылғыларды қолдану болып табылады. Бу фазасында ішінара сынап пен селен бар.

Қатты отындағы Hg мөлшерін азайтудың алғашқы шаралары

Отынды (негізінен көмірді) тазарту деп оны жағар алдында отыннан сынапты алып тастау мүмкіндігін айтады. Тазарту процестерінің қолданыстағы түрлері көмірдің пиритті күкіртке, тасқа, сазға немесе құрамындағы күл шығаратын басқа қоспаларға қарағанда тығыздығы төмен деген қағидаға негізделген. Суды немесе ауаны импульсті жеткізуді қолданатын механикалық жабдық қоспаларды физикалық түрде шығарып, алып тастай алады. Сумен және ауамен араласқан орталықтан тепкіш күш көмірді қоспалардан одан әрі бөлуге мүмкіндік береді. Тағы бір әдіс - көмірді қоспалардан бөлу үшін әдетте магнетит (ұсақ ұнтақталған темір оксиді бөлшектері) бар ауыр сұйық ерітінділер қолданылатын тығыз ортада шаю. Ұсақ көмір кейде флотация арқылы тазартылады. Бұл технология басқалардан ерекшеленеді, өйткені ол ауырлық күшін ескермейді және химиялық бөлінуге көп көңіл бөледі.

Сынап шығарындыларын азайту үшін түтін газын өңдеу технологиялары

Көптеген металдардың бу қысымы ластануды бақылайтын жабдықтың қалыпты жұмыс температурасында төмен болады және олар бөлшектердің материалында конденсациялануы мүмкін. Керісінше, сынаптың бу қысымы бұл жағдайда жоғары болады, оны әдеттегі газ тазарту жабдықтарымен тұтып алудың ерекшелігі бар. Қазандықтардан шыққан сынап шығарындыларына әсер ететін маңызды факторлар қалдық газдардың көлемі мен температурасы, хлоридтердің мөлшері, сынап концентрациясы және шығарылған қосылыстардың химиялық формасы болып табылады. Қазандықтар шығаратын сынаптың химиялық қосылыстары қондырғыға байланысты айтарлықтай өзгереді. Жою тиімділігі ұсынылған сынап қосылыстарына байланысты.

Сынапты бақылаудың жетілдірілген факторлары төмен температура (150 аC төмен), сынаптың тиімді сорбенттерінің болуы және сорбентті жинау әдісін қолдану болып табылады. Негізінен, ұшпа күлдегі көміртектің жоғары деңгейі бөлшектердің материалында сынаптың сіңуін жақсартады, оны кейіннен бөлшектерді бақылау жабдықтары алып тастайды. Сонымен қатар, шығатын газдар ағынында сутегі хлоридінің (HCl) болуы құрамында көміртегі бар бөлшектерге оңай сіңетін сынап хлоридінің пайда болуына әкелуі мүмкін. Керісінше, түтін газдарындағы күкірт оксиді (SO₂) тотыққан сынапты элементтік сынапқа айналдыратын тотықтырғыш реагент ретінде әрекет ете алады, оны тұту әлдеқайда қиын.

Сынаптан басқа ластағыштарды (мысалы, қышқыл газдар мен бөлшектер) бақылау үшін әзірленген бақылау технологиялары сынапты жою мүмкіндігімен ерекшеленеді, бірақ негізінен 50 %-дан аспауы мүмкін (сынап хлориді үшін тиімділігі жоғары дымқыл скрубберлерден басқа).

Шығарындыларды тазарту жүйелеріндегі металл шығарындыларын азайту

Электрсүзгілер мен қапшық сүзгілер әдетте қатты немесе сұйық отынды жағу қондырғыларында шығатын газ ағынынан бөлшектерді шығару үшін қолданылады. Бұл жүйелердің жалпы тиімділігі 99,9 %-дан асады. Бөлшектердің мөлшері шағын болғанда, яғни бөлшектер металл элементтермен қанығатын мөлшердегі диапазонда жою тиімділігі негізінен төмен болады.

Матадан жасалған сүзгілердің тиімділігі ЭС бөлшектерді тұту тиімділігіне ұқсас, бірақ олар бөлшектердің ұсақ материалымен жақсы жұмыс істейді және шаң жүктемесі мен ұшпа күлдің сипаттамаларына сезгіштігі төмен. Сүзгілер алдында қоспалардың аз мөлшерімен шығатын газдарды кондиционерлеуді пайдалану арқылы тұту тиімділігін арттыруға болады.

Кейбір элементтер жану газдары конденсация үшін жеткілікті дәрежеде салқындағанша газ тәрізді фазада қалуы мүмкін. TФ арқылы өту кезінде олар Hg конденсациясы үшін жеткілікті салқындатылады. Кейбір бағалаулар мата сүзгілерімен жабдықталған электр станциялары үшін Hg-ны шамамен 40 % жоюдың орташа тиімділігіне қол жеткізуге болатындығын айтады. Hg жоюдың тиімділігі отынның қасиеттеріне байланысты (мысалы, Cl құрамы).

ДС күкіртсіздендіру жүйелерімен металдардың шығарындыларын азайту

ДС жүйесінің дымқыл скрубберлері кейбір металдардың шығарындыларын азайтудың тиімді әдісі болып табылады. Бұл негізінен шығатын газдардың температурасы абсорбер арқылы өткен кезде шамамен 50 - 60 -C төмендейді, бұл ұшпа металдардың көпшілігіне бу фазасынан конденсациялануға және шығатын газдардан шығарылуға мүмкіндік береді. Содан кейін конденсацияланған металдар негізінен ағынды суларға өтеді.

Шығарылған газдардан шығару тиімділігі Hg үшін 30-50 % және Se үшін 60-75 % құрайды. Aлайда, кейбір жүйелерде қолданылатын әк AS, Cd, Pb және Zn маңызды көзі бола алады, сондықтан бұл элементтердің концентрациясы олардың шығарылуын арттыруы мүмкін. Скрубберден шығарындылар нақты процестер мен пайдалану жағдайларына байланысты.

96,6 %-ға тең Hg жоюдың орташа тиімділігіне, мысалы, натрий гипохлоритін қалдықтарды жағу жүйесінен түтін газдарына қосу арқылы қол жеткізілді. Натрий гипохлориті скруббер суымен тұтуды қамтамасыз ете отырып, түтін газдарындағы Hg тұрақтандырады. Содан кейін Hg қалпына келтіру, булану, конденсация және Hg бөлу процестерін қолдана отырып, сарқынды сулардан шығарылуы мүмкін.

Құрғақ сорбенттерді енгізудің әртүрлі жүйелеріндегі Hg жалпы жойылуы 35-85 % шегінде өзгереді. Құрғақ скрубберлердің алдында бөлшектерді жою жүйелерімен бірге қолданылатын бұл жүйелер осы элементтердің көп болуына байланысты металдардың жоғары сақталуын қамтамасыз етеді (ұшпа заттарды қоса), содан кейін ДС орнатпас бұрын жойылады. Жоюдың ең жоғары тиімділігіне, әсіресе ұсақ бөлшектер үшін, газ ағыны арқылы мата сүзгілері бар құрғақ скрубберлер жүйесі қол жеткізеді. Бұл жүйелер металдарды жоюдың ең жоғары деңгейіне жетуі мүмкін. Құрғақ скрубберлер алдында бөлшектерді жою жүйелерімен жабдықталған осы құрылғылардың ДС құрылғысының кіре берісінде Hg жою тиімділігі 70 дейін.

4.2. Суды тұтыну және суға шығарындыларды азайту әдістері

4.2.1. Суды тұтыну және сарқынды сулардың сипаттамасы

Энергия көздері суды өте көп мөлшерде тұтынады. Су электр станцияларының технологиялық циклінде бу өндіру, жылу желілеріндегі ысыраптардың орнын толтыру, негізгі және қосалқы жабдықтарды салқындату үшін пайдаланылады.

Жылу электр станциялары су ортасының табиғи теңгерімін бұза отырып, көп мөлшерде су алу (алу) кезінде су объектілеріне теріс әсер етеді.

Су тұтыну энергия көзінің түріне, турбиналардың бірлік қуатына және бу параметрлеріне, қолданылатын отынның түріне және орналасу ауданына, жылу энергиясын сыртқы тұтынушылар жұмысының ерекшелігіне және т. б. байланысты болады. Сумен жабдықтау көздері жер үсті су объектілері, жерасты сулары, сондай-ақ қалалық су құбыры болып табылады. Су тұтынуды азайту шаралары көбінесе су көзіне байланысты.

Турбиналардың бірлік қуатын және бу параметрлерін арттыру, қатты отынның орнына газды пайдалану электр энергиясын өндіруге арналған судың нақты көлемін азайтады.

Қуаты 1 млн кВт органикалық отынмен жұмыс істейтін КЭС үшін толық су тұтыну жылына шамамен 0,9 км³ суды құрайды. Статистика агенттігінің деректері бойынша елдің өнеркәсібінің тұщы суды тұтынуының жалпы көлеміндегі энергетиканың үлесі шамамен 5 %-ды (5,5 км³) құрайды.

ЖЭО-да судың ірі тұтынушылары жылу желілері болып табылады.

4.2.2. Сарқынды сулардың сипаттамасы

Жылу электр станциялары сарқынды сулардың көзі болып табылады. Жерүсті су қоймаларына энергия көздерінің жалпы су тұтынуының 84 %-ы бөлінеді, негізінен бұл шартты таза сулар (99,9 %).

Тұтынатын судың мынадай түрлері бар: өндірістік сарқынды сулар, ғимараттар мен аумақтардың бетіндегі жаңбырлы ағындар, тұрмыстық сарқынды сулар.

ЖЭС ластанған сарқынды сулары саны мен сапасы жағынан әртүрлі ағындардан тұрады. Олардың құрамына мыналар кіреді:

1) турбиналар конденсаторлары мен қосалқы жабдықтарды салқындату жүйелерінің қызған сулары;

2) су дайындау қондырғыларының (СДҚ) регенерациялық сулары;

3) мазутталған және майланған сулар;

4) шаятын және консервілеу сулары;

5) жанарғылардың сыртқы беттерін жуу суы;

6) ГЗҚ жүйелерінің сулары;

7) түтін газдарын тазарту жүйелерінен шыққан сарқынды сулар;

8) отын цехтарын және ЖЭС басқа үй-жайларын сумен шайғаннан кейінгі су;

9) жер бетіндегі нөсер және еріген қар сулары;

10) тұрмыстық сарқынды сулар.

Сарқынды сулардың құрамында пайдаланылған түріне қарай төмендегілер болады:

қалқыма заттар;

мұнай өнімдері;

суда еритін заттар (органикалық, бейорганикалық).

Жобалық шешімдерге, ЖЭС-те сәйкес бастапқы суды пайдалануды шектеу мақсатында айналымды және қайта - дәйекті сумен жабдықтау жүйелері пайдаланылуы қажет, онда бір типтегі төгінді сулар тікелей немесе қандай да бір өңдеуден кейін сол ЖЭС-тің (немесе сыртқы)басқа тұтынушылары үшін бастапқы болады.

Су қорғау іс-шараларының мақсаты су объектілерін қауіпсіз пайдалану және олардың жай-күйінің нашарлауын болғызбау болып табылады. Ол үшін ықтимал теріс әсерді болғызбау және/немесе азайту бойынша шаралар қабылдау, олардың тиімділігін, іске асыру мүмкіндігін бағалау, сондай-ақ су объектісінің экологиялық саулығын сақтаудың оңтайлы тәсілдерін қамтамасыз ету, оның ішінде ең үздік қолжетімді техникаларды енгізу қажет.

Су қорғау шараларының кешенінде екі негізгі бағытты бөліп көрсету керек:

1. Төгінділерді болғызбау (азайту) үшін жабдықтар мен технологиялардың қазіргі заманғы тиімділігі жоғары түрлерін (ең үздік қолжетімді технологиялар) қолдану.

2. Сарқынды суларды тазарту, қайта пайдалану және кәдеге жарату үшін жүйелерді, құрылыстар мен қондырғыларды қолдану.

Өндірістік сарқынды суларды тазарту әдісі мен технологиясын таңдау ЖЭС-тің нақты жағдайларына байланысты: орнатылған жабдықтың қуаты, салқындату жүйесі, жұмыс режимі, су дайындау технологиясы, отын түрі, күл-қожды шығару әдісі, жергілікті климаттық, гидрогеологиялық және тиісті техникалық-экономикалық есептеулермен басқа факторлар.

4.2.2.1. ЖЭС салқындату жүйелерінің сарқынды сулары

Сарқынды сулардың ең көп мөлшері жабдықты салқындату жүйелерінен алынады. Салқындатудың айналмалы жүйелері қолданылады: градирнялар, тоған-салқындатқыш.

Қазақстанда энергия көздерінде айналымды салқындату жүйесі неғұрлым кең таралған; тікелей ағынды салқындату жүйесінің жеке ЖЭС-тері бар, оның ішінде: «ЕЭК» AҚ ЭС, Ертіс ө.), ӨК ЖЭО, Aтырау ЖЭО, Жамбыл МAЭС (1 кезек).

4.2.2.1.1. Тікелей ағынды салқындату жүйелерінің сарқынды сулары

Тура ағынды салқындату жүйелерінен ағызылатын сулар «нормативтік таза» санатына жатады және су объектісіне ағызған кезде тазартылмайды.

Қазіргі уақытта турбиналардың конденсаторларында жылытылған судың бір бөлігін осы мақсаттар үшін қолданыстағы шугты болдырму жүйелерін немесе цирк су таратқыштардан жеткізу арналарына арнайы салынатын құбыржолдарды (арналарды) пайдалана отырып жеткізу арналарына бере отырып, аралас тура ағынды-айналым салқындату жүйелері қолданылады.

Жылу желісінің қоректік суын және бу қазандықтарының қосымша суын дайындау үшін жылытылған суды пайдалану кезінде тікелей ағынды салқындату жүйесімен де, салқындатқыш су қоймасымен де жылу электр станциясының су тұтынуын азайтуға болады.

Су дайындау қондырғысы (СДҚ) алдында су көзінен бастапқы суды жылыту қазандықтардың қосымша суын және жылу желісінің қоректендіру суын өңдеу процесінің ажырамас бөлігі болып табылады. Әдетте, су турбиналардың бірінен шығатын бумен шикі суды ысытқышта ысытылады.

Конденсаторда қыздырылған судың бір бөлігін СҚҚ-да алу су объектісінен су алуды азайтуға ғана емес, сонымен қатар жылуды пайдалану үшін пайдалы. Жылытылған суды жылдың суық мезгілінде ғана немесе конденсаторда қыздырылған суды су көзінен бастапқы суға араластыру арқылы суды дайындар алдында судың қажетті температурасын сақтау үшін пайдаланған жөн.

Табиғи судың белгілі бір мөлшерін өндірістік (немесе жылуландыру) іріктеу буымен қыздырудың орнына 10 ^оС конденсаторда қыздырылған суды 100 м³/сағ су дайындау қондырғысында пайдалану жылу тұтынуда өндірілетін қуатты 450 кВт-тан астам арттыруға мүмкіндік береді.

Жылу алмасу суларын қайта және аралас пайдалануды ЕҚТ ретінде қарастырған жөн.

Жабдықты тура ағынды салқындатуды қолдану табиғи жағдайлар мүмкіндік беретін ең үздік қолжетімді технология болып табылады (жылдың барлық маусымдарында сумен жабдықтау көзінің дебеті жеткілікті).

4.2.2.1.2. Aйналмалы салқындату жүйелерінің сарқынды сулары

Aйналмалы салқындату жүйелерінде булану және тамшылау процесінде су сапасының нашарлауы байқалады (тұздардың шоғырлануы жүреді), бұл жылу энергетикалық жабдықтың техникалық-экономикалық көрсеткіштерін едәуір нашарлатады. Конденсатор түтіктерінде кальций карбонатының жоғарылау қаупі бар, нәтижесінде ЖЭС тиімділігінің айтарлықтай төмендеуі байқалады.

Коррозия мен қақтың пайда болуының алдын алу үшін қышқылдандыру, фосфаттау, қақтың пайда болуы мен коррозиясының игибиторларын пайдалана отырып, суды тұрақтандыра өңдеу жүргізіледі.

Aйналмалы салқындату жүйелері бар ЖЭС-те (AСЖ) градирнялары бар жылу желісінің толықтырушы суын дайындау үшін AСЖ үрлеу суын пайдалану жеткілікті түрде кеңінен қолданылады, бірақ төмен концентрацияда ғана қолданылады (1,2-ден көп емес). Бұл шешім үрлеу арқылы судың өнімсіз жоғалуын азайтады және AСЖ-да судың алмасу дәрежесін арттырады. Сонымен қатар, бұл шешім жылу желісінің толықтырушы суын дайындау жүйесінде бөлінетін жылуды жоюға мүмкіндік береді. Төтенше жағдай болған жағдайда ЖЭС AСЖ табиғи резерв ретінде қызмет етеді, оның қажет болған жағдайда жылу желісіне қыздырылған судың үлкен көлемін беруге болады.

Жер үсті су объектісіне үрлеуі жоқ айналымдағы салқындату жүйесіне жер үсті сарқынды суларын, су жинаудан кейінгі сарқынды суларды, қалқыма заттар мен мұнай өнімдерінен алдын ала тазартылған сарқынды суларды, химиялық сумен тазалау сүзгілерінің жуу суларын, қазандықтарды сумен жуғаннан кейінгі суды, сондай-ақ су көзінен алынатын айналымдағы салқындату жүйесінің қосымша суына тұз құрамы бойынша жақын басқа да сарқынды суларды жіберу ұсынылады.

Кез келген салқындату жүйесі, тік ағынды, сол сияқты айналмалы жүйе барынша мүмкін болатын үнемділікке қол жеткізу шартымен және экологиялық талаптарға максималды мүмкін болатын сәйкестікке қол жеткізу шартымен ЕҚТ деп танылады.

Жылу шығарындыларының мөлшерін азайтудың маңызды шарасы салқындатқыш судың төмен потенциалды жылуын пайдалану болып табылады.

Конденсаторлардан кейінгі судың температурасы қыста 20-26 ^оС және жазда 35-42 ^оС аспайды. Мұндай суды төмендегідей пайдалануға болады:

жылуландыру мақсаттары үшін жылу сорғыларында;

балық өсіру үшін;

жылыжайлар мен жылыжайларда суару үшін;

мал шаруашылығы кешендерінде;

өндіріс кезінде ашық топырақты жылыту үшін;

ауыл шаруашылығы өнімдерін және қосымша;

техникалық суды салқындату;

өсімдік шаруашылығы және балық шаруашылығы қалдықтарын өңдеу үшін;

саңырауқұлақ өндірісі және т.б.

4.2.2.2. Су дайындау (СДҚ) және конденсат тазалау қондырғыларының (КТҚ) сарқынды сулары

СДҚ жабдығын қосымша судың талап етілетін сапасын қамтамасыз ететін күйде ұстау үшін сарқынды сулардың түзілуімен байланысты мерзімді шаю, регенерациялау және т.б. қажет.

Суды өңдеу кезінде СДҚ-да екі негізгі типтегі сарқынды сулар пайда болады:

суды коагуляциялау және әктеу кезінде алдын ала тазарту сатысында алынатын және құрамында қалқыма заттар бар сулар;

суды жұмсарту және тұзсыздандыру процесінде пайда болатын жоғары минералдану сулары.

Экономикалық тұрғыдан алғанда, СҚҚ қондырғыларынан шығарылатын тұздардың мөлшерін азайтудың негізгі бағыты реагенттердің төмендетілген шығындарымен суды өңдеудің заманауи технологияларын қолдану болып табылады.

4.2.2.3. Бу қазандықтары мен жылу желісінің қосымша суын дайындау технологиясы

Қосымша суды дайындау процесі суды алдын ала тазартуды және тұзсыздандыруды қамтиды.

Суды алдын-ала тазарту лимиттелген және коагуляцияланған тазартқыштарда немесе тоқтатылған және коллоидты дисперсті фазада механикалық қоспаларды, оның ішінде органикалық қосылыстарды, темірді, кремнийді судан шығару үшін тек коагуляциямен жүзеге асырылады. Коагуляциядан кейін су коагуляцияланған (әктелген) бактарға жиналады және механикалық сүзгіден өтеді.

Тұндырғыштарды пайдалану немесе тікелей сүзгілерде коагуляция жүргізу арқылы алдын ала тазартулар бар (тура ағынды коагуляция).

Сарқынды суды пайдаланған кезде коагуляция жүргізілмейді және су тек механикалық сүзгіден өтеді.

Aлдын ала тазалаудың негізгі жабдығының құрамына: ағартқыштар, коагуляцияланған суды жинау бактары, гидроантрациттен (әктеу кезінде) немесе кварц құмынан тиелген механикалық (ағартатын) сүзгілер кіреді. Реагенттер ретінде құрамында алюминий бар коагулянттар (сульфат, алюминий оксохлориді), коагуляция технологиясы үшін оңтайлы рН құру үшін реагенттер қолданылады. Әкпен коагуляция кезінде темір сульфаты мен әк қолданылады.

Әрі қарай су химиялық тұзсыздандырудың бір немесе екі сатысынан өтеді (4.39-суретті қараңыз).

4.39-сурет. Суды химиялық тұзсыздандыру схемасы

Мұндай схема жоғары қысымды барабанды қазандықтары бар ЖЭС-те бу мен конденсаттың шығынын өтеу үшін су дайындау үшін «классикалық» болып саналады. Тікелей ағынды қазандықтары бар блоктарда СДҚ бөлек қабаттарда тұзсыздандырудың үшінші сатысымен немесе аралас әрекеттегі сүзгілермен (AӘС) толықтырылады.

Турбиналық конденсатты аса критикалық параметрлер блоктарында, сондай-ақ бөгде тұтынушылардан қайтарылатын ластанған конденсаттарды және станцияішілік конденсаттарды тазарту кезінде иондық алмасу да қолданылады. Әдетте, регенерациялық сулар СДҚ-дағы бейтараптандырғыш бактарға жіберіледі немесе барлық блоктық тұзсыздандыру қондырғылары (БТҚ) үшін бір бейтараптандыру қондырғысы салынады.

БТҚ-да конденсатты тұзсыздандыру үшін аралас әрекеттегі сүзгілер - шығарылатын регенерациясы бар AӘС немесе қатты қышқылды катиониттерде және қатты сілтілі аниониттерде бөлек бір сатылы тұзсыздандыру қолданылады.

БТҚ-ға және КО-ға ион алмасу сүзгілерінің алдында тазартылған су БТҚ-ға (немесе оларсыз) алдын ала қосылған электромагниттік сүзгілері бар ағартқыш сүзгілерде механикалық сүзу сатысынан өтеді. Конденсаттарды мұнай өнімдерінен тазарту үшін механикалық сүзу кезеңі белсенді көмірмен толтырылған сорбциялық сүзгілер арқылы сүзумен толықтырылады.

Химиялық тұзсыздандыруға қарағанда БТҚ мен КО-дан минералданған ағындардың саны аз.

Пайдаланылған регенерациялық ерітінділер мен ионитті сүзгілердің шаятын суларының құрамына бастапқы табиғи судағы кальций, магний, хлоридтердің, сульфаттардың, силикаттардың және басқа аниондардың натрий тұздары және суды тазартуда қолданылатын реагенттердің артық мөлшері-күкірт қышқылы, каустикалық натрий немесе ас тұзы кіреді. Параллельді иондау кезінде реагенттердің (қышқылдар мен сілтілер) артық мөлшері бастапқы судағы тұздың мөлшерінен кем дегенде 2,2 есе асады. Химиялық тұзсыздандырудың жеке қажеттіліктерінің су шығыны бастапқы судың сапасына байланысты 12 - 25 % құрайды.

Бірінші қазанды іске қосумен пайдалануға берілген көптеген ЖЭС-тердің СҚҚ ресурсы (30 жыл) сарқылған, физикалық тұрғыдан тозған және моральдық тұрғыдан ескірген, оларда қазіргі заманғы автоматтандыру іс жүзінде жоқ.

Қазіргі уақытта ион алмасу шайырлары мен реагенттер (қышқылдар мен сілтілер) құнының ұлғаюын ескере отырып, сүзгілерді қалпына келтіру үшін мембраналық немесе термиялық өңдеу әдістерін химиялық тұзсыздандырумен ұштастыру арқылы алынатын суды өңдеудің баламалы технологиялары қолданылады.

Мембраналық технологияларды және термотұтқыш қондырғыларды (буландырғыштарды) қолдану реагенттердің қосымша су алу шығындарын айтарлықтай төмендетуге мүмкіндік береді.

Соңғы уақытта суды алдын ала тазалау схемаларында кері осмос қондырғылары (КОҚ) алдында ультрасүзгілеу қондырғылары (УСҚ) қолданылады. Процесс механизмі олардың мөлшеріне байланысты бөлшектерді бөлу немесе «елеу» қағидатына негізделген, яғни мембрана тесіктерінің мөлшерінен үлкен барлық бөлшектерді селективті алып тастау жүреді, судың тұзды құрамы өзгеріссіз қалады. Мембрананың біркелкі, белгіленген көлемді тесіктері бар, бұл ретте өңделген судың сапасы бастапқы судың сапасына байланысты емес.

Егер алдын ала тазалау схемасында мөлдірлеткіш болмаса, онда қажет болған жағдайда коагулянтты мөлшерлеу УСҚ кіреберісінде жүргізіледі. УСҚ ластануына қарай автоматты түрде кері реагентсіз жуу режиміне ауыстырылады, шаятын сулар ЖЭС циклінде пайдаланылады. Сілті (NaOH) және қышқыл (HC_l, H₂SO₄) көмегімен химиялық қайта шаю мезгілді жүргізіледі.

Шаятын су химиялық күшейтілген шаюдан кейін бейтараптандырғыш бактарға жиналады.

Фильтрат кері осмос қондырғысына (КОҚ) беріледі, онда ағын пермеат пен концентратқа бөлінеді. 95-98 % бөлу процесінде пермеат тұздардан босатылады. Көлемі бастапқы су көлемінің 20-25 % құрайтын концентрат құрамында бастапқы судың шоғырланған тұздары ғана бар. КОҚ-ға берілетін бастапқы су көлемін қысқарту үшін концентрат әдетте КОҚ-ның екінші каткадында «сығылады», содан кейін пермеатты одан әрі тұзсыздандыру (оны ішінара деминерализацияланған су деп атайды) кері осмостың екінші сатысында жүргізілуі мүмкін. Бұл ретте бірнеше мкСм/см деңгейінде үлестік электр өткізгіштігі бар пермеат алу қамтамасыз етіледі. КОҚ екінші сатысының концентраты, әдетте, бірінші сатының кіреберісіне беріледі. КОҚ-ның екінші кезеңі, әдетте, терең тұзсыздандыру жүзеге асырылатын электродеионизация қондырғысынан бұрын болады. Сондай-ақ, пермеатты ион алмастырғышқа дейін тұзсыздандыру жүргізілуі мүмкін. КОҚ химиялық шаю мерзімі 3-6 айда 1 рет жүргізіледі.

Экономикалық тиімділік және сенімділік дәрежесі жоғары аралас мембраналық-ион алмасу технологиялары қолданыстағы СҚҚ-ны қайта құру кезінде оңтайлы әдіс болып табылады, онда ион алмасу сүзгілері, қышқыл-негіз реагенттік шаруашылығы және сарқынды суларды жинау және бейтараптандыру жүйелері бар. Ультрасүзгілеу және кері осомс қондырғыларын химиялық тазартудан шыққан сарқынды сулар су объектісіне төккен кезде рН (6,5÷8,5) шамасына дейін бейтараптандырылуы тиіс. Бұл жағдайда жоғары минералданған сарқынды сулардың мөлшері мен реагенттердің шығыны таза ион алмасу схемасына қарағанда бірнеше есе аз.

Жылу желісі мен қазандықтарды КОҚ қолдана отырып толықтыруға су дайындау 4.40-суретте көрсетілген.

КОҚ Қазақстанның көптеген ЖЭО жұмыс істейді.

Ультрасүзгілеу қондырғыларын (УСҚ) қолдану SDI у2 (Silt Density Index тұнба тығыздығының индексі) шамасына қол жеткізуге мүмкіндік береді, ол бойынша КОҚ алдындағы судың сапасы нормаланады. Қажетті мәні SDI і3. Мөлдірлеткіш пен механикалық сүзгілерден кейінгі су мұндай көрсеткіш көрсетпейді, мұның өзі КОҚ қымбат тұратын мембраналық элементтерінің қызмет ету мерзімін азайтады.

4.40-сурет. КОҚ қолдана отырып, жылу желісі мен қазандықтарды толықтыруға су дайындау

Соңғы уақытта бірқатар ЖЭС-те «өзгермелі» жүктемесі бар қысымды сүзгілердегі суды коагуляциялау және ағарту қондырғылары сәтті пайдаланылуда.

Бұл технологияның ерекшелігі қысымды сүзгідегі жетілдірілген төменгі және жоғарғы дренаж және тарату құрылғылары, сондай-ақ, механикалық беріктігі жоғары және, тиісінше, ұзақ қызмет ететін (кемінде 20 жыл) түйіршіктелген өзгермелі инертті материалды (түйіршік құрамы 3-5 мм, түйіршіктердің тығыздығы 0,8-0,9 г/см³) сүзгі жүктемесі ретінде пайдалану болып табылады.

Жұмыс кезінде коагулянт пен флокулянт бастапқы суға алдын ала мөлшерленеді. Сүзгідегі суды сүзу сығылған инертті материалдың қабаты арқылы жоғары ағынмен жүзеге асырылады, онда пайда болған коагулянт қабыршақтары мен ластағыш заттар «жабысады». Бұл ретте сүзу жылдамдығы 10-15 м/сағ (үдемелі режимде 20 м/сағ дейін) құрайды.

Инертті материалды мезгіл-мезгіл босатып жуу алдымен сығылған ауамен жүргізіледі, бұл оның 100 % тазартылуын қамтамасыз етуге мүмкіндік береді (дәндердің үйкелу әсері және оларға жабысқан ластанулардан тазарту), содан кейін төмен ағынмен су шаю және ауыр ластануларды жою, бұл сарқынды сулардың көлемін СҚҚ қондырғысының өнімділігінен 3-6 %-ға дейін қысқартуға мүмкіндік береді.

Инертті өзгермелі материал ретінде беріктігі жоғары полимерден жасалған дәндер пайдаланылатынын ескере отырып, су-ауамен жуу кезінде құм мен гидроантрацитке қарағанда оның механикалық қажалуы болмайды.

Суды динамикалық мөлдірлету технологиясын қолдану саласы:

жер үсті суларын тазарту (ионитті сүзгілер және керіс осмос қондырғылары алдында);

өнеркәсіптік-нөсерлі сарқынды суларды тазарту (мұнай өнімдерінің ең көп мөлшері - 4 мг/дм³).

Соңғы онжылдықтарда дәл иондық алмасуға балама ретінде т өмен ағынды иондау технологиялары кеңінен енгізілуде. Жүктеме ретінде отандық кәсіпорындар шығаратын нақты ион алмастырғыш шайырларды пайдалану қажеттілігімен байланысты белгілі бір қиындықтарды атап өткен жөн.

4.2.2.4. Суды алдын ала тазарту қондырғыларының сарқынды сулары

Сарқынды суларды өңдейтін мөлдірлеткіштің схемасына (үрлеу суы және сынама алу нүктелеріндегі су) осы сулардың тәуліктік мөлшерін қабылдауды қамтамасыз ететін бактар және шламның біркелкі шоғырлануын қамтамасыз ету және шөгінділердің пайда болуын болғызбау үшін рециркуляция сорғылары кіреді.

Күкіртқышқылды темірмен әктеу және коагуляция технологиясы бойынша жұмыс істейтін тұнба суларында әк шламы, магний гидроксиді, темір, кремний қышқылы, органикалық заттар бар және рН 10,0-ден асады. Бұл шлам вакуум сүзгілері мен сүзгі престерінде тұндыруға және сүзуге оңай. Сүзінді тазартқышқа қайтарылуы мүмкін, ал сығылған шламды көмуге немесе жоюға болады. Әдетте, ҚТҚ полигонында шламды көму кезінде ол қауіптіліктің төртінші сыныбына жатқызылады. Әктеуден шыққан құрғақ шламды пайдалану бойынша көптеген зерттеулер бар: топырақты залалсыздандыру үшін, әк ерітінділерін дайындау үшін, кірпіш, цемент және т. б. өндірісінде қоспалар ретінде.

Aлюминий тұздарымен коагуляция кезінде мөлдірлеткіш шламның рН мөлшері төмен, алюминий гидроксиді, кремний қышқылы, темір қосылыстары, тоқтатылған заттардан тұрады, құрамында көп мөлшерде су бар (90 % - дан астам) және гель тәрізді консистенциясы бар. Бұл гель іс жүзінде тұнбаға берілмейді және сүзгі престерінің немесе вакуумдық сүзгілердің кез-келген түріне қолайлы көрсеткіштермен сүзілмейді.

Сарқынды суларды өңдеу схемаларын жобалау кезінде алдын ала тазартқыштар 10 жыл бойы шламды қабылдауға есептелген шламжинағыштар көзделеді. Тазартылған суды шламжинағыштардан СҚҚ циклінде қайта пайдалануға қайтарады.

Механикалық сүзгілерді жуудан алынған су мөлдірлеткіштер болған кезде не бастапқы су желісіне (коагуляция кезінде), не мөлдірлеткіштің төменгі бөлігіне (әктеу кезінде) жіберіледі. Тұрақты ағынды қамтамасыз ету үшін бұл су механикалық сүзгілердің сарқынды суларына алдын-ала жиналады.

Тазарту қондырғысына мөлдірлеткіштің үрлегіш құбырлары (арматурасы бар) орнатқанға дейін ағартқыштардан шлам суларының құбырлары, үрлегіш суды жинау бактары, рециркуляция сорғылары, шлам жинақтағыштар, вакуум сүзгіштер немесе сүзгі-престер, сусыздандырылған шлам бункерлері, қондырғы ішіндегі құбырлар (арматурасы бар) кіреді.

4.2.2.5. Химиялық тұзсыздандырудың, блоктық тұзсыздандыру қондырғыларының мен конденсатты тазалағыштардың сарқынды сулары

Параллель ағынды ионитті алмасу технологиялары бойынша жұмыс істейтін қолданыстағы су дайындау қондырғыларынан шығатын тұзды ағынның құрамы мен көлемі төмендегілермен айқындалады:

су дайындау қондырғысының жобалық және нақты өнімділігі;

қабылданған технология;

СҚҚ-ға берілетін судың сапасы;

салалық нормативтік құжаттар мен негізгі жабдықтарды өндірушілердің қоректік, қосымша, қоректік судың сапасына қойылатын талаптары;

автоматтандыру деңгейі.

Пайдаланылған регенерациялық ерітінділер мен ионитті сүзгілердің шаятын суларының құрамына бастапқы табиғи судағы кальций, магний, хлоридтердің, сульфаттардың, силикаттардың және басқа аниондардың натрий тұздары және суды тазартуда қолданылатын реагенттердің артық мөлшері-күкірт қышқылы, каустикалық натрий немесе ас тұзы кіреді.

Химиялық тұзсыздандырылған сарқынды сулар су объектілеріне ағызылар алдында бейтараптандырылуға тиіс, ол үшін СҚҚ-да бейтараптандырғыш бактар және оларға бейтараптандырғыш реагент беру жүйесі, сондай-ақ сарқынды суларды араластыру жүйесі (гидравликалық және пневматикалық) көзделеді.

Кері осмос қондырғыларын қолдану, әдетте, ЖЭС минералданған ағындарының ластану деңгейін төмендетуге мүмкіндік береді.

4.2.2.6. Мұнай өнімдерімен ластанған сарқынды сулар

ЖЭС-те судың мұнай өнімдерімен ластануы: турбиналардың май жүйелерінен, генераторлардан және май мен мазуттың авариялық төгілуінің қоздырғыштарынан трансформаторлық және турбиналық майлардың ағуы, автокөлікті жуудан әртүрлі айналмалы механизмдердің (сорғылар, түтін сорғыштар, желдеткіштер, диірмендер және т.б.) мойынтіректерін салқындату жүйелерінен ағу есебінен мазут шаруашылығының жабдығын пайдалану және жөндеу процесінде жүреді.

Олардың құрамында май мен мазут болады. Олардың қуатты электр станцияларындағы шығыны мұнай өнімдерінің орташа мөлшері 50 мг/дм³-ке дейін болғанда 100-150 м³/сағ-қа дейін жетеді. Құрамында мұнай өнімдері бар су объектілеріне түсетін ағындар суда бөгде иістер мен дәмдердің пайда болуын, оның бетінде қабыршақтың немесе майлы дақтардың пайда болуын және су объектісінің түбінде ауыр мұнай өнімдерінің шөгінділерін тудырады. Мұнай өнімдерінің пленкасы газ алмасу процесін бұзады және жарық сәулелерінің суға енуіне жол бермейді, жағалаулар мен жағалаудағы өсімдіктерді ластайды. Түптік шөгінділер баяу ыдырайды және қайталама ластану көзіне айналады.

Суда мұнай өнімдерінің болуы суды ішуге жарамсыз етеді. Әсіресе балық шаруашылығына үлкен зиян келеді.

Құрамында майы бар ағындардың су объектілеріне құйылуын болғызбау үшін екі тізбекті май салқындатқыштар және басқа май толтырылған жабдықтың салқындату жүйелері қолданылады.

Турбиналардың май жүйелерін автономды айналмалы салқындатуды ауа-конденсациялық салқындату жүйелері үшін қолдануға болады.

Салқындату жүйелерінен майдың жылыстауын уақтылы анықтау үшін мұнай өнімдерінің құрамын автоматты тіркеу аспаптары орнатылады.

ЖЭО-да мұнайы бар сарқынды суларды тазартуға арналған қондырғылар салынуы керек.

Мұнай өнімдерімен ластанған сарқынды суларды бұру жүйесіне төмендегілерді жібереді:

сорғылардың тығыздамаларының ағуы; тығыздамалардың тығыздалу төгінділері;

сорғылардыңмойынтіректерін және басқа да айналатын механизмдерді салқындатудан ластанған төгінділер;

апатты майағарлар желісінен ағызылған сулар;

майдың, мазуттың, дизель отынының ашық қоймаларындағы жаңбыр және еріген қар сулары:

пайдалану процесінде ластанған аумақ учаскелерінен;

мазутты қыздыру қондырғыларынан құрамында 5 мг/дм³ астам мазут бар конденсат:

гидрожинағыштың сарқынды сулары;

конденсатты тазарту сүзгілерінің шаятын сулары.

Мұнай өнімдерімен ластанған сарқынды суларды бұру жүйесі толығымен оқшауланған болуы және басқа да су бұру жүйелерімен және су объектісіне шығарылатын сулармен байланысы болмауы тиіс (ИТС 8-2015 ЕҚТ 2-7 сарқынды суларды жинау және бөлу жүйесін құру).

Тазартылған ағындардағы мұнай өнімдерінің 0,1 мг/дм³ кем қалдық құрамына және 5 мг/дм³ кем қалқыма заттарға қол жеткізу үшін сарқынды суларды мұнай өнімдері мен қалқыма заттардан тазарту мынадай технология бойынша жүргізілуі мүмкін ( 4.41-сурет):

құм тұтқыштардағы ірі дисперсті қоспалардан алдын ала тазарта отырып жинау және тұндыру;

мұнай ұстағыштарда және/немесе флотаторларда мұнай өнімдерінен бастапқы тазарту;

түйіршікті жүктемесі бар сүзгілерде механикалық сүзу;

сіңіру сүзгілері арқылы сүзу.

Осындай тазалау дәрежесіне қол жеткізу үшін сүзгіш материалдарды ауыстыруды жылына 1 рет жүргізу қажет.

1 - тарату камерасы; 2-қабылдау резервуарлары; 3-мұнай ұстағыш; 4-аралық-дәл резервуар; 5-механикалық сүзгі; 6-сорбциялық (көмір) сүзгі; 7-тазартылған су резервуары; 8-ұсталған мұнай өнімдерінің резервуары; 9-тұнба резервуары; 10-тазартылған суды сүзгілерге беру сорғысы; 11-сүзгілерді босататын жуу сорғысы

4.41-сурет. Мұнай өнімдерімен ластанған сарқынды суларды тазарту қондырғысының схемасы

Өңделетін суда ауыр және эмульгацияланған мұнай өнімдері болған кезде қондырғы флотатормен толықтырылады, онда дисперсияланған ауаның көмегімен мұнай өнімдері бетіне көтеріліп, арнайы ұстап тұратын құрылғымен шығарылады.

Тазартылған сарқынды сулар станция ішінде пайдаланылған жағдайда, тазарту жүйелерінің құрамын ЖЭС таңдайды. Жабық жылу желісінің қоректік суын дайындау қондырғысына тазартылған ағындарды механикалық сүзгілерден кейін беруге болады (5). Na-катиондаудан кейін мұнай өнімдерінің құрамы жабық жылу желісінің қоректік суы үшін ТПЕ нормаларын қанағаттандыратын болады (1 мг/дм³ артық емес). Мұнай ұстағыштан кейін құрамындағы мұнай өнімдері 3 мг/дм³ болатын тазартылған ағындарды өндірістік үй-жайларды сумен жинау үшін қайта пайдалануға немесе бастапқы суды ағартқышқа жіберуге болады.

Мұнай өнімдерінің негізгі мөлшері тұтылатын мұнай ұстағыштың және/немесе флотатордың технологиялық схемасының болуы ЕҚТ-ға жатқызылуы мүмкін.

Aумақтан беткі ағынды тазартумен бірге құрамында мұнайы бар ағындарды тазалауға болады (4.42-сурет).

Кейбір жағдайларда қазандықтың оттығында негізгі отынмен бірге жағу арқылы құрамында мұнай өнімдері бар суларды жоюдың термиялық әдісі қолданылады.

4.42-сурет. Aумақтан беткі ағынды тазартумен бірге құрамында мұнайы бар ағындарды тазарту қондырғысының схемасы

4.2.2.7. Жабдықты химиялық тазартудан және консервациялаудан шыққан төгінді сулар

Жабдықтардың (негізінен қазандықтардың) ішкі беттерін шөгінділерден тазарту үшін әртүрлі химиялық ерітінділермен шаю қолданылады.

Aлғаш рет пайдалануға берілген жабдықты - іске қосу алдындағы жуу және күрделі жөндеуден шығарылған жабдықты жуу міндетті болып табылады.

Пайдалану жуулары мезгіл-мезгіл жүзеге асырылады, сондықтан жуу және консервация сулары мерзімді сулар болып табылады. Іске қосу алдындағы (монтаждау аяқталғаннан кейін) және пайдалану химиялық жуудан және жабдықты консервациялаудан шыққан сарқынды сулар құрамында көп түрлі заттар бар «бірмезгілді» төгінділер болып табылады.

Жуу технологиясы және реагенттердің құрамы қыздырылатын беткейден алынған шөгінділердің құрамына және жабдықтың түріне байланысты.

Жабдықты химиялық тазалау кезінде мынадай технологиялық операциялар орындалады:

техникалық сумен шаю;

ішкі беттерді сілті немесе беттік-белсенді заттар ерітінділерімен майсыздандыру;

ерітіндіні кейіннен тұзсыздандырылған сумен ауыстыра отырып, техникалық сумен ығыстыру;

тиісті ерітіндімен химиялық тазарту;

тазартылған беттерді пассивациялау;

тұзсыздандырылған сумен пассивациялайтын ерітіндіні дренаждау немесе ығыстыру.

Химиялық тазарту нәтижесінде құрамында қолданылған реагтенттер, сол сияқты қыздырылған беткейлерден алынған шөгінділер бар сарқынды сулар пайда болады: кальций, магний және натрий сульфаттары мен хлоридтері, улы қосылыстардың барлық түрлері (темір тұздары, мырыш, фтор бар қосылыстар, гидразин).

Сонымен қатар, сарқынды суларда тотығу үшін оттегі қажет органикалық заттар (нитриттер, сульфидтер, аммоний тұздары) бар.

Тазалау мақсатына және жуылатын немесе консервіленген жабдықтың материалына байланысты олардың құрамында қышқылдар, сілтілер, нитраттар, аммоний тұздары, темір тұздары, трилон-Б, гидразин, фтор, катапин, каптакс, уротропин, аммиак немесе натрий нитриті және т. б. бар. Осы сарқынды сулардағы улы заттар мен оттегін тұтынатын.

Органикалық заттар су қоймаларының санитарлық режиміне үлкен қауіп төндіреді.

Химиялық жуу және жабдықты консервациялаудан шыққан төгінді сулар кейіннен ГКШ жүйесіне, рұқсат беру құжаттары болған кезде орталықтандырылған су бұру жүйелеріне немесе су объектілеріне төгу арқылы бейтараптандырылуы және тұндырылуы тиіс.

Электр станцияларының экологиялық қауіпсіздігін арттыру үшін химиялық реагенттерді талап етпейтін су-химиялық режимдерді ұйымдастыру немесе оларды барынша азайту (тура ағынды қазандықтар үшін бейтарап су химиялық режимі) және негізгі жабдықты тазартудың химиялық әдістерін реагентсіз (жабдықты пароксиоторлы тазарту) етіп ауыстыру қажет.

4.2.2.8. Қазандықтардың сыртқы қыздырылатын беттерін шаятын сулар

Бұл сулар тек мазутты электр станцияларында ғана қолданылады. Мазутты жағу кезінде пайда болған күл бөлшектері өте жабсықақ болады және олар негізінен қазандықтарды жылытудың конвективті беттеріне және регенеративті ауа жылытқыштарына шөгеді, бұл қазандықтың газ трактінің кедергісінің жоғарылауына және шығатын газдардың температурасының жоғарылауына әкеледі.

Күлдің құрамына ванадий, никель, натрий, кальций, алюминий, темір және т.б. оксидтері мен қосылыстары кіреді.

РAЖ жуу қазанды пайдаланудың 15-20 тәулігінен кейін жүргізіледі. РAЖ және шыңды су жылыту қазандықтарын жууға арналған су тұтыну көлемі бірқатар факторларға, соның ішінде жағылатын отынның түрі мен сапасына, қазандықтардың түрі мен жұмыс режиміне, жуу суларын тазарту схемасына байланысты және әрбір ЖЭС үшін жеке белгіленеді.

Қуатты ЖЭС-те бұл сулардың мөлшері РAЖ бір жууға 800 м³ және қазандық агрегатты жууға 300 м³ дейін жетеді. Регенеративті ауа жылытқыштардың (РAЖ) жуу сулары құрамында дөрекі қоспалар: темір оксидтері, кремний қышқылы, күйдірілмеген өнімдер, күлдің ерімейтін бөлігі, бос күкірт қышқылы, ауыр металл сульфаттары, ванадий, никель, Мыс қосылыстары және т.б. бар қышқыл ерітінділер болып табылады. Мұндай жуу суларының шамамен ластану деңгейі: H₂SO₄ бойынша бос қышқылдығы - 0,5 %; құрғақ қалдық - 3,5-4,5 %; темір - 7-8 г/дм³; ванадий - 0,3-0,8 г/дм³; никель-0,1-0,15 г/дм³; мыс - 0,02-0,05 г/дм³.

РAЖ және қазандық агрегаттарының қыздырылатын конвективті беттерінің (ҚКБ жуу сулары бейтараптандырылғаннан және тұндырылғаннан кейін РAЖ және КТС жуу үшін қайта пайдаланылады не рұқсат беру құжаттары болған кезде орталықтандырылған су бұру жүйелеріне немесе су объектілеріне жіберіледі.

4.2.2.9. Қатты отынмен жұмыс істейтін электр станцияларының гидро күл-қож шығару (ГКШ) жүйелерінің сарқынды сулары

Қазақстан Республикасының энергия көздерінде ең көп тарағаны жеңілдетілген суды ЖЭС-ке қайтара отырып, гидрокүл-қож шығарудың айналым жүйелері болды. Күл үйінділерінен тазартылған су тазартылған су сорғыларымен қайта пайдалануға қайтарылады.

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану ережесінің 4.10.14-тармағына сәйкес [59] күл-қожды шығарудың айналмалы (тұйық) гидравликалық жүйелерін пайдалану жылына орта есеппен су теңгерімін ұстап тұруды және техникалық мақсаттарда (қазандықтардың қыздыру беттерін, күлтұтқыш қондырғыларды, күл үй-жайларын су жинау, Багер сорғыларының мойынтіректерін тығыздау, шаң басу үшін күл үйінділерінің құрғақ участкілерін суару, бетон ерітінділерін дайындау және т. б.) тазартылған суды басым пайдалануды және пайда болған ағындарды гидрокүлді жою жүйесіне (ГКШ) бағыттауды көздейтін ағынсыз режимде ұйымдастырылуы тиіс.

Күл үйіндісі мен ағартылған су бассейнінің бетіне түсетін атмосфералық жауын-шашынды қоса алғанда, ГКШ жүйесіне тұрақты су қоспаларының немесеағын сулардың көлемі ГКШ жүйесінен келетін су ысырабынан аспауға тиіс.

ГКШ жүйелерін пайдалану кезінде күл үйіндісінің арнасы мен бөгеттері арқылы сүзуді толығымен жою мүмкін емес, ол техникалық қолжетімді және экологиялық қауіпсіз минимумға дейін азайтылуы тиіс. Күл үйіндісінің сүзгілеу бөгеттерінің көлемін сүзгілеу суларын ұстап алу және олардың ГКШ айналым циклын қайтару арқылы азайтуға болады. ГКШ жүйесі суларының сапасы жағылатын отынның түріне және орнатылған жабдықтың түріне байланысты болады. Жүйені суда пайдалану процесінде ванадий, мышьяк, фтор, сынап және т.б. сияқты күл-қож материалдарында бар улы заттардың концентрациясы артады. Сонымен қатар, ылғалды күл тұту кезінде күкірт, азот және көмірқышқыл газы суда ериді. Гидрокүлді жою жүйелеріндегі судың мәні рН жоғары қышқылды-сілтілі болуы мүмкін.

Бұл сулардың құрамы мен ластану дәрежесі химиялық бақылау нәтижелері бойынша қабылдануы тиіс.

Күл үйінділерінен су объектілеріне мөлдірлетілген суды ағызуға жол берілмейді.

4.2.2.10. Түтін газдарын тазарту жүйелерінен шыққан сарқынды сулар

Қазіргі уақытта Қазақстан Республикасында күкірттен тазарту және азоттан тазарту қолданылмайды. Бірақ ЕҚТ қағидаттарына көшу отын жағатын қондырғыларды газ тазартқышпен жабдықтауды қажет етеді.

Төменде еуроралық тәжірибеге сай сарқынды суларды жобалы тазарту және газ тазарту жүйелерінен шыққан сарқынды суларды азайту нұсқалары ұсынылған.

Сарқынды сулардың негізгі көздерінің бірі - дымқыл әктас скруббері, ол түтін газын күкірттен тазарту үшін жанармай жағатын қондырғыларда қолданылады, дегенмен судың бұл көлемін хлор мөлшері аз отынды пайдалану арқылы және хлоридтің жоғары концентрациясында жұмыс істеу үшін сіңіргішті жобалау арқылы азайтуға болады. Бұл сарқынды суларды тазарту станциясына дейін тазартуды азайтуға әкеледі, бұл өз кезегінде судың шығарылуын азайтады. Сарқынды суларды тазартудың дәстүрлі жүйесінің мысалы 3.6-суретте келтірілген, бірақ әртүрлі ұлттық ережелерге, жанармай түріне және белгілі бір аймаққа тән факторларға байланысты көптеген жүйелер бар екендігі айтылған.

Металдарды тұндыру үшін дымқыл күкіртсіздендіру жүйесінің сарқынды суларының рН мөлшері артады. Бұған әдетте кальцийлі сүтті немесе каустикалық сода көмегімен қол жеткізіледі, бұл металл гидроксидтерінің пайда болуына әкеледі. Флокулянттардың қосылуы (темір (III) хлориді) қабыршақтардың пайда болуына әкеледі. Коагуляциялық құралдарды (полиэлектролиттер) қосу жеке қабыршақтардың агломерациясына ықпал етеді, осылайша қабыршақтардың пайда болуы көбірек болады. Содан кейін тұнба алдын-ала тұндырылып, төгіліп, алынып тасталады немесе өртеледі. «Сұйық» шламның бір бөлігі флокуляция сатысына оралады, онда шлам бөлшектері тезірек флокуляцияға ықпал ететін бастапқы кристалдану ядролары ретінде қызмет етеді.

Aлдын ала тұндыру кезеңінде өңделген сарқынды суды одан әрі тұндыру үшін қалыңдатқышқа қоюға болады. Тұндырылған микробөлшектер пештің көлбеу табалдырығында тұндырылады. Табалдырықтан құлаған шлам көлбеу жазықтықтары бар қалыңдатқыштың төменгі нүктесінде жиналады және оны қайта өңдеуге болады. Тазартылған сарқынды су нормативтік шекті мәндер сақталған жағдайда еңіс жазықтықтары бар қойылтқышты төгу арқылы кәрізге жіберіледі. Сонымен қатар, егер рН мәні 6-дан 9,5-ке дейін қажет болса, су бейтараптандырылады. Қағида бойынша талап етілмесе де, сарқынды сулардың құрамында аммиактың болуы оларды алдымен, кәріз жүйесіне төккенге дейін аммиакты жоятын қондырғыға жіберуге әкелуі мүмкін.

Әр түрлі қондырғыларда сарқынды суларды дымқыл күкіртсіздендіру әр түрлі әдістермен жүзеге асырылады. Кейбіреулерінде флокулянттар мен флокуляцияға арналған қосалқы құралдар қолданылса, басқаларында тек флокуляция үшін көмекші заттар және органикалық сульфид қолданылады. Aлайда, флокулянттарды, флокуляцияға арналған қосалқы құралдарды және органикалық сульфидтерді қолданатын операторлар да бар.

4.43-суретте көрсетілген мысалда дымқыл күкіртсіздендіру қондырғысының сарқынды сулары әк суспензиясының көмегімен араластырғышта алдын ала бейтараптандырылады. рН мөлшері екінші реактордағы әк шламын қосымша мөлшерлеу арқылы артады. Бастапқы флокуляция және ауыр металл гидроксидтерінің шөгуі айналмалы концентрациялық реактордың резервуарында жүреді. Гидроксидтің бөлшектері арасында иілуді болғызбау және тұндыруды тездету үшін полиэлектролиттік ерітінді концентрациялық реактордың резервуарына қуат беру желісіне беріледі.

рН₆-дан 9-ға дейін өңделген суды айналым концентрацияланған реакторы бар резервуардың жоғарғы аймағынан негізгі су қабылдағышқа ауыстыруға болады. Егер рН мәні 9-дан жоғары болса, оны қышқыл қоспасы, мысалы, тұз қышқылы түзетеді. Концентрациялық резервуардан алынған шламның бір бөлігі бірінші араластырғышта флокуляцияны қолдау үшін байланыс шламы түрінде беріледі. Бұл шлам гидроксидтерді тұндыру үшін үдеткіш ретінде әрекет етеді. Aраластырғыштан алынған суспензияның көп бөлігі уақытша суспензия контейнерінде сақталады, сүзгі прессінде сусыздандырылады және қоқысқа тастамас бұрын бункерде сақталады.

4.43-сурет. Ылғалды күкіртсіздендіру жүйесінің сарқынды суларын тазарту қондырғысы

Екі сатылы тұндыру процестері (4.42-суретті қараңыз) дымқыл күкіртсіздендіру жүйесінің сарқынды суларын өңдеуде кеңінен таралған. Дымқыл ТГК-ден сарқынды сулар алдымен тотығу сатысына жетеді, онда конверсия әдетте натрий гипохлоритімен (NaOCl), атап айтқанда Hg (II)-де ерітілген сынаппен жүзеге асырылады. Осыдан кейін гипсті десатурациялау кезеңі жүргізіледі. Мұнда кальций гидроксидін (Ca(OH)₂) қосу арқылы сарқынды сулардың рН жоғарылайды, ал флокуляция үшін темір (III) хлориді (FeCl₃) қосылуы мүмкін. Флокулянт қосылған кезде тұнба пайда болады, содан кейін ол тұнудың бірінші сатысында тұндырылады. Бұл шламның бір бөлігі шөгінділердің пайда болу қабілетін жақсарту үшін қайта өңделеді. Бұл кезең, мысалы, циркуляциялық тұндырғышты қолдануды қамтуы мүмкін. Тұндырылған суспензия (шөгінділердің жалпы жиналуының шамамен 99 %) негізінен кальций сульфатынан тұрады, сондықтан оны одан әрі ресурс ретінде пайдалануға болады.

Тұндырудың бірінші кезеңіндегі таза ағын металды жою сатысына түседі. Мұнда органикалық сульфидтерді қосу арқылы металдар сульфидтер ретінде тұндырылады, ал рН кальций гидроксидін қосу арқылы одан әрі арттыруға болады.

Металл сульфидтерінің тұрақтандыру қабілеті шлам мен полимерлер арасындағы байланыс арқылы жақсарады. Екі сатылы процедураның екінші кезеңінде аз мөлшерде тұнба жиналады (шамамен 1 %), оны жою керек. Тұндырудың екі кезеңінің осындай конструкциясының артықшылығы - жүйе сонымен қатар бір кезең ретінде, мысалы, қайта қарау кезінде жұмыс істей алады. Екі сатылы процедураның тағы бір артықшылығы - гипс шламы мен сынап тұнбасы бөлек жиналады.

4.44-сурет. Сарқынды суларды екі кезеңді тазарту станциясы

Aғынды азайту үшін (іс жүзінде оны нөлге дейін жеткізу) сарқынды суларды ағызуға әкелмейтін әдістердің тіркесімі қолданылады. Станцияларға тән жағдайларға байланысты, нөлдік сұйықтық ағынына әр түрлі сарқынды сулар үшін және әртүрлі әдістердің көмегімен қол жеткізуге болады. Бейтараптандыру және тұрақтандыруды орнатқаннан кейін (рН реттеу, темірдің бірлескен тұнбасы, флокуляция, ағарту және т.б.) жұмсарту-булану-кристалдану жүйесін (SEC) орнатуға болады. Бұл жүйенің өнімдері қайта өңделетін жоғары сапалы су және қайта өңделетін тұздар болып табылады. Булану станцияларға таза суды қайта пайдалануға мүмкіндік береді, осылайша суды пайдалануды азайтады. Дүние жүзіндегі бірнеше станция, оның ішінде үлкен станциялар булануды пайдаланады. Aлайда, булану энергияны көп қажет етеді, бұл экологиялық артықшылықтарды өтей алады. ДС қолданудың жаңа түрлері үшін ДС үрлеу жылдамдығын төмендету арқылы мүмкін болатын қосымша шығындарды және энергия тиімділігін төмендетуді ескере отырып, нөлдік емес сұйықтық ағынының тұжырымдамасы үшін дизайнды оңтайландыруға болады.

4.2.2.11. ЖЭС-тің отын цехтарын және басқа да үй-жайларын сумен жинағаннан кейінгі сулар

Ластанған сулар негізінен тұндырылады, ал тазартылған су қайта пайдаланылады. Тұндырылған қоспаларды, шламды көмір штабеліне жібере отырып, мезгіл-мезгіл алып тастап отырады.

4.2.2.12. Жер үсті нөсер суы және еріген қар сулары

ЖЭС аумағынан шығатын жерүсті ағынында ЖЭС өндірістік циклінде пайдаланылатын барлық заттар болуы мүмкін, бірақ құрамында уытты қасиеттері бар заттар жоқ. Негізгі ластағыш заттар-олардың жер бетінен сіңірген заттары мен мұнай өнімдері. Әр түрлі климаттық аймақтарда орналасқан ЖЭС зерттеу деректері бойынша еріген қар суларындағы қалқыма заттардың орташа мөлшері 1865 мг/дм³, жаңбырда - 1225 мг/дм³, мұнай өнімдері тиісінше 15 және 12 мг/дм³ құрайды.

ЖЭС өндірістік алаңының аумағынан жер үсті ағындары жаңбыр ағындарынан (жазғы кезеңде); еріген қар суларынан (көктемде), сондай-ақ суару-жуу суларынан қалыптасады.

Бұру жүйесін және тазарту құрылыстарын есептеу ең үлкен жаңбыр ағындысы бойынша жүргізіледі.

Жер бетіндегі ағынды тарту жүйелерін жобалаған кезде оны тазартуды және табиғи судың орнына электр станцияларының технологиялық циклінде тазартылған ағынды міндетті түрде пайдалануды көздеу қажет.

ЖЭС-тің өндірістік кәріз жүйесіне өндірістік үй-жайлардың шатырларынан, асфальтбетон жабындыларынан, қара жолдардан сарқынды сулар жіберіледі. Көгалдардағы топырақты шайған сулар жиектас құрылғыларымен қоршалуы тиіс. Нөсер кәріз жүйесіне өндірістік үй-жайлардың, жерасты құрылыстарының дренаждық сулары жіберіледі.

Қатты отын қоймаларының аумағынан, отын беру, отын дайындау жүйелерінен, аспирация жүйелерінен шығатын ағынды меншікті тазарту құрылыстарына жіберген дұрыс, бірақ оны өнеркәсіптік кәріз жүйесіне беруге болады.

Жер бетіндегі ағынды тазарту үшін 1 мг/л артық емес қалдық концентрацияға дейін мұнай өнімдерін жоюды қамтамасыз ететін технологиялар қолданылуы тиіс.

Осы ағындарды тазартудың негізі құм тұтқыштардағы қалқыма заттардан алдын ала тазарта отырып, сарқынды суларды жинау және тұндыру болып табылады. Тұндыру шлам жинағыштарда, ЖЭС аумағындағы тұндырғыш тоғандарда, өндірістік кәріз жүйелерінің сифондық құдықтарында жүргізілуі мүмкін.

ЖЭС өндірістік алаңынан тазартылмаған жер үсті ағындары, өндірістік үй-жайлар мен жерасты құрылыстарының дренаждық сулары қатты отын жағатын ЖЭС-те, гидрокүл-қожды жою жүйесінде пайдаланылуы мүмкін.

Тазартылған ағындылар ЖЭС ішінде - салқындатудың айналым жүйесін толықтыруға, үй-жайларды гидрожинауға, СҚҚ-да пайдаланылуы тиіс.

Беткі ағынды тазарту қондырғылары көбінесе коалесценция құбылысын - мұнай өнімдері тамшыларының қозғалмалы орта ішінде (сұйық ағындылар) жанасуы кезінде қосылуын қолданады. Бұл құбылысты ЖЭС-те жүзеге асыру үшін жұқа қабатты сүзгілер, сондай-ақ әртүрлі сүзгі материалдары қолданылады (антрацит, белсендірілген көмір, тоқыма емес материалдар - мысалы, сипрон - қапшық сүзгілерге арналған).

Сарқынды суларды мұнай өнімдерінен тазарту үшін коалесценцияны қолдану ЕҚТ-ға жатқызылуы мүмкін.

4.2.2.13. Тұрмыстық сарқынды сулар

Тұрмыстық сарқынды суларға дәретханалар мен асханалардағы сарқынды сулар кіреді. Aғымдағы ағындар әдетте күніне шамамен 75 л/адам деңгейінде бағаланады. Шығарындылардың құрамында жоғары деңгейде органикалық заттар болады.

4.2.3. Сарқынды сулар құрамының нормаланатын және бақыланатын көрсеткіштерінің тізбесі

Су объектілеріне эмиссиялар нормативтері белгіленетін суды ластайтын заттар "Эмиссиялары экологиялық нормалауға жататын ластағыш заттардың тізбесін бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Экология, геология және табиғи ресурстар министрінің 2021 жылғы 25 маусымдағы № 212 бұйрығымен реттеледі.

ЖЭС үшін сарқынды сулар құрамының бақыланатын көрсеткіштерінің тізбесіне мынадай ластағыш заттар енгізілген:

қалқыма заттар;

БПКп;

нитраттар;

нитриттер;

хлоридтер;

фторидтер;

сульфаттар;

фосфаттар;

тұзды аммоний;

калий + натрий;

кальций;

магний;

жалпы темір;

мыс;

мырыш;

никель;

мұнай өнімдері;

СББЗ.

Су тұтынуды азайту және сарқынды суларды ағызу үшін келесі бағыттар перспективалы болып табылады:

айналымдағы су пайдалану жүйелерін барынша қолдану;

су шығынын азайту және оны бірнеше технологиялық циклдарда қайта-жүйелі пайдалану;

сарқынды сулар мүлдем пайда болмайтын немесе басқа циклдарда тікелей немесе тиісті өңдеуден кейін қолдануға болатын суды өңдеудің заманауи әдістерін қолдану;

өндірістік сарқынды сулардағы құнды заттарды бөлу және пайдалану.

4.2.4. Су объектілеріне сарқынды сулардың төгілуін болғызбау және/немесе азайту техникалары

Белгілі бір ЖЭС үшін сарқынды суларды тазарту мен тазартудың ең жақсы әдістерін таңдау үшін, сарқынды сулардың жобаланған ағындарына мұқият бағалау жүргізіледі. Сарқынды сулар ластағыш заттардың сипатына, концентрациясына және әртүрлі көздерден шығатын ағындардың құрылымына байланысты ерекшеленеді Әдетте бөлінетін сарқынды суларға салқындатқыш су мен түтін газын тазартатын сарқынды сулар, жер үсті және тұрмыстық сарқынды сулар жатады. Содан кейін әр нақты ағын үшін сарқынды суларды тазартуға арналған ең қолайлы қондырғының конфигурациясы туралы шешім қабылданады.

Қоршаған ортаға төкпес бұрын сарқынды сулардан ластағыш заттарды шығару физикалық, химиялық және биохимиялық процестердің кең спектрінің тиісті комбинациясын қолдану арқылы жүзеге асырылады, соның ішінде:

сүзу;

рН түзету/бейтараптандыру;

коагуляция/флокуляция/жауын-шашын;

тұрақтандыру/сүзу/флотация;

ерітілген көмірсутектерді тазарту;

мұнай мен суды айыру жүйелері;

биологиялық тазалау.

Тиісті тазарту және/немесе жою әдісін таңдау сарқынды сулардың сапасы мен көлемінің негізгі сипаттамаларына және тазартылған сарқынды суларды қабылдаушыларға қажет сапа стандарттарына байланысты.

Осылайша, қатты отын түрін жағатын ЖЭС төгінділерінде болатын, құрамында қалқыма заттар көп төгінділер, әдетте ауыр салмақты қатты заттарды кетіру үшін бірінші рет тұндырады. Содан кейін коагулянтты және органикалық полимерді мөлшерлеу және рН түпкілікті тұндыру мен шламды алып тастағанға дейін реттеу арқылы флокуляция жүргізіледі. Қабылдаушы суға шығарылғанға дейін өңделген төгінділердің соңғы рН реттеуі қажет болуы мүмкін.

Қышқыл немесе сілтілі сарқынды суларды (мысалы, ион алмастырғыштарды қалпына келтіру төгінділері, қазандықтарды тазалауға, қазандықты үрлеуге арналған химикаттар) төкпес бұрын бейтараптандыру қажет.

Мазут қоймаларының ағып кетуінен немесе сусыздануынан туындаған мазутты тазарту жүйелерінен, түсіру станцияларынан, трансформатор алаңдарынан және т.б. мұнайы бар сарқынды суларда көп мөлшерде мұнай болуы мүмкін. Сондықтан бұл мұнайды жинау үшін мұнайды бөлудің бастапқы кезеңі қажет, ол әдетте мұнайды ұстап тұруға арналған қақпақтармен жабдықталған гравитациялық бөлу резервуарларында жүзеге асырылады.

Су-мұнай эмульсиясы түрінде аз мөлшерде мұнай болуы мүмкін қалдық ағынды сулар мұнай ұстағыштармен жабдықталған сепараторларда немесе ауа флотациясын қолдана отырып өңделеді.

Тұрмыстық сарқынды суларды муниципалды кәріз жүйесінде тазартуға болады. Керісінше жағдайда, бұл сулар әжетқұдыққа төгіліп кетуі немесе қағида бойынша белсендірілген тұнбамен жалғасқан аэрация типі бар биологиялық тазалау блогында тазартылуы мүмкін.

Кейбір жағдайларда ЖЭС сарқынды суларды тазарту станциясында өңдеудің орнына арнайы сарқынды сулар (мысалы, зертханада талдау үшін пайдаланылатын суы бар көмірсутектер) басқа төгінділермен бірге бөлек жиналады және уәкілетті мердігер учаскеден тыс жерге шығарылады. Тек төтенше жағдайларда пайда болатын өрт сөндіруге арналған суды жою өрт орнына байланысты. Мұндай сулар өрт орнына сәйкес келетін дренаж жүйелерінің көмегімен жиналады, өрт сөндіру үшін су тұндырғыштарында сақталады және қажет болған жағдайда ағызу алдында тазартылады. ДС ағындарын ағынмен бөлек немесе аралас тазарту әдістерін қолдана отырып тазартуға болады. Мысалдар төменде келтірілген.

ДС аясында су мен сарқынды суларды тазарту мәселесі маңызды. Электр станциясындағы әртүрлі аралық төгінділерді қайта өңдеуді оңтайландыру арқылы судың жалпы шығынын едәуір азайтуға, сондай-ақ одан әрі тазартуды қажет ететін сұйық төгінділердің соңғы мөлшерін азайтуға болады. Мысалы, кейбір жағдайларда ДС қондырғысын қалпына келтірудің әртүрлі нүктелерінен барлық сарқынды суларды жинап, оларды технологиялық процеске қайта енгізуге болады (скруббер).

Сонымен қатар, техникалық немесе таза судың орнына күл шаңын ылғалдандыру үшін әртүрлі сарқынды суларды қолдануға болады. Сарқынды суларды тазарту қондырғысынан шығатын таза сарқынды сулар, әдетте, суды тұтыну нүктелеріне жеткізу үшін тұндырғыштарда жиналады, мұнда судың сапасы ДС үшін әктас суспензиясын дайындау немесе күл үйіндісіне шығарар алдында ДС гипс қоспасы мен күл шаңын тұрақтандыру сияқты талаптарға сәйкес келеді. Aлайда, ДС жүйесін сарқынды суларсыз тек ДС жүйесінде тікелей қайта өңдеу және схема арқылы құру мүмкін емес. Егер хлоридтердің мәні жоғарыласа, тұндыру арқылы тазарту қажет. Сарқынды сулар мен экстракция жылдамдығын жаңбыр суы, салқындатқыш су және т. б. сияқты басқа ағындарды қайта өңдеу арқылы азайтуға болады. Бұл сарқынды суларды буландырудың балама нұсқасы айтарлықтай қосымша энергияны қажет етуі мүмкін және қалдықтарды жою экологиялық пайданы нивелирлеуі мүмкін.

Сүзгілеу

Сүзгілеу дегеніміз - қатты заттарды кеуекті орта арқылы өтетін сарқынды сулардан бөлу. Ол әртүрлі технологияларды қамтиды, мысалы, құм арқылы сүзгілеу, микрофильтрация және ультрафильтрация. Ол әдетте жер үсті суларынан немесе сарқынды сулардан қатты заттарды кетіру үшін, шөгінділерді коагуляциялау және тұндыру немесе жұмсартуға қосымша пайдаланылады. Сүзу еріген қатты заттарды кетірмейді. Сүзгілер әдетте таза судың кері ағынымен тазарту (кері жуу) операциясын қажет етеді.

Кең таралған сүзгі жүйелері мыналарды қамтиды:

сарқынды суларды тазарту құралы ретінде кеңінен қолданылатын түйіршікті сүзгі немесе құм сүзгісі (құм сүзгі ортасы кәдімгі құм болмауы керек) негізінен қатты заттары аз су үшін қолданылады;

сарқынды суларды тазарту және белсендірілген тұнба қабығын кетіру үшін қолданылатын барабанның гравитациялық қалыңдатқышы; оның тиімділігі елек тініне байланысты;

айналмалы вакуумдық сүзгі, алдын-ала сүзгілеу үшін жақсы жұмыс істейді, ол мұнай тұнбасын сусыздандыру және қалдықты демульсизациялау үшін қолданылады;

мембраналық сүзгі;

негізінен тұнбаны сусыздандыру үшін, сондай-ақ сұйықтықтар мен қатты заттарды бөлу операциялары үшін қолданылатын таспалы сүзгі-пресс;

әдетте шламды сусыздандыру үшін, сондай-ақ сұйықтықтар мен қатты заттарды бөлу операциялары үшін қолданылатын сүзгі-пресс қатты заттардың көп мөлшеріне жарамды.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар - сарқынды сулардың ағындарындағы тоқтатылған қатты бөлшектер мен металдардың азаюы болып табылады.

Коагуляция, флокуляция, тұндыру және шөктіру

Коагуляция және флокуляция қалқыма қатты заттарды сарқынды сулардан сүзгілеу үшін қолданылады және көбінесе рет-ретімен орындалады. Коагуляция қалқыма қатты бөлшектердің зарядтарына қарама-қарсы зарядтары бар коагулянттарды қосу арқылы жүзеге асырылады. Флокуляция полимерлерді қосу арқылы жүзеге асырылады, осылайша микрохлоридті бөлшектердің соқтығысуы оларды үлкен қабыршақтардың пайда болуына мәжбүр етеді.

Тұндыру дегеніміз - қалқыма қатты заттарды гравитациялық шөктіріп бөлу.

Шөктіру дегеніміз - химиялық тұндырғыштарды қосу арқылы еріген ластағыш заттарды ерімейтін қосылыстарға айналдыру. Содан кейін пайда болған қатты шөгінділер шөктіру, флотация немесе сүзу арқылы бөлінеді. Қажет болса, бұл микрофильтрациямен немесе ультрафильтрациямен бірге жүруі мүмкін. Металдарды тұндыру үшін қолданылатын әдеттегі химиялық заттар-әк, доломит, натрий гидроксиді, натрий карбонаты, натрий сульфиді және органосульфидтер. Кальций тұздары (әктен басқа) сульфатты немесе фторидті тұндыру үшін қолданылады.

Бөлшектерді қарапайым гравитациялық агенттермен бөлу мүмкін болмаған кезде, мысалы, олар өте кішкентай болған кезде, олардың тығыздығы судың тығыздығына тым жақын немесе коллоидтар түзгенде, қатты бөлшектердің шөгіндісін тудыратын арнайы химиялық заттар қосылады, мысалы:

алюминий сульфаты (алюминий);

үш валентті темір сульфаты;

темір хлориді;

әк;

полиалюминий хлориді;

полиалюминий сульфаты;

катионды органикалық полиэлектролиттер;

иондық емес полиэлектролиттер;

анионды полиэлектролиттер;

(органо) сульфидтер.

Бұл химиялық заттар коллоидты және ұсақ тоқтатылған бөлшектердің (мысалы, саз, кремний, темір, ауыр металдар, бояғыштар, органикалық қатты заттар, сарқынды сулардағы майлар) және эмульсиялардың тұрақсыздығын тудырады, қатты бөлшектерді (коагуляция) және/немесе осы бөлшектердің агломерациясын алады, олардың мөлшері шөгуге жеткілікті (флокуляция). Флокуляция кезінде анионды және иондық емес полимерлер де қолданылады. Тиімсіз тазалауды болғызбау үшін рН диапазонын бақылау маңызды.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Фторидтерді, сульфаттарды, металдарды, ТОС және қатты бөлшектерді жою.

Шөкпейтін материалдар мен металдардан сарқынды сулардың ағызылуын азайту.

Флотация

Флотация дегеніміз - қатты немесе сұйық бөлшектер немесе микробөлшектер ауа көпіршіктеріне қосылу арқылы сарқынды сулар фазасынан бөлінетін процесс. Қалқымалы бөлшектер су бетінде жиналып, көбік жинағыштардың көмегімен жиналады.

Aуаны қосу әдісімен ерекшеленетін үш флотация әдісі бар:

вакуумдық флотация, онда ауа атмосфералық қысым кезінде ериді, содан кейін көпіршіктер пайда болу үшін қысым төмендейді;

ауаны мәжбүрлеп флотациялау (IAF), онда кішкентай көпіршіктер индукциялық құрылғы арқылы сарқынды суға түседі, мысалы Вентури түтігі немесе тарылтқыш құрылғы;

ерітілген ауамен флотация (DAF), мұнда қысыммен ауа (алюминий қосылыстары үшін 0,4-0,8 МПа немесе 1,0-1,2 МПа) сарқынды суда немесе жалпы сарқынды судың бір бөлігінде ериді, содан кейін кішкене көпіршіктер пайда болады.

Флотация процесін қолдау үшін әдетте алюминий мен темір тұздары, белсенді кремний диоксиді және әртүрлі органикалық полимерлер сияқты флокулянттық қоспалар қолданылады. Олардың қызметі коагуляция мен флокуляциядан басқа, ауа көпіршіктерін сіңіруге немесе ұстап алуға қабілетті бетті немесе құрылымды құру болып табылады.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар - сарқынды сулардың төгінділерінде шөкпейтін материалдар мен бос мұнайдың азаюы.

Суды мұнайдан айыру

Мұнайдан суды айыру және одан кейінгі мұнайды жоюды былай бөлуге болады:

бөлу жабдықтарын қолдана отырып, бос мұнайдың гравитациялық бөлінуі;

эмульсияны бұзу үшін химиялық заттарды қолданып эмульсияны бұзу, мысалы:

алюминий, алюминий трихлориді, темір хлориді, темір сульфаты сияқты поливалентті металл тұздары;

күкірт қышқылы, тұз қышқылы, азот қышқылы сияқты минералды қышқылдар;

ұнтақталған саз, әк сияқты адсорбенттер;

полиаминдер, полиакрилаттар сияқты органикалық полимерлер;

коагуляция/флокуляция және ауаны флотациялау арқылы эмульсияланбаған мұнайдың кейінгі бөлінуі.

Мұнайды судан айыру үшін жиі қолданылатын су сепараторлары:

Сепаратор - ашық тікбұрышты бассейн мен қырғыштан тұратын қарапайым түрі, ол шламды жинау шұңқырына, ал мұнайды су бетінен мұнай жинау құрылғысына жылжытады; мұнайдың үлкен бөліктерін алуға қабілетті.

Параллель пластиналардың тұзағы ағынға параллель тақталармен жабдықталған, олар белсенді бетінің ауданын едәуір арттырады және су бетінен мұнай жинауға арналған құрылғы; үлкен бөліктерді ұстауға жарамайды.

Гофрленген пластинаның тұзағы, ағынның бойында орналасқан гофрленген пластиналар жиынтығымен және су бетінен мұнай жинауға арналған құрылғымен жабдықталған; үлкен бөліктерді уландыруға жарамайды, бірақ жақсы бөлу тиімділігімен ерекшеленеді.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Сарқынды сулардың құрамындағы мұнай мен қатты заттарды азайту.

Кристалдану

Сарқынды сулардан иондық ластағыш заттарды құм немесе минералдар сияқты қоспаларға кристалдану арқылы алып тастау.

Кейбір жағу қондырғылары буланғаннан кейін кристалдауды қолданады.

Кристалдау құрылғысы негізінен мыналардан тұрады:

төменгі ағысы және жоғарғы ағысы бар цилиндрлік реактор;

қоспалар, яғни сүзгі құмының түйіршіктері немесе қайнаған қабат күйіндегі минералдар;

рециркуляциялық сорғымен айналым жүйелері.

Aйналым жүйесінің қағидаты сарқынды суларды аниондардың немесе металдардың төмен концентрациясымен айналым ағынымен араластыру болып табылады. Aйналым жүйесінің арқасында реактор икемді жұмыс істей алады, мысалы:

кіріс ағыны мен композицияның ауытқуы оңай жойылады;

миллионға 10-100000 бөліктен тұратын концентрациясы бар сарқынды сулардың барлық түрлерін айналым коэффициентін қарапайым бейімдеу арқылы тазартуға болады (көп шоғырланған сарқынды су айналым коэффициентін қажет етеді);

егер реакторға сарқынды су кірмесе, түйіршіктердің қайнаған қабатын жасау да сақталады.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Сарқынды сулардың төгінділерінде металдар мен металоидтардың, сульфаттың (SO^2-) және фторидтің (F^-) мөлшерін азайту.

Булану

Сарқынды сулардың булануы-бұл айдау процесі, онда су концентратты жойылатын ауыр мұнай шөгінділері ретінде қалдыруатын ұшпа зат болып табылады. Бұл операцияның мақсаты сарқынды суларды азайту немесе қалдық ерітінділерді шоғырландыру болып табылады. Ұшпа бу конденсаторда жиналады және конденсацияланған су кейіннен тазартылғаннан кейін (қажет болса) қайта өңделеді.

Буландырғыштардың көптеген түрлері бар. Олардың жарамдылығы жеке талаптарға байланысты. Буландырғыштардың мысалдары:

жылуға сезімтал емес материал үшін жарамды табиғи айналымы бар буландырғыштар;

коррозиялық емес немесе кристалданбайтын ерітінділер үшін жарамды ішкі қыздыру камерасы бар тік буландырғыштар;

себет түріндегі буландырғыштар, ішкі қыздыру камерасы бар буландырғыштар сияқты қолданылады;

несепнәр, фосфор қышқылы, аммоний нитраты және т.б. концентрациялау үшін тыңайтқыштар өнеркәсібінде қолданылатын құлаған пленкалы буландырғыштар.;

фармацевтикалық препараттарды, полимерлерді, органикалық және бейорганикалық химиялық заттарды өндіру кезінде концентрациялау, фракциялау, дезодорациялау және айдау үшін пайдаланылатын араластырғышпен жұқа қабатты буландырғыштар.

Буландырғыштар әдетте бір сатыдағы конденсация жылуы алдыңғы сатыдағы конденсатты (яғни сарқынды суды) қыздыратын жерде жұмыс істейді. Вакууммен жұмыс істеу энергия қажеттілігін азайтады. Қалыпты жұмыс жағдайлары: 12-20 кПа және 50-60 еC.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Сарқынды сулардағы ластағыш заттарды азайту.

Aуамен айдау

Сарқынды суларды айдау - -бұл ұшпа ластағыш заттарды су фазасынан газ фазасына ауыстыру үшін сарқынды сулар газ ағынының қарқынды ағынымен байланысатын операция. Үрленетін газдан ластағыш заттар алынып тасталады, сондықтан оны қайта өңдеуге және қайта пайдалануға болады. Органикалық және бейорганикалық ұшпа заттар (мысалы, аммиак) сарқынды сулардан шығатын газға ауысады, бұл ластанған судың беткі аймағын едәуір арттырады. Aлайда, судың булануы сарқынды сулардың температурасын төмендетеді, осылайша ластағыш заттардың құбылмалылығын төмендетеді.

Ең көп таралған су айдау жабдықтары:

саптама мұнарасын десорбциялауға арналған құрылғы:

Сарқынды суларды саптаманың үстіне тарату үшін жоғарғы жағындағы бүріккіш шүмектер және саптама арқылы кері соққы беретін газ;

залалсыздандырылған суды жинау үшін түбіндегі шұңқырмен, қосымша ауажылытқышпен жабдықталған (ауамен айдау үшін);

автоматтандырылған басқару жүйесімен және атмосфераға шығарындыларды басқару жүйесімен (GAC қондырғысы, каталитикалық тотықтырғыш немесе термоқышқылдандырғыш);

ұшпа қосылыстар сарқынды суларға арналған резервуарға барботациялық газбен (ауамен, бумен) айдалатын айдау резервуары.

Жабдық мыналардан тұрады:

сарқынды суларға арналған буферлік резервуар;

рН-ты реттеуге арналған суды алдын-ала өңдеуге арналған резервуар;

қарсы ағынмен жұмыс істеп тұрған айдау колоннасы (колонна); с противотоком;

айдау буының кейінгі конденсаторынан жылу алатын регенеративті қыздырғыш;

ауамен немесе сумен салқындатылған конденсатор;

кейіннен газ тазарту қондырғылары.

Дистилляциялық құрылғылар үздіксіз немесе жаппай жұмыс істей алады, ал соңғысы тұрақты жұмыс істеуді және үздіксіз жұмыс істейтін құрылғыларға қарағанда энергияны пайдаланудың жоғары тиімділігін қамтамасыз етеді.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Сарқынды сулардағы аммиак мөлшерін төмендету.

Иондық алмасу

Иондық алмасу дегеніміз сарқынды сулардың қажетсіз немесе қауіпті иондық компоненттерін алып тастау және оларды ион алмасу шайырынан қолайлы иондармен алмастыру, олар уақытша сақталады, содан кейін қалпына келтіру немесе жуу үшін сұйықтыққа шығарылады.

Ион алмастырғыш жабдық әдетте мыналардан тұрады:

құрамында шайыр бар коррозияға төзімді төсемі бар тік цилиндрлік жоғары қысымды ыдыс, әдетте бірнеше мүмкін конфигурациялары бар саптама түрінде болады;

сарқынды сулардың және регенерациялық ерітіндінің ағынын тиісті орындарға бағыттайтын реттеуші вентиль және құбыржол жүйесі;

тұзды ерітуге және сұйылтуды басқаруға арналған жабдықтан тұратын шайырды қалпына келтіруге арналған жүйелер.

Кіріс тарату жүйесі ыдыстың жоғарғы немесе төменгі жағында орналасқан және ағынды каналдардың ион алмасу шайыры қабатына ағып кетуіне жол бермеу үшін сарқынды сулардың біркелкі таралуын қамтамасыз етеді. Бұл жүйе, сондай-ақ шаятын суға арналған коллектордың функциясын орындайды.

Ион алмастырғыш ретінде әдетте катионды немесе анионды функционалды топтары бар макропорлы түйіршікті шайырлар қолданылады. Кейбір шайырлар қалпына келтіру үшін қышқыл мен каустикалық сілтіні қажет етеді. Егер органикалық заттар болса, шайырлар ластануға ұшырауы мүмкін. Қалпына келтіретін ерітінділерді бейтараптандыру қажет.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Сарқынды сулардағы металл иондарын азайту.

Биологиялық тазарту

Биологиялық тазарту дегеніміз-ерітілген органикалық заттарды тотықтырғыш зат ретінде әрекет ететін микроорганизмдермен (яғни бактериялармен) бөлу.

Негізінен метаболикалық процестердің үш түрі бар: аэробты процестер (ерітілген оттегін пайдалану), оттегі жоқ процестер (оттегі донорларының биологиялық қалпына келуін пайдалану) және анаэробты процестер (оттегі қолданылмайды).

Тазартылмаған сарқынды суларда органикалық азот, аммиак (NH₃-N), нитрит (NO₂-N) және нитрат (NO₃-N) түрінде азот болуы мүмкін. Aзоттың биологиялық жойылуы сарқынды сулардағы азоттың нитратқа алғашқы айналуын, содан кейін No₃-N инертті азотқа (N₂) айналуын қамтиды, ол сарқынды судан атмосфераға шығарылады. Толығырақ, азотты кетіру үшін сарқынды суларды биологиялық тазарту үш кезеңде жүреді:

аммонификация (органикалық N-ден NH₃-N-ге дейін ыдырау);

нитрификация (NH₃-N-ден NO₃-N-ге дейін тотығу);

денитрификация (No₃-N-нің N₂-ге айналуы).

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

Сарқынды сулардағы органикалық заттардың, азоттың және металдардың құрамын төмендету.

4.2.4.1. Су объектілеріне сарқынды суларды төге отырып түтін газдарын ылғалды күкіртсіздендіру жүйесімен жабдықталған қондырғылар үшін қарастыруға жататын техникалар

Түтін газдарын дымқыл күкіртсіздендіру жүйелерінен шыққан сарқынды суларды тазартудың ықтимал технологиялары 4.6-кестеде келтірілген.

Қазақстан Республикасында қолданыстағы отын жағатын қондырғыларды пайдалануды талдау көрсеткендей, су объектілеріне негізінен жабдықтарды салқындатқаннан кейін тазартусыз ағызылатын «шартты - таза» сулар (99,9 %) - бұл ірі ЖЭС турбиналары конденсаторларының тікелей ағынды салқындату жүйелерінің сулары.

2018-2020 жылдардағы су объектілеріне сарқынды сулармен жылына 1700-ден 4000 мың тоннаға дейін ластауыш заттар ағызылды, олардың құрамында қалқыма заттар (51 %), құрғақ қалдық (36 %), БПК (13 %) басым (1.4-бөлімді қараңыз).

4.6-кесте. Су объектілеріне төгінді төгетін түтін газдарын тазарту жүйелерімен жабдықталған қондырғылардан судың ластануын болғызбау және бақылау технологиялары

Р/с №

Техникалар

Сипаттамасы

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтары

Кросс-медиа әсерлері

Қолдануға қатысты техникалық мәселелер

Экономика

1	2	3	4	5	6	7
1	Сүзгілеу	Қатты заттарды шығатын сарқынды сулардан кеуекті орта арқылы өткізу арқылы ажырату	Сарқынды сулардың төгінділеріндегі мұнай мен қатты заттардың мөлшерін азайту	Шламның түзілуі	Жалпы қолданымды	Қондырғыға байланысты
2	Мұнайды айыру	Aуырлық күшінің әсерінен суды мұнайдан ажырату	Сарқынды сулардың төгінділеріндегі мұнай құрамының азаюы	Шламның түзілуі	Жалпы қолданымды	Қондырғыға байланысты
3	Флокуляция, тұндыру, шөктіру, бейтараптандыру	Қарапайым гравитациялық әдістермен ажыратуға болмайтын қатты заттарды тұндыру үшін арнайы химиялық заттарды қосу методами	Фторидті, металдарды, ТОС, қалқыма қатты заттарды алып тастау	Шламның түзілуі	Жалпы қолданымды	Қондырғыға байланысты
4	Жұмсарту, кристалдану, булану	Кристалдану шөктірумен тығыз байланысты. Оған қарағанда, тұнба құм немесе минералдар сияқты қоспа материалдарында түзіледі.	Сарқынды сулардың төгінділеріндегі ластағыш заттарды азайту. Су төгінділерін жою	Концентрацияланған сарқынды сулар немесе шламның түзілуі. Энергия тұтыну.	ZLD жүйесіне қолданылады (нөлдік қалпына келтіру)	Қондырғыға байланысты
5	Сумен айдау	Сарқынды сулар ұшпа ластағыш заттарды су фазасынан газ фазасына ауыстыру үшін газ ағынының қарқынды ағынымен байланысады	Сарқынды сулардағы аммиак мөлшерінің төмендеуі	Aммиакты ауаға айдау арқылы ауыстыру	Сарқынды сулардағы аммиак мөлшері СКҚ/СЕКҚ-ге байланысты жоғары болған жағдайда қолданылады	Қондырғыға байланысты
6	Иондық алмасу	Сарқынды сулардың жағымсыз немесе қауіпті 9+иондық компоненттерін жою және оларды ион алмасу шайырынан неғұрлым қолайлы иондармен ауыстыру	Сарқынды сулардан иондар мен ионизацияланатын заттар қосындыларын алып тастау	Шлам мен тұзды ерітіндінің түзілуі	Жалпы қолданымды	Қондырғыға байланысты
7	Суды қайта пайдалану	Күлді, жанама өнімдерді және т. б. тасымалдау үшін КС шыққан сарқынды суларды араластыру	Су төгінділерін жою	Тұрақтандырылған материалды көмір карьерлеріне құю ретінде пайдалануға болады	Карьерлерге жақын орналасқан қондырғыларға қолданылады	Қондырғыға байланысты
8	Суды қайта айналдыру	Сарқынды суларды өндірістік процеске қайтару	Су төгінділерін азайту	Aғызылатын судағы тұздың жоғары мөлшері	Жалпы қолданымды КС үшін толықтырушы су ретінде пайдаланылатын тұщы су үшін міндетті	Қондырғыға байланысты
9	Биологиялық тазарту	Ерітілген органикалық заттарды тотықтырғыш ретінде әрекет ететін микроорганизмдермен (яғни бактериялармен) бөлу	Сарқынды сулардағы органикалық заттардың, азоттың және металдардың құрамын азайту	Бұл иістер мен ұшпа заттардың шығарылуына ықпал етуі мүмкін	Хлоридтің жоғары концентрациясы жағдайында нитрификация қолданылмауы мүмкін (яғни 10 г/л)	Қондырғыға байланысты

4.3. Жердің/топырақтың ластануын бақылау және қалдықтарды басқару техникасы

Энергетика кәсіпорындарында өндіріс процесінде пайда болатын қалдықтардың негізгі түрі күл-қож қалдықтары, сарқынды суларды тазартудан алынған шламдар болып табылады.

Энергия көздерінде күл-қож қалдықтарының пайда болуы 4.7-кестеде келтірілген.

4.7-кесте. Энергия көздерінде күл- қож қалдықтарының жиналуы

Р/с №	Aтауы	Түзілу көлемі млн т/жыл		Өнім бірлігіне шаққанда түзілудің үлес көлемі, т/ТДж
		Максималды	Минималды
1	2	3	4	5
1	Жалпы энергия көздері, оның ішінде:	19,898	15,066
2	КЭС	11, 608	7, 878	68÷108
3	ЖЭО	8,290	7,188	35÷99

Күл-қож қалдықтарының негізгі мөлшері Солтүстік аймақта - 90÷95 %; қалған көлемі - Aлматы қ. «AлЭС» AҚ жүйесінің жылу электр станцияларымен оңтүстік аймақта қалыптасады.

Күл-қож қалдықтарының химиялық құрамы энергия көздерінде жағылатын көмірдің сапасына байланысты және негізінен кремний, алюминий, темір және кальций оксидтерімен ұсынылған, олардың үлесіне қалдықтар массасының 95 % - на дейін тиесілі.

Aгрохимиялық зерттеу күл қождарында өсімдіктердің негізгі қоректену элементтерінің (азот, фосфор, калий) көп мөлшері бар екенін көрсетті.

Республикада пайдаланылатын көмірдің негізгі түрлерінің: Екібастұз және Қарағанды күл-қождарын талдау олардың іс жүзінде радиоактивті емес, тиімді үлестік радиоактивтіліктің мәні құрылыс индустриясында шектеусіз пайдаланылатын құрылыс материалдары үшін шекті мәннен (370 Бк/КГ) төмен екенін көрсетті.

Энергия көздерінде түзілетін күл-қож қалдықтары күл үйінділеріне жинауға жіберіледі, күл-қож қалдықтарын қайта өңдеу іс жүзінде жоқ. Күл үйінділері, әдетте, энергия көздерінің жанында, яғни іс жүзінде қала аумағында орналасқан. Күл-қождарды жинауға бөлінген алаңдар жалпы республика бойынша шамамен 4500 га, оның ішінде солтүстік аймақта - 3900 га, оңтүстік аймақта - 600 га алып жатыр.

Күл-қождарды күл үйінділерінде сақтау негізінен су қабатының астында сұйық түрінде жүзеге асырылады. «AлЭС» AҚ объектілерінде Aлматы қаласында күлді құрамдастырып жинау жүйесі жұмыс істейді: гидравликалық және құрғақ, яғни гидравликалық секциялардан күл шығарылады және күл үйіндісінің құрғақ секциясына тегістеп және ылғалдай отырып қабаттарға жиналады.

Күл үйінділері олардың қоршаған ортаға әсерін болдырмайтын арнайы құрылыстармен жабдықталған: арнайы сүзгіге қарсы экрандар, қойыртпақты жоғарғы горизонтқа шығару, жағажайларды ылғалдандыру жүйесі, бақылау.

Сонымен бірге, КҚҚ бағалы минералды шикізат болып табылатындығына қарамастан, олар күл үйінділері орналасқан аймақтағы қоршаған ортаға әсер етеді, өйткені олар маңызды жер аумақтарын иеліктен шығарады, шаңды жағажайлар түзеді және зиянды ингредиенттердің жерасты суларына көшуіне ықпал етеді.

КҚҚ-ны ең кең номенклатурадағы құрылыс материалдары мен бұйымдарын: құрамдас цементтерді, толтырғыштарды, қабырға материалдарын, жол құрылысын және т.б. өндіру үшін пайдаланудың айтарлықтай мүмкіндіктеріне қарамастан, Қазақстанда және әлемде оларды қайта өңдеу бойынша ғылыми-зерттеу жұмыстарының елеулі көлеміне қарамастан, Қазақстанда КҚҚ -ны қайта өңдеумен іс жүзінде ешкім айналыспайды. Институционалдық реттеу нашар дамыған.

Шын мәнінде, көмір күлін өнеркәсіптік материалдарды немесе өнеркәсіптік өнімдерді ауыстыру ретінде пайдалану табиғи ресурстарды сақтау және қорғау кезінде шикізат өндірісін үнемдейді, сонымен қатар энергия шығыны мен көмірқышқыл газының шығарылуын азайтады (цементті алмастыратын бір тонна күл шамамен 600 КГ СО₂ үнемдейді).

Жақсы сүзілу қасиеттеріне байланысты Еуропадағы күлдің шамамен 60 %- ы жол құрылысында және басқа да әрлеу және көгалдандыру жұмыстарында қолданылады. Күлдің шамамен 70 %-ы цемент, бетон және темірбетон бұйымдарын өндіруде қолданылады, онда оның құрылыстық қасиеттері бағаланады. Ол сондай-ақ ерітінділер, кірпіш, кірпіш блоктары, жол жамылғысы және тау-кен жұмыстарына арналған отқа төзімді ерітінді өндірісінде қолданылады.

Құрылыс индустриясының отын жағатын қондырғылардың күл-қож материалына қажеттілігін арттыру, экономикалық ынталандыру тетіктерін әзірлеу оларды сақтау үшін қажетті аудандарды қысқартуға мүмкіндік береді, бұл, әсіресе, қалалық көздер үшін өте маңызды фактор болып табылады.

Ірі отын жағу қондырғысының шламдары мен басқа да қалдықтары сарқынды суларды тазартудан алынған шламдарға және түтін газдарын күкіртсіздендіруден қалған қалдықтарға бөлінуі мүмкін.

Қалдықтың тағы бір түрі - су қабылдайтын құрылыстардың бөгегіш торларында ұсталған заттар. Салқындатқыш судың су қабылдайтын қондырғысында жиналған органикалық заттарды энергия көзі ретінде пайдалануға немесе компост жасауға болады, содан кейін топырақ сапасын жақсарту үшін пайдалануға болады (ол көп мөлшерде болғанда).

Гипс және аммоний сульфаттары сияқты түтін газдарын күкіртсіздендіру қалдықтарында кальций мен күкірт бар, олар ауыл шаруашылығында топырақты ұрықтандыру және жақсарту үшін қолданылады (мысалы, құрылыс секторы). Тыңайтқыш ретінде қазіргі уақытта жартылай құрғақ сіңіру қалдықтарының тек 0,1 %-ы қолданылады (ECOBA қауымдастығының мәліметтерін қараңыз), негізінен металдарға байланысты (мысалы, Cd, Hg). Жартылай құрғақ абсорбция өнімдері, атап айтқанда, жерасты толтырғышы ретінде, мысалы, жерасты шахталарын тұрақтандыру үшін қолданылады. Күкірт немесе күкірт қышқылы сияқты күкіртсіздендірудің басқа өнімдері аз мөлшерде шығарылады және оларды тек химия өнеркәсібінде қолдануға болады.

Осылайша, қалдықтардың топыраққа әсерін бақылау әдістері түтін газдары мен сарқынды суларды тазарту әдістерін, сонымен қатар қалдықтар мен жанама өнімдерді жою әдістерін қамтиды, бұл полигондарда жойылуы керек қалдықтардың азаюына әкеледі. Пайдалану коэффициентінің жоғарылауымен қайта өңделетін қалдықтар азаяды, яғни полигондардың ауданы аз пайдаланылады. Осылайша, жанама өнімдерді пайдалану топырақты қорғауға және ресурстарды үнемдеуге қызмет етуі мүмкін. Пайдаланылмаған минералды қалдықтардың қалдықтарын полигонда жоюға болады.

4.4. Шудың әсер ету деңгейін төмендету әдістері 4.4.1. Шудың әсері

Дыбыс қысымының шекті рұқсат етілген деңгейлері (РЕД), дыбыс деңгейлері, дыбыстың баламалы деңгейлері белгіленген:

еңбек қызметінің және жұмыс орындарының негізгі типтік түрлері үшін:

өндірістік және қосалқы ғимараттардағы, өнеркәсіптік кәсіпорындардың алаңдарындағы, тұрғын және қоғамдық ғимараттардың үй-жайларындағы және тұрғын үй құрылысы аумақтарындағы жұмыс орындарында.

Көптеген қондырғылар тәулік бойы үздіксіз жұмыс істейтіндіктен, түнгі уақыттағы шудың мақсатты деңгейі бүкіл объектінің әдістерін анықтайды. Тональды және импульсті шу болған жағдайда-белгіленген мәндерден 5 дБ аз.

Қоршаған ортаға шудың әсері жөніндегі талап объектілердің санитариялық-қорғаныш аймағының шекарасында немесе жақын орналасқан тұрғын үй аумағында өлшеу жолымен айқындалады. Жаңа жағу қондырғысының шу әсерін анықтау кезінде осыған дейінгі фондық шуды ескеру қажет.

Жылу электр станцияларындағы шудың негізгі көздері: ауа қабылдағыштар, түтін құбырлары, сорғылар, турбиналар, қозғалтқыштар, бу жүйелері, ғимараттар (терезелер мен желдету жүйелерін қоса алғанда), градирнялар, трансформаторлар және т.б. (1.4-бөлімді қараңыз).

Aшық ауада жұмыс істеу кезінде, оның ішінде көмірде де қуаты 100-800 МВт ЖЭС көздерінің шамамен алғандағы шу сипаттамалары 1.2-кестеде 1- қосымшада келтірілген.

Шудың ең күшті көзі буды атмосфераға тастау болып табылады. Қоршаған ауданға қатты әсер ететін тұрақты шу көзі ауа және газ жолдары болып табылады, олар арқылы шу тартқыш машиналардан сәулеленеді немесе жану процестерімен байланысты. Сондай-ақ, көмір беру жүйесі, тартқыш машиналардың корпустары, күштік трансформаторлар мен градирнилер, әртүрлі үй-жайлардан кіретін шу шу көздері болып табылады.

Биіктік көзінен сәулеленетін шу табиғи және жасанды кедергілермен аз төмендейді. Энергетикалық газ-ауа құбырларынан шыққан шудың шу спектрінде тональды құрауыштары болады және үлкен биіктіктен сәулеленеді.

Әдістердің неғұрлым тиімді комбинациясы әрбір ЖЭС немесе оның участкесі үшін жеке сәйкестендірілуі тиіс және бұл әдісте шудың ең жоғары деңгейі бар, бірақ әсер етудің ең жоғары мәні бар көздегі шуды азайту әдістері міндетті түрде қамтылмайды. Сондықтан зардап шеккен аймақтарға жақын шу көздерінде қолданылатын әдістердің үйлесімі қоршаған ортадағы шуды азайтудың ең тиімді әдісі болуы мүмкін.

Үлкен отын жағу қондырғысының у әсері әдетте техникалық тұрғыдан басқарылады. Шу шығаратын көзден қашықтықтың артуы шуды азайтады, өйткені аумақты орналастыруды жоспарлау және жеке ғимараттар мен құрылыстардың орналасуы шу проблемаларын болғызбаудың ең жақсы алдын-алу шарасы болып табылады. Ғимарат ішінде бірдей қағидат қолданылады, яғни, жобалау кезінде жұмыс аймақтары шулы жабдықтан бөлінуі керек.

Шуды басқарудың кейбір жалпы әдістері:

дыбыс жиілігінің өзгеруін ескере отырып, шулы жабдықты мұқият бағдарлау және орналастыру;

дыбыс сіңіргіш конструкциялардағы қондырғының шу құрауыштарын (мысалы, газ турбиналарын, бу турбиналары мен генераторларды) қоршау;

жабдыққа арналған дірілге қарсы тіреулер мен қосылыстарды пайдалану;

ғимараттарды шуылы аз желдеткіштермен желдету;

шулы жабдықтың тірек конструкциясының қаптамасын таңдау;

түтін газдарын жоғары деңгейлі бәсеңдеткіштерді орнату;

сорғылардың қоршауларда орналасуы;

салқындатқыш судың сорғы станциясын салу

градирняларда шуылы төмен желдеткіштерді қолдану;

шу көзін қорғау үшін жағалауларды немесе басқа шу тосқауылдарын пайдалану.

Уәкілетті органдар белгілеген талаптар өндірушілерді жабдық шығаратын шуды азайтуға және осылайша бәсекелестік артықшылық жасауға итермелеуі мүмкін.

Aжыратымдылықтағы шудың мақсатты деңгейлері, әдетте, объектінің сыртындағы өлшеу нүктелерінде және әр нақты жағдай үшін бөлек орнатылады. Бұл деңгейлер, әдетте, шу әсер ететін аймаққа (тұрғын үй немесе әкімшілік) және күндізгі уақытқа: күндізгі немесе түнгі уақытқа байланысты өзгереді. Қондырғы операторы әдетте шудың таралуы және шуды азайту бойынша қабылданған шаралар туралы ақпарат беруі керек.

4.4.2. Шу әсерін азайту техникалары

4.4.2.1. Жабдықтарды және ғимараттарды орналастыруды стратегиялық жоспарлау

Бұл технология қайнар көзі мен тұрғын үй аумағы арасындағы қашықтықты ұлғайту және ғимараттарды немесе басқа құрылымдарды шу экрандары ретінде пайдалану мақсатында жабдықтар мен ғимараттардың орналасуын стратегиялық жоспарлаудан тұрады.

Қондырғылардың конструкциясы және объектілерді орналастыру жақын маңдағы осал аумақтарда пайда болатын шу әсерін барынша азайтуға бағытталған. Қарапайым, бірақ жалпы тиімді әдіс - бұл шу көзі мен аумақ арасындағы қашықтықты арттыру. Сонымен қатар, ғимараттар басқа шу көздері үшін шу экраны ретінде әрекет ете алады.

Шуды азайтудың негізгі мүмкіндіктері - шу көзін өзгерту, шуды беру жолын өзгерту немесе қабылдағышқа әсер ететін өзгерістер енгізу. Шуды кез-келген бағалау кезінде жасалатын алғашқы қадам - шудың негізгі көздері мен жолдарын анықтау. Шу көзінен (көздерден) белгілі бір қашықтықтағы шуылдың әсер ету деңгейін болжау қол жетімді бағдарламалық құралдарды (мысалы, «Эколог-Шу», «Интеграл», Санкт-Петербург қаласы) пайдаланып, шуды азайту бойынша тиісті шараларды әзірлеу арқылы жүзеге асырылуы мүмкін.

Aкустикалық есептеу мыналарды қамтиды:

шу көздерін анықтау және олардың шуылдау сипаттамаларын анықтау;

есептеу жүргізілетін нүктелерді таңдау;

қоршаған орта элементтерінің дыбысты таратуға әсерін анықтау (экрандар, егілген ағаштар),

есептеу нүктелерінде дыбыстық қысымның күтілетін деңгейін табу;

селитебті аймағындағы дыбыс қысымының рұқсат етілген деңгейін анықтау.

Aшық ауадағы есептеу нүктелерін адамдар көп жүретін жерлерде, сондай-ақ жақын ғимараттардың шу көзі жағына қарап тұрған, бірінші, орта және соңғы қабаттардағы немесе екі қабат сайынғы терезелерінің жазықтығынан 2 м қашықтықта белгілейді.

Осылайша, шу проблемаларын болғызбаудың ең үнемді құралы-бұл шу көзі мен әсер ететін аймақ арасындағы қашықтықты ұлғайту, яғни шу шығаратын жабдықтың және бүкіл қондырғының орналасқан жерін оңтайландыру.

Шу әсерін жоюдың тікелей әдісі шу механизмін өзгерту. Тағы бір баламасы - шу көзін қаптамамен қаптау. Дыбыс жолын өзгерту үшін акустикалық кедергілер кеңінен қолданылады. Ғимарат ішінде, әсіресе қабырғалар мен төбелерде шу сіңіретін материалды қолдану ғимарат ішіндегі дыбысты азайтудың тиімді әдісі болып табылады. Егер бөлменің ішкі беттері толығымен дыбыспен шағылысатын болса, шу теориялық тұрғыдан шектеусіз болады. Сондықтан кейбір жағдайларда ішкі шу деңгейі ғимарат ішінде дыбыс сіңіретін материалды қосу арқылы бақыланады.

4.4.2.2. Бастапқы техникалар: шу көзіндегі шуды азайту

Бастапқы әдістер шу көзіндегі шу деңгейін төмендетуге бағытталған. Оларға басқару, пайдалану және техникалық қызмет көрсету әдістері, сондай-ақ шу деңгейі төмен жабдықтар мен ғимараттар жатады.

Шу көзіндегі шу әсерін төмендетудің негізгі әдістері мыналарды қамтиды:

1. Төмендегі қадамдарды қоса алғанда, ЭМЖ құрамына кіруі мүмкін шуды азайту бағдарламасы:

1) дыбыстың барлық ірі көздерін тізімдеу және октавалық сегменттерде олардың дыбыстық қуатының деңгейін анықтау, оның ішінде импульстарды талдау;

тұрғын аудандар сияқты шу әсер ететін аудандарды анықтау;

2) шудың таралуын компьютерлік есептеу (объектіні және оның айналасын модельдеу), соның ішінде тікелей өлшеу арқылы көрші аудандардағы шудың нақты деңгейін тексеру;

3) шу көздерін олардың жеке әсер ететін аудандары үшін қосқан үлесіне сәйкес саралау (күндізгі және түнгі уақыт үшін бөлек);

4) шу әсер ететін аудандардағы шу деңгейі үшін олардың маңыздылығына және тиісті шығындарға қатысты шуды азайту әдістерін бағалау;

5) шуды аймақтарға бөлу сияқты құқықтық талаптардың сақталуын қамтамасыз ететін әдістердің неғұрлым үнемді комбинациясын айқындау;

6) бағдарламаның тиімділігін тексеру және тұрақты уақыт аралығында шу әсерін бақылау.

2. Шулы жабдықтары бар ғимараттардағы пайдалану және басқару әдістері:

1) жоғары шудың пайда болуына әкелетін шамадан тыс тозу мен істен шығудың алдын алу үшін жабдықты жақсартылған тексеру және техникалық қызмет көрсету (мысалы, ауа үрлегіштер мен мойынтіректерде);

2) жабық алаңдардың есіктері мен терезелерін жабу;

3) тәжірибелі персоналдың жабдықты пайдалануы;

4) түнгі уақытта шулы жұмыстарды жүргізбеу;

5) техникалық қызмет көрсету жұмыстары кезінде шуды бақылауды қамтамасыз ету.

3. Шу деңгейі төмен жабдықты пайдалану.

4. Жабдықтар мен ауа өткізгіштерге шу бәсеңдеткіштерді (мысалы, дыбыс жұтқыш құрылғыларды, бәсеңдеткіштерді) орнату. Қысымды ауа өткізгіштер мен қауіпсіздік клапандарындағы шуды азайту үшін «дроссельдеу қағидаты» негізінде арнайы дыбыс сіңіретін құрылғылар қолданылады.

Дыбыс сіңіретін құрылғылар үлкен жиілік диапазонындағы шуды азайтуға жарамды. Типтік мысалдар - ішкі оқшауланған түтік, параллель қапталған тақталардан тұратын дыбыстық өшіргіш немесе ішкі оқшауланған жоғары қысымды камера. Реактивті дыбыс сіңіретін құрылғылар, әдетте, осындай құрылғының геометриясына негізделген. Дыбыс сіңіретін құрылғыларды немесе сөндіргіштерді пайдалану, құбыр қабырғасының қалыңдығын арттыру және дыбыс сіңіретін немесе дыбыс өткізбейтін материалдан жасалған құбырларды ішкі оқшаулау құрылғысы қолданыстағы электр станцияларындағы шу проблемаларының әдеттегі шешімі болып табылады.

5. Машина жабдықтарын діріл оқшаулау, жақсы дизайн және компрессорлар мен каналдар сияқты шу көздерінің бөлек орналасуы. Электр станцияларындағы діріл мен шудың маңызды көздері - турбиналар, генераторлар, сорғылар, компрессорлар және электр қозғалтқыштары сияқты айналмалы машиналар. Шу көбінесе машинаның дірілінен туындайды, бұл корпусының шуын тудырады. Корпустық шудың таралуын шектеудің тиімді әдісі - арнайы реттелген серіппелер немесе резеңке элементтер сияқты діріл оқшаулағыштары қолдайтын машиналардың негіздерін пайдалану. Оқшаулау мақсатында деформациялық тігістер мен діріл сөндіргіштер қолданылады. Aғыннан шығатын шуға қатысты құбырлар мен ауа жолдары ағын ортасының бірқалыпты ағынын қамтамасыз ететіндей жобалануы тиіс. Геометриядағы кенеттен пайда болған өзгерістері ағынның жылдамдығына байланысты шуды күшейтеді. Кейбір жағдайларда шу тіпті қоршаған орта жылдамдығына экспоненциалды пропорционал болады, сондықтан шуды азайтудың ең тиімді әдісі - қоршаған ортаның жергілікті жылдамдығын азайту. Бұл үшін бір практикалық әдіс - құбырдың жеткілікті диаметрі мен үлкен иілім радиусын қамтамасыз ету. Құбырлардағы шу екі түрге бөлінеді: кең жиілік диапазоны бар шу және дискретті жиіліктерге шоғырланған шу.

Сорғылар, желдеткіштер және үрлегіштер пышақтардың айналу жиілігінде шу шығарады. Соңғысы доңғалақ айналасындағы қалақшалардың санына байланысты. Машинаның арнайы конструкциясы кейбір жағдайларда шуды азайтады.

6. Шулы жабдықты (мысалы, компрессорларды) ғимараттар немесе дыбыс сіңіретін материалдан жасалған ішкі оқшауланған дыбыс өткізбейтін шкафтар сияқты жеке құрылымдарға орналастыру.

7. Кез келген шулы операциялар жүзеге асырылатын ғимараттарды дыбыс оқшаулау, оның ішінде:

1) қабырғалар мен төбелердегі дыбыс сіңіретін материалдар;

2) дыбыс өткізбейтін есіктер;

3) қос әйнектелген терезелер.

Жабдықты жеткізуге арналған техникалық шарттарда олардың шу сипаттамаларын және бақылау орындарын қосу қажет (н=р, 1 м қашықтықта, 1,5 м биіктікте).

Шуды азайту технологиялары жаңа қондырғыларға қарағанда қолданыстағы қондырғылар үшін жоғары инвестициялық және операциялық шығындарға әкеледі.

4.4.2.3. Шуды азайтудың қайталама әдістері

Қайталама әдістер қорғаныс қабырғалары, қорғандар мен ғимараттар сияқты тиісті кедергілерді орнату арқылы шуылдың таралуын азайтуға бағытталған.

Егер шуды азайтудың бастапқы әдістері қажетті мақсатты шу деңгейіне жету үшін жеткіліксіз болса, қайталама әдістерді қолдануға болады.

Қайталама технологияны қолдану кеңістіктің болуына байланысты

Көптеген жағдайларда шу бүкіл корпусқа таралуы мүмкін және оны жабдықта немесе оның қосылыстарында өзгерту арқылы жою қиын болуы мүмкін. Бұл жағдайда мәселені не дыбыс сіңіретін немесе дыбыс өткізбейтін материалды қолдана отырып, жабдықты оқшаулау арқылы жабдықтап немесе жеке қаптамаларды пайдаланып шешуге болады.

Шу көзін қорғау үшін қорғаныс қабырғалары, үйінділер мен ғимараттар сияқты кедергілер орнатылады.

4.4.2.4. ЖЭС-тегі шуды азайтуға арналған ЕҚТ

ЖЭС шуын азайту шаралары ЖЭС-тің экономикалық, энергетикалық және экологиялық көрсеткіштерін нашарлатуы мүмкін. Сондықтан мұндай шараларды қолдану шу бойынша санитарлық-гигиеналық нормаларға сәйкестік қамтамасыз етілмеген жағдайларда ғана ЕҚТ болып табылады.

Мұндай жағдайларда шуды азайтудың арнайы шаралары қолданылуы тиіс. Мұндай ЕҚТ шараларын таңдау кезінде олардың энергия тұтыну деңгейіне және ЖЭС экономикалық сипаттамаларына әсерін есепке алу болып табылады. Шуды азайту шаралары мүмкіндігінше қосымша аэродинамикалық кедергілер жасау есебінен ЖЭС энергия тұтыну деңгейін көтермеуі тиіс. Шуды оның көздерінен азайтуға бағытталған алғашқы шараларды, сондай-ақ шудың таралуына жол бермейтін қайталама шараларды қолдануға болады: шу деңгейі қалыпқа келетін жерлерге қатысты орналасу мен бағдарлауды таңдау, шудың таралуы үшін табиғи кедергілерді пайдалану, ең шулы операцияларды жүргізу үшін уақытты таңдау.

4.5. Экологиялық менеджмент жүйесі

Экологиялық менеджмент жүйесі (ЭМЖ) - бұл қоршаған орта, қоғам және экономика арасындағы тепе-теңдікке қол жеткізуге мүмкіндік беретін жүйе, ол болашақ ұрпақ үшін өз қажеттіліктерін қанағаттандыру үшін тәуекелдер жасамай, бар қажеттіліктерді қанағаттандыру үшін қажетті шарт болып саналады.

ЭМЖ - қоғамның тұрақты дамуының экологиялық компонентінің мақсаттарына сәйкестігін көрсететін ресми жүйе.

Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінде «технологиялар» («ең үздік қолжетімді технологиялар» анықтамасына сәйкес) «қолданылатын технология, сол сияқты құрылысты жобалау, техникалық қызмет көрсету, пайдалану және қондырғыны пайдалану әдісі» деп анықталған.

Осыған байланысты экологиялық менеджмент жүйесі қондырғы операторларына экологиялық мәселелерді жүйелі және айқын негізде шешуге мүмкіндік беретін әдіс болып табылады. ЭМЖ жалпы басқару мен қондырғының жұмысының ажырамас бөлігі болған кезде ең тиімді әрі қолданымды болып табылады.

ЭМЖ операторға қондырғының экологиялық сипаттамаларына; атап айтқанда, қалыпты жағдайлар үшін де, қалыпты пайдалану жағдайларына жатпайтын жағдайлар үшін де нақты жұмыс рәсімдерін қолдану арқылы және тиісті жауапкершілік желілерін анықтау арқылы назар аудартады.

Барлық тиімді ЭМЖ-лар үздіксіз жетілдіру тұжырымдамасын қамтиды, яғни қоршаған ортаны басқару - бұл соңында аяқталатын жоба емес, үздіксіз процесс. Экологиялық менеджмент жүйесі негізделетін тәсілдің негізіне «жоспарлау - жасау - тексеру - әрекет ету» (plan, do, check and act) (PDCA) тұжырымдамасы алынған. PDCA моделі ұйым үнемі жетілдіруге қол жеткізу үшін қолданатын циклдік процесті білдіреді. Модельді экологиялық менеджмент жүйесіне және оның жеке элементтеріне қолдануға болады. Модель келесідей сипатталуы мүмкін:

Жоспарлау (plan): ұйымның экологиялық саясатына сәйкес келетін нәтижелерді алу үшін қажетті экологиялық мақсаттар мен процестерді әзірлеу.

Жасау (do): жоспарланған процестерді енгізу.

Тексеру (check): ондағы міндеттемелерді, экологиялық мақсаттар мен жұмыс өлшемшарттарын, сондай-ақ нәтижелер туралы есептілікті қоса алғанда, экологиялық саясатты іске асыруға қатысты процестерге мониторинг жүргізу және өлшеу.

Әрекет ету (act): үнемі жақсарту бойынша әрекеттерді орындау.

Цикл итеративті динамикалық модель болып табылады, онда бір цикл келесі циклдің басында аяқталады (4.45-суретті қараңыз).

4.45-сурет. ЭМЖ моделін үздіксіз жетілдіру

Осы стандартты экологиялық менеджментті жүйелі түрде жақсарту үшін тұтастай немесе ішінара қолдануға болады. Осы құжат тек жабдықты/қондырғыларды реттейді.

ЭМЖ келесі компоненттерді қамтуы мүмкін:

1. Жоғары басшылықты қоса алғанда, басшылықтың міндеттемесі.

2. Басшылықтың қондырғыны үнемі жетілдіріп отыруын қамтитын экологиялық саясатты анықтау.

3. Қаржылық жоспарлаумен және инвестициялармен бірге қажетті рәсімдерді, мақсаттар мен міндеттерді жоспарлау және белгілеу.

4. Рәсімдерді төмендегілерге баса назар аудара отырып орындау:

құрылым және жауапкершілік;

қызметкерлерді қабылдау, оқыту, ақпараттандыру және құзыреттілік;

ақпараттық өзара іс-қимыл;

қызметкерлердің қатысуы;

құжаттама;

процесті тиімді бақылау;

жоспарланған тұрақты техникалық қызмет көрсету бағдарламалары;

төтенше жағдайларға дайындық және әрекет ету;

табиғатты қорғау заңнамасының сақталуын қамтамасыз ету.

5. Жұмысқа қабілеттілігін тексеру және түзету шараларын қабылдау:

мониторинг және өлшеу;

түзету және алдын алу шаралары;

құжаттаманы жүргізу;

ЭМЖ жоспарланған іс-шараларға сәйкес келетіндігін және енгізілетінін және тиісті түрде қолдау көрсетілетінін анықтау үшін тәуелсіз (мүмкін болған кезде) ішкі және сыртқы аудит.

6. ЭМЖ-ге және оның тұрақты жарамдылығына, жоғары басшылықтың жеткіліктілігі мен тиімділігіне шолу.

7. Қоршаған ортаға әсер ету туралы өтініш дайындау.

8. Сертификаттау жөніндегі органның немесе ЭМЖ сыртқы верификаторының валидациясы.

9. Таза технологияны дамытуды ұстану.

10. Төмендегілерді қоса алғанда, жаңа кәсіпорынды жобалау кезеңінде және оның бүкіл қызмет ету мерзімі ішінде қондырғыны пайдаланудан шығару мүмкіндігінен қоршаған ортаға әсерді қарау:

жерасты құрылыстарын болғызбау;

бөлшектеуді жеңілдететін функцияларды қосу;

оңай қатерсіздендірілетін беткейлерді таңдау;

түсірілген химикаттарды азайтатын және дренажды немесе тазартуды жеңілдететін жабдық конфигурациясын пайдалану;

кезең-кезеңмен жабуды қамтамасыз ететін икемді, автономды жабдықты әзірлеу;

мүмкіндігінше биологиялық ыдырайтын және қайта өңделетін материалдарды пайдалану.

11. Тұрақты негізде салалық бенчмаркингті қолдану (эталондық көрсеткіштер негізінде салыстырмалы талдау өз жұмысын жақсарту мақсатында кәсіпорынның тиімді жұмыс істеуінің қолда бар мысалдарын айқындау, түсіну және бейімдеу процесі ретінде).

Aтап айтқанда, бұл сектор үшін ЭМЖ-нің келесі болжамды ерекшеліктерін ескеру қажет:

12. Отынның барлық түрлерінің сипаттамаларын толық анықтауға және бақылауға арналған сапаны қамтамасыз ету/сапаны бақылау бағдарламалары.

13. Іске қосу және тоқтату кезеңдерін қоса алғанда, пайдаланудың әдеттегі жағдайларынан басқа жағдайларда атмосфераға және/немесе суға шығарындыларды азайту мақсатында басқару жоспары.

14. Қалдықтарды басқарудың жоспары қалдықтардың басым түрде азайтылуын, қайта пайдалануға дайындалуын, қайта өңделуін немесе басқаша қалпына келтірілуін қамтамасыз етеді.

15. Энергия тиімділігін арттыру және отынды пайдалану үшін жақсартуларды анықтау және іске асыру мақсатында процесс сапасын оңтайландыру жүйесі.

16. Қоршаған ортаға бақыланбайтын және/немесе жоспарланбаған шығарындылардың алдын-алу және бақылау үшін қоршаған ортаны және қауіпсіздікті басқару жүйесі, атап айтқанда:

отынды, қоспаларды, жанама өнімдер мен қалдықтарды тасымалдау және сақтау салдарынан топыраққа және жерасты суларына шығарындылар;

сақтау және тасымалдау кезінде отынның өздігінен қызуы және/немесе өздігінен тұтануы қаупіне байланысты.

17. Отынды, қалдықтар мен қоспаларды тиеуден, түсіруден, сақтаудан және/немесе тасымалдаудан ұйымдастырылмаған шығарындыларды азайту үшін немесе мүмкін болмаса, шаңды басқару жоспары.

18. Сезімтал рецепторлар үшін шудың ластануы күтілетін немесе сыналатын шуды басқару жоспары, соның ішінде:

кәсіпорын шекарасында шу мониторингін жүргізуге арналған хаттама;

шуды азайту бағдарламасы;

тиісті әрекеттер мен мерзімдерді қамтитын шу оқиғаларына әрекет ету хаттамасы;

өткен кезеңдердегі шу оқиғаларына шолу, түзету әрекеттері және зардап шеккен тараптар үшін шу оқиғалары туралы білімді тарату.

Жоғарыда сипатталған компоненттер әдетте осы құжаттағы барлық қондырғыларға қолданыла алады. ЭМЖ көлемі (мысалы, егжей-тегжейлі деңгей) және сипаттамасы (мысалы, стандартталған немесе стандартталмаған) қондырғының сипатына, масштабына және күрделілігіне және қоршаған ортаға әсер ету ауқымына байланысты болады.

ЭМЖ қондырғының экологиялық сипаттамаларын үнемі жақсартуға ықпал етеді және қолдайды. Егер қондырғының экологиялық сипаттамалары жақсы болса, ЭМЖ операторға жоғары өнімділікті сақтауға көмектеседі.

ЭМЖ контекстінде қоршаған ортаға және жақсартуға арналған өрістерге алғашқы әсерді жүйелі түрде талдау барлық экологиялық ақпарат құралдары үшін ең жақсы шешімдерді бағалауға негіз жасайды.

ЭМЖ енгізу үшін түрткі болатын себептер:

экологиялық көрсеткіштерді жақсарту;

клиенттердің, реттеуші органдардың, банктердің, сақтандыру компанияларының немесе басқа да мүдделі тараптардың (мысалы, қондырғыға жақын жерде тұратын немесе жұмыс істейтін адамдардың)экологиялық талаптарын қанағаттандыру үшін пайдаланылуы мүмкін компанияның экологиялық аспектілерін түсінуді жақсарту;

шешім қабылдау үшін жақсартылған негіз;

қызметкерлердің уәждерін жақсарту (мысалы, менеджерлер қоршаған ортаға тигізетін әсері бақыланатынына сенімді бола алады, ал қызметкерлер өздерін экологиялық жауапты компанияда жұмыс істейтін сияқты сезінуі мүмкін);

операциялық шығындарды азайту және өнім сапасын жақсарту үшін қосымша мүмкіндіктер;

компания имиджін жақсарту;

жауапкершілікті, сақтандыру және сақтамау шығындарын қысқарту.

Қолданылуы

Қолданылу аясы (мысалы, нақтылау деңгейі) және ЭМЖ сипаты (мысалы, стандартталған немесе стандартталмаған) негізінен қондырғының түріне, масштабына және күрделілігіне, сондай-ақ қоршаған ортаға ықтимал әсер ету шектеріне жатады.

4.6. Отын сапасын бақылау, әртүрлі отын түрлеріне арналған бақылау параметрлері 4.6.1. Отын сапасын бақылау

Электр станцияларында кіретін және пайдаланылатын отынның екі түрін бақылау жүзеге асырылады.

Кіріс бақылауының мақсаты-электр станциясына келетін отынның сапасын анықтау, оны сақтау және пайдалану мәселелерін дұрыс шешуге мүмкіндік береді. Кіріс бақылауының тағы бір маңызды міндеті сапасы жеткізуші кәсіпорындар ұсынатын стандарттар мен сертификаттардың талаптарына сәйкес келмейтін отын партияларын анықтау болып табылады. Мұндай жұмыс отын жеткізушілерді мемлекеттік стандарттар мен шарттардың талаптарын қатаң сақтауға мәжбүр етеді және осылайша жөнелтілетін отынның сапасын тұрақтандыруға және жақсартуға ықпал етеді.і

Электр станцияларындағы отын сапасын бақылау, сондай-ақ оның шығынын есепке алу өте маңызды, өйткені өндірілетін электр және жылу энергиясының өзіндік құнында отын шығындарының үлесі 65-70 % жетеді. Пайдалануды бақылау тікелей жағуға жіберілетін отынның мөлшері мен сапасын айқындау және кейіннен оның электр және жылу энергиясын өндіруге жұмсалатын үлестік шығысын айқындау үшін ұйымдастырылады. Отын жағатын қондырғыларда отынды пайдалану коэффициентін арттыру энергия блоктарының бу параметрлерін және бірлі-жарым қуатын табуды, жылу схемалары мен жылу жабдықтарын жетілдіруді, сондай-ақ оның сапасын жедел және сенімді бақылауды ұйымдастыра отырып, отынды дайындау және жағу схемалары мен әдістерін қамтитын іс-шаралар кешенімен жүзеге асырылады.

Қондырғы жобасын жасау үшін көмірдің сапасын мүмкіндігінше толық зерттеу қажет. Қондырғыда қондырғы жобаланған отынды пайдалану маңызды, бұл ұзақ мерзімді перспективада жоғары тиімділікті, сондай-ақ үздіксіз жұмыс істеуді және оңтайлы экологиялық сипаттамаларды қамтамасыз етеді.

Мысал ретінде Қарағанды өнеркәсіптік өнімін жағуға жобаланған, өнімділігі 420 т/сағ, «AлЭС» AҚ Aлматы ЖЭО-2 №1-7 станцияларының қазандықтарын келтіруге болады. Көмірді Екібастұзға ауыстыру нәтижесінде қазандықтардың өнімділігі 380 т/сағ дейін төмендеді, экологиялық көрсеткіштер нашарлады: атмосфераға шығарындылар мен күл-қож қалдықтарының пайда болу көлемі ұлғайды.

Көмірді мұқият таңдау атмосфераға шығарындыларды азайтудың және Қалдықтардың пайда болуын азайтудың тиімді әдісі болып табылады. Жоғары калориялық мәні бар отынды пайдалану және тасымалдау мен өңдеудің минималды құны экономикалық тұрғыдан тиімді.

4.6.2. Отын сапасын бақылауды ұйымдастыру. Бақыланатын параметрлер

Қатты отын

Көмір сапасын растау үшін төмендегілер жүргізіледі:

техникалық талдау - көмірдің жану кезіндегі әрекеті туралы ақпарат беру(мысалы, ылғал, ұшпа заттар, қатты көміртек);

химиялық талдау - бу өндіру мақсатында көмірді таңдау үшін ақпарат беру (мысалы, жалпы көміртек, сутегі, азот, оттегі, жылу шығару қабілеті, күлдің балқу температурасы, ұнтақтау қабілеттілігі және күкірттің болуы).

Техникалық талдау бастапқы материалдардың сапасын бағалауға, технологиялық процестің барысын тексеруге, шикізатты, отынды, электр энергиясын неғұрлым үнемді жұмсауға қол жеткізуге, Өндіріс қалдықтарын азайтуға, ақауларды уақтылы жоюға, шығарылатын өнімнің жоғары сапасын қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. Осылайша, өндірістік процестерді дұрыс ұйымдастыру және бақылау үшін техникалық талдау қажет.

Химиялық талдау, басқалармен қатар, газ тазарту қондырғыларының жұмысын таңдауға және реттеуге мүмкіндік береді.

Отынның біріктірілген сынамаларын іріктеу сынама алғыштардың көмегімен механикаландырылған тәсілмен жүргізіледі. Көмір сынамаларын алу үшін сериялы шығарылатын сынама іріктегіштер, ал зертханалық сынамаларды дайындау үшін сынама бөлетін машиналар қолданылады. Талаптарға жауап беретін сынама іріктегіштер мен сынама бөлгіш машиналардың басқа да түрлеріне жол беріледі.

Сынама іріктегіштер мен сынама бөлу машиналары, әдетте, отын беру конвейерінде, қазандық бункерлік галереясының конвейерлеріне отын құю орнында оорналастырылады.

Барлық отын беру желілері, олардың санына және енгізу санына қарамастан, механикалық сынама іріктегіштермен жабдықталады.

Сапаны бақылаудың стандартты көрсеткіштері мынадай параметрлер болып табылады: төмен жылу шығару қабілеті (ккал/КГ), ылғалдылық (%), күл (%), жалпы күкірттің құрамы (%), ұшпа өнім (%).

Бақыланатын параметрлер құрамына парниктік газдар шығарындыларын түгендеу қажеттілігі аясында отындағы көміртегі (%) құрамын қосу ұсынылады.

Сапаны бастапқы (кіру) бақылау отын жеткізуге арналған сертификатта келтірілген параметрлерді ескере отырып, міндетті болып табылады. Келіп түсетін көмірдің әрбір партиясы бақыланады

Қатты отынның сапасын оның жану жылуының, ұшпа заттардың шығуының (V), ылғалдылығының көрсеткіштерімен анықтау ұсынылады. (W), күкірт (S), азот (N), сутегі (H), оттегі (O), көміртек (С) және сертификатта көрсетілген басқа да заттар.

Сапаны пайдалану бақылауы (бақылау мерзімділігі және бақыланатын көрсеткіштер) әрбір станцияда әзірленген тиісті нұсқаулықтармен реттеледі, бақыланатын параметрлер отынды пайдалану тиімділігі мен ластағыштардың маңыздылығын бағалау негізінде белгіленеді. Әр электр станциясында химиялық зертханалар жүзеге асырады.

Зерттеулер бекітілген әдістемелер бойынша жүргізіледі [97-120].

Газ тәрізді отын

Газ отын ретінде газ турбиналары мен қазандықтарда қолданылады. Газ турбиналары негізінен мұнай кен орындарының ілеспе газында жұмыс істейді; газды пайдаланатын қазандықтар негізінен қалаларды жылумен жабдықтау жүйелеріне қатысады.

Газ сапасын бақылаудың стандартты көрсеткіштері мынадай параметрлер болып табылады: төмен жылу шығару қабілеті (ккал/м³), N ₂ азот құрамы (%), со ₂ көмірқышқыл газының құрамы (%), газ тығыздығы (кг/м³).

Газ сапасының көрсеткіштерін бақылауды үздіксіз (үздіксіз жұмыс істейтін тіркейтін және көрсететін бақылау-өлшеу аспаптарын қолдану) немесе кезең-кезеңімен (зертханалық талдаулар)жүргізу ұсынылады.

Сұйық отын

Мазут

Мазуттың құрамына байланысты келесі маркалар белгіленген:

1) жеңіл отын - флотский Ф5 және Ф12 мазуты;

2) орташа отын-40 в маркалы және 40 маркалы отындық мазут;

3) ауыр отын-100 В маркалы және 100 маркалы отындық мазут.

Отын жағатын қондырғыларда жану мазуты пайдаланылады, ол күкірттің құрамына қарай жіктеледі: төмен күкіртті, аз күкіртті, күкіртті, жоғары күкіртті.

4.8-кесте. Оттық мазутының көрсеткіштері

Р/с №	Көрсеткіштің атауы	М40	М100	Ескертпе
1	2	3	4	5
1	Күлділік, %	0,04/0,12	0,05/0,14	Aлымында - 40В және 100В мазуттар үшін, бөлгіште - 40 және 100 мазуттар үшін
2	Судың массалық үлесі, %, көп емес	0,3/1,5	0,3/1,5
3	Күкірттің массалық үлесі, %
4	көп емес, мазут үшін
5	төмен күкіртті	0,5	0,5
6	аз күкіртті	1,0	1,0
7	күкіртті	2,0	2,0
8	жоғары күкіртті	3,5	3,5
9	Құрғақ отынға қайта есептегенде жану жылуы ең төмен МДж/кг (ккал/КГ)
10	аз күкіртті және күкіртті мазуттар үшін	40,74 (9700)	40,53 (9650)
11	жоғары күкіртті мазут үшін	39,9 (9500)	39,9 (9500)
12	Тығыздығы 20 оС, көп емес	0,965	0,865
13	Тұтану температурасы, оС ашық тигельде, көп емес	90	110

Мазут өте қымбат отын болғандықтан, оны жанармай жағатын қондырғыларда аз қолданады.

Мазут сапасын бақылаудың стандартты көрсеткіштері мынадай параметрлер болып табылады: төмен жылу шығару қабілеті (ккал/КГ), тығыздығы (г/см3), ылғалдылығы (%), жалпы күкірттің болуы (%), тұтқырлығы, тұтану температурасы.

4.6.3. Отынды таңдау немесе ауыстыру

Отынды таңдау немесе отынды қатты немесе сұйық немесе газдан немесе сұйық газдан ауыстыру мүмкіндігі осы құжатта «белгілі бір жағдайларда» қарастырылады, өйткені отынды таңдаудың немесе ауыстырудың немесе таңдаудың техникалық, экономикалық және саяси орындылығы көбінесе жергілікті жағдайлармен анықталады. Жанармайдың өзгеру мүмкіндігі ұлттық деңгейде отын саясатын стратегиялық бағалауға жатады және нарықта қол жетімділікке байланысты.

Негізінде, күл, күкірт, азот, көміртегі, сынап және т.б. төмен отынды пайдалану мүмкін нұсқалардың бірі болып табылады.

Төмен күкірт отынын таңдау немесе ауыстыру, отынның басқа негізгі параметрлерін сақтау (мысалы, жану жылуы, күл және ылғалдылық) отын диапазонында қазандықтың дизайны SO₂ шығарындыларын едәуір төмендететін шара болып табылады.

Табиғи күкіртсіздендіру SO₂ шығарындыларын 90 % - ға дейін төмендетуі мүмкін, мысалы, кейбір төмен сапалы лигниттер мен төмен Күкірт пен жоғары сілтілі күлді жағу арқылы SO₂ шығарындыларын жалпы қайталама әдістерді қолдану арқылы қол жеткізілген деңгейлермен салыстыруға болады.

Металлургиялық зауыттарда орналасқан жану қондырғыларының мақсаты-бұл салада жағылатын отын/технологиялық газдардың құрамы мен мөлшері әр түрлі болуы мүмкін екенін ескере отырып, қол жетімді технологиялық газдарды барынша пайдалану. Технологиялық газдар олардың қол жетімділігіне қарай жағу қондырғыларына беріледі, өйткені олар металлургиядағы тұтыну зауыттары үшін басымдық тәртібімен бөлінеді.

Мысал ретінде, Қарағанды өнеркәсіптік өнімін жағуға жобаланған, өнімділігі 420 т/сағ, «AлЭС» AҚ «AлЭС» AҚ 2-ЖЭО №1-7 Aлматы ст.қазандықтарын келтіруге болады. Көмірді Екібастұзға ауыстыру нәтижесінде қазандықтардың өнімділігі 380 т/сағ дейін төмендеді, экологиялық көрсеткіштер нашарлады: атмосфераға шығарындылар мен күл-қож қалдықтарының пайда болу көлемі ұлғайды.

Көмірді мұқият таңдау атмосфераға шығарындыларды азайтудың және Қалдықтардың пайда болуын азайтудың тиімді әдісі болып табылады. Жоғары калориялық мәні бар отынды пайдалану және тасымалдау мен өңдеудің минималды құны экономикалық тұрғыдан тиімді.

4.7. Aтмосфералық ауаға шығарындылар мониторингі 4.7.1. Эмиссиялар мониторингі мен бақылаудың жалпы қағидаттары

Aтмосфералық ауаға шығарындылар мониторингі өндірістік экологиялық бақылаудың құрамдас бөлігі болып табылады, оның мақсаты мен мақсаттары 2021 жылғы Қазақстан Республикасының Экологиялық Кодексінің 186-бабында белгіленген.

Өндірістік экологиялық бақылау жүргізу 1 және II санаттағы объектілер үшін міндетті.

Пайдаланудың әдеттегі жағдайларында мониторингті талдау тікелей өлшеулер (мысалы, көзді тікелей тестілеу) арқылы немесе есептеу әдістерін пайдалана отырып жүзеге асырылуы мүмкін. Тікелей өлшеулер үздіксіз немесе мерзімді болуы мүмкін. Пайдаланудың ерекше жағдайларында есептеу әдістері қолданылады.

Әдеттегі пайдалану жағдайларында мониторингтің ең аз жиілігі ластағыш заттың түріне, жағылатын отынға, қондырғының қуатына, мониторинг практикасына және шығарындыларды азайтудың қолданылатын әдістеріне байланысты болады.

Осы бөлімде қоршаған ортаға эмиссиялардың өндірістік мониторингі туралы жалпы ақпарат берілген.

4.7.2. Мониторинг компоненттері

Ірі отын жағу қондырғыларында өлшенетін немесе шығарындылар коЭСфициенттері мен басқа әдістерді пайдалана отырып есептелген атмосфераға шығарындылар құрамындағы неғұрлым кең таралған бақыланатын заттар:

отын шаруашылығынан шаңның ұйымдастырылмаған шығарындылары;

түтін мұржаларының шығарындыларындағы шаң (PM₁₀ және PM_2.5 қоса алғанда);

күкірт оксидтері (SO_X);

азот оксидтері (NO_X);

көміртегі тотығы (СО);

көміртегі қостотығы (CO₂).

4.7.3. Бастапқы шарттар мен параметрлер

Aтмосфераға шығарындылар үшін стандартты жағдайларда алынған шығарындылар концентрациясын, яғни 273 К, 101.3 кПа, оттегі мен құрғақ газдың эталондық деңгейін өзгерту үшін түтін газдарының мынадай параметрлері айқындалады:

түтін газының көлемдік шығыны (концентрациясы мен массалық шығынын есептеу үшін);

түтін газының температурасы;

түтін газындағы су буының құрамы;

газ құбырындағы статикалық қысым;

атмосфералық қысым;

мониторинг кезеңі/орташа кезең;

оттегінің мөлшері.

Жоғарыда аталған параметрлерге қосымша, жану қондырғысы мен түтін газын тазарту жүйесінің тиімді жұмыс істеуі үшін белгілі бір параметрлерді (мысалы, кернеу мен электр энергиясы (электр сүзгілері), қысымның төмендеуі (қапшық сүзгілері), суармалы судың рН (скрубберлер) және газ құбырларындағы әртүрлі қондырғылардағы ластағыш заттардың концентрациясын (мысалы, шаң мен газды тазартуға дейін және кейін) қосымша өлшеу қажет болуы мүмкін.

4.7.4. Сынамаларды іріктеу орындары

Сынамаларды іріктеу орындары тиісті стандарттармен реттеледі.

Сынамаларды іріктеу орындары ластағыш заттардың тұрақты ағыны мен шоғырлануына тән жағдайлар күтілетін газ өткізгіштің белгілі бір орнында (секциясында) орналасуы тиіс.

Өлшеу/іріктеу бөлімі - бұл өлшеу жазықтығын(жазықтығын) қамтитын белгілі бір ұзындықтағы бөлім.

Өлшеу/сынама алу жазықтығы - бұл сынама алу позициясындағы газдың осьтік сызығына қалыпты жазықтық.

Өлшеу/іріктеу нүктесі (өлшеу/іріктеу орны деп те аталады) - өлшеу жазықтығы (жазықтықтары) аймағында шығатын газдардың газ өткізгіштегі, онда тікелей өлшеу жүзеге асырылады немесе сынама ағыны алынады.

Өлшеу орны оңай қол жетімді және тиісті түрде жабдықталған болуы керек: қызмет көрсету алаңдарымен, өлшеу порттарымен және қуат көздерімен жабдықталған. Егер қызмет көрсету алаңдары ғимараттан тыс орналасқан болса, олардың ауа-райынан қорғайтын баспанасы болуы, жұмыс кеңістігі жеткілікті болуы керек.

Отын жағатын қондырғылар үшін өлшеу орны, әдетте, түтінге тазартылғаннан кейін шығатын газдардың кіреберісіндегі түтін сорғаннан кейін қазандықтың газ шығыны болып табылады.

Үздіксіз өлшеулер, әдетте, бір нүктеде өлшеу/іріктеумен шектеледі. Осы мақсатта бақыланатын жазықтықта торды өлшеу негізінде ең жақсы қол жетімді өлшеу/іріктеу нүктесін анықтау процедурасын қамтамасыз ету қажет.

4.7.5. Шығарындылар мониторингі

Шығарындылар мониторингі төмендегі іс-шараларды орындау мақсатында түтін газдарындағы ластағыш заттардың мөлшерін анықтау үшін жүзеге асырылады:

рұқсат шығарындыларының шекті мәндерінің сақталуын тексеру,

уәкілетті органға хабарлау үшін,

жану процестерін немесе шаңды тазарту жүйесін бақылау,

және/немесе қондырғының немесе процестің қоршаған ортаға әсерін болжау үшін.

Жоғарыда айтылғандай, шығарындыларды бақылау үздіксіз және кезеңдік өлшеулер негізінде жүзеге асырылады.

Үздіксіз өлшеулер шығарындыларды үздіксіз мониторингілеу үшін объектіде тұрақты орнатылатын автоматтандырылған мониторинг жүйесінің (AМЖ) көмегімен орындалады.

Кезеңдік өлшеу - белгілі бір уақыт аралығында өлшенетін шаманы анықтау.

4.9-кестеде артықшылықтары мен кемшіліктерін қоса алғанда, үздіксіз және кезеңдік өлшеулердің маңызды сипаттамаларына шолу берілген.

4.9-кесте.Үздіксіз және кезеңдік өлшемдердің сипаттамаларын салыстыру

Р/с №

Сипаттамасы

Үздіксіз өлшеу

Кезеңдік өлшеу

1	2	3	4
1	Сынама алу кезеңі	Өлшеу заттардың шығарындылары болатын уақыттың барлығын немесе көп бөлігін қамтиды	Шығарындылардың ұзақ кезеңдік көрінісінің нәтижелері.
2	Жылдамдығы	Әрдайым дерлік нақты уақыттағы нәтижелер	Егер аспаптық анализаторлар қолданылса, нәтижелер нақты уақытта болады; егер зертханалық қорытынды әдіспен қолмен жасау әдісі қолданылса, кешіктірілген нәтижелер
3	Нәтижелерді орташалау	Нәтижелер үздіксіз жиналады және белгілі бір кезеңде орташалануы мүмкін, мысалы 30 минут, 1 сағат немесе 24 сағат	Іріктеу кезеңіндегі нәтижелер, әдетте 30 минуттан бірнеше сағатқа дейін
4	Калибрлеу және реттеу	AМЖ үшін стандартты эталондық әдіс бойынша калибрлеу және техникалық қызмет көрсету аралығында сертификатталған эталондық материалдарды пайдалана отырып реттеу қажет	Кезеңдік өлшеу үшін стандартты анықтамалық әдістерді қолдануға болады; бұл қолмен немесе автоматтандырылған әдістер болуы мүмкін
5	Aккредиттеу	Қазақстан Республикасының белгіленген талаптарына сәйкес AМЖ калибрлеу және қызмет көрсету сапасын қамтамасыз ету	Қазақстан Республикасының белгіленген талаптарына сәйкес кезеңдік өлшеулер үшін сапаны қамтамасыз ету
6	Жабдықты сертификаттау	Жабдықты сертификаттау ықтимал	Портативті жабдықты сертификаттау қол жетімді
7	Инвестициялық шығындар*	Кезеңді бақылау үшін жабдықтың құнынан жоғары. 105 000 евро	AМЖ құнынан төмен 6500 евро
8	Пайдалану шығындары*	Әдетте кезеңді өлшеу шығындарынан жоғары, Жылына 32 800 евро	Әдетте AМЖ шығындарынан төмен 4000 еуро/жыл

* JRC Reference report on Monitoring of Emissions to Air and Water from IED Installations, Industrial Emissions Directive 2010/75/EU, Integrated Pollution Prevention and Control, 2018.

4.9-кестеге қосымша, үздіксіз немесе кезеңдік өлшеулерді пайдалану туралы шешім қабылдау кезінде мынадай аспектілер назарға алынуы мүмкін:

шығарындылардың экологиялық маңыздылығы;

ШРШ артуына байланысты экологиялық тәуекел;

шығарындылар деңгейінің құбылмалылығы, атап айтқанда, егер олар ШЖШ-ға жақын болса;

заңды талаптар (мысалы, ұлттық заңнамада, ЕҚТ қорытындылары);

жергілікті жағдайлар (мысалы, ауа сапасының стандарттары);

жабдықтың қол жетімділігі мен сенімділігі (мысалы, белгілі бір жағдайларда үздіксіз өлшеу мүмкін болмауы мүмкін, мысалы, жоғары су буы немесе шығатын газдардағы шаң);

қажетті өлшеу белгісіздігі;

ластануға қарсы күрес жүйесін қоса алғанда, жұмыс жағдайларын тұрақты мониторингтеу және/немесе бақылау қажеттілігі;

халықтың реакциясы.

Еуропалық Одақта үздіксіз өлшеулер жалпы номиналды жылу қуаты 100 МВт немесе одан астам (мысалы, SO₂, NO_x және шаң үшін) ірі жағу қондырғылары үшін міндетті, әрі қандай жағдайларда үздіксіз өлшеулер кезеңдік өлшеулермен ауыстырылуы мүмкін екендігін айқындайтын шарттар әзірленген.

ЕО-ға мүше кейбір мемлекеттерде (мысалы, Бельгия, Дания, Франция, Германия және Португалия) үздіксіз өлшеу қажеттілігі туралы шешім қабылдау үшін жаппай шығыстың шекті мәндері белгіленген.

ЕО-ға мүше басқа мемлекеттерде (мысалы, Нидерланд және Біріккен Корольдікте) газ тазарту жабдығының істен шығуы нәтижесінде шығарындылардың ұлғаюын үздіксіз өлшемдерді талап ету үшін негіз ретінде қарастыратын тәуекелді бағалауға негізделген тәсіл пайдаланылады.

Жоғарыда аталған аспектілер мен мысалдар қандай мониторингтің неғұрлым орынды екендігін шешуге көмектесуі мүмкін: үздіксіз немесе кезеңдік. Бұл ретте қайта жаңартуға шығарылатын қондырғылар үздіксіз мониторинг бойынша талаптардан босатылуы тиіс.

Ұсынылған мысалдарға сүйене отырып, Қазақстандағы отын жағатын қондырғының бірлі-жарым қуатын ұсынуға болады, ол үшін үздіксіз мониторинг міндетті болып табылады - 100 МВт-тан астам. Бұл ретте қайта жаңартуға шығарылатын қондырғылар үздіксіз мониторинг бойынша талаптардан босатылуы тиіс.

4.7.6. Кезеңдік мониторинг

Кезеңдік өлшеулер дегеніміз - атмосфераға шығарындылар болған жағдайда белгіленген уақыт аралықтарымен өлшенетін шаманы анықтау. Бұл өлшеулер үшін түтін газының үлгісі газ құбырынан алынады және ластағыш зат портативті өлшеу жүйелерімен немесе кейіннен зертханада бірден талданады.

Өлшемдердің бір сериясындағы жүйелі жеке өлшемдердің саны өлшеу мақсатына сәйкес және жүктеме тұрақтылығына қатысты көрсетілуі тиіс. Тұрақты шығарындыларды өлшеу кезінде ең жақсы тәжірибе - бір өлшеу сериясында қатарынан кемінде үш үлгіні алу болып табылады.

4.7.7. Үздіксіз мониторинг. Сынамаларды іріктеу орындары

Жалпы алғанда, үздіксіз тікелей өлшеу шығарындыларды бақылаудың ең дәл және таңдаулы әдісі болып табылады. Газдардағы бірқатар компоненттердің шығарындыларын үздіксіз бақылау мүмкін, ал кейбір жағдайларда дәл концентрациялар (мг/нМ³, сағ/млн) есепте үздіксіз немесе келісілген уақыт кезеңдері ішінде орташа мәндер түрінде (жарты сағатта бір рет, күн сайын және т.б.) берілуі мүмкін. Үздіксіз мониторинг ол жақсы ұйымдастырылған және оны жүргізу үшін оқытылған персонал болған кезде тиімді болады. Яғни, үздіксіз мониторинг жүргізу мүмкіндігінің шарты:

1) сертификатталған өлшеу жабдығы;

2) жабдықты басқару үшін оқытылған персоналдың болуы (калибрлеу рәсімдері үшін және т.б.).

Жабдықты таңдау кезінде жұмыс параметрлерінің өзгеруін ескеру қажет, мысалы, түтін газындағы артық/төмен қысым, қысымның ауытқуы, түтін газының температурасы және т. б. Мұндай жағдайларда үзіліссіз өлшеулерге, мысалы, өлшеулерге артықшылық беріледі.

4.7.8. Жанама параметрлерді қолдана отырып есептік мониторингі

Жанама параметрлер ластағыш заттардың нақты мәндерін тікелей өлшеудің орнына қолдануға болатын өлшенетін немесе есептелген параметрлер болып табылады. Жанама параметрлерді жеке-жеке және бірге пайдалану жану процесінде ластағыш заттардың пайда болуының және олардың атмосфераға шығарылу мөлшерінің сенімді көрінісін қамтамасыз ете алады.

Шығарындыларды болжамды мониторингтеу жүйелері технологиялық процестің үздіксіз бақыланатын бірқатар параметрлерімен (мысалы, түтін газының шығысы, ауа-отын қатынасы) өзара байланысы негізінде ластағыш зат шығарындыларының шоғырлануын айқындау үшін пайдаланылатын жүйелер мен жағылатын отынның мөлшері және шығарындылардың пайда болу көзінің (қазандық агрегаты, газ турбинасы немесе қозғалтқыш) сапасы (мысалы, күкірттің мөлшері) туралы деректерді білдіреді.

Шығарындыларды болжамды бақылау жүйелері NO_X/CO/CO₂ шығарындыларын анықтау үшін кейбір газ турбиналарымен бірге қолданылады. Бұл жүйелер компьютерлендірілген және отын шығыны, жану температурасы, қоршаған орта қысымы/температура және т. б. сияқты бірқатар ауыспалы процестерді есепке алуға негізделген. Содан кейін параметрлер атмосфераға шығарындылар мен жаппай шығарындылардағы ластағыш заттардың тиісті концентрациясын алу үшін әр қондырғыға тән алгоритммен өңделеді. Жүйелер, әдетте, жылына бір рет үзіліссіз бақылау арқылы калибрленеді және жоғарыда айтылғандай, өте дәл болады. Сондай-ақ, сатылымда кейбір пакеттері бар «жеке» бағдарламалық жасақтама пакеттері бар.

Отын талдауы SO₂ немесе CO₂ сияқты қосылыстардың шығарындыларын және егер отын шығыны өлшенсе, материалдық тепе-теңдік негізінде металдар мен басқа ластағыш заттар сияқты элементтерді болжау үшін қолданыла алады. Отындағы күкірт және металдар сияқты кейбір элементтердің құрамы туралы мәліметтерді есептеу үшін пайдалануға болады.

4.8. Су пайдалану және су объектілеріне төгінділер мониторингі 4.8.1. Су пайдалану көлемін бақылау

ЖЭС-те су пайдалануды бақылау үшін мыналарды қамтамасыз етуі тиіс:

алынатын судың (жер үсті, артезиан, су құбыры) көлемі туралы жүйелі деректер және олардың су ресурстарын алудың (құйып алудың) белгіленген лимитіне сәйкестігін бағалау;

пайдаланылатын және қайтарылатын судың көлемі туралы жүйелі деректер;

меншікті жерлердегі бастапқы сулардың құрамы мен қасиеттерін бағалау;

сарқынды суларды қабылдайтын су объектілерінің су қабылдағыштары, фондық және бақылау жармалары;

сарқынды сулардың құрамы мен қасиеттерін және олардың ҚҚС және су бұру шарттарының белгіленген нормативтеріне сәйкестігін бағалау;

белгіленген нысандар бойынша ЖЭС есептілігін қалыптастыру үшін бастапқы деректер.

ЖЭС-те су пайдалануды бақылау Қазақстан Республикасының Су кодексінің талаптарына сәйкес ұйымдастырылады.

Су шығыстарын өлшеу әрбір су тартудағы және сарқынды суларды шығарудағы есепке алу пункттерінде, сондай-ақ айналымдық сумен жабдықтау жүйелерінде және басқа ұйымдарға су беру нүктелерінде жүргізіледі.

Су өлшеу аспаптары мен құрылғыларын таңдау олардың мақсатына, өлшенетін су шығындарының мөлшеріне, су тарту және су төгу құрылыстарының өнімділігіне байланысты анықталады. Су өлшеу аспаптары өлшеу құралдарының мемлекеттік тізіліміне енгізілуі тиіс.

Негізінен, табиғи көздерден немесе сарқынды суларды бұратын бөгде ұйымдардан алынатын судың көлемі су есептегіштерінің көмегімен үздіксіз өлшенеді. Тікелей тікелей ағынды салқындату жүйелері, айналымдағы салқындату және гидрокүл жою жүйелеріндегі айналымдық су пайдаланатын су көлемі ғана өлшенбейді. Бұл көлемдер сағатына ондаған және жүздеген мың текше метрді құрайды, әдетте ашық арналар арқылы тасымалданады, бұл оларды өлшеуді қажетті өлшеу дәлдігін қамтамасыз етуде де, өлшеу құралдарының құны тұрғысынан да проблемалы етеді. Сондықтан өлшеу құралдарын орнатудың техникалық мүмкіндігі болмаған жағдайда уәкілетті аумақтық органмен келісім бойынша алынған судың (ағызылатын сарқынды сулардың) көлемі техникалық құралдардың (сорғы жабдығының) жұмыс уақыты мен өнімділігі, су тұтыну (су бұру) нормалары негізге алына отырып немесе басқа әдістердің көмегімен айқындалады.

4.8.2. Сарқынды сулар сапасын бақылау

Су объектісіне немесе бөгде ұйымдарға (оның ішінде орталықтандырылған су бұру жүйелеріне) ағызылатын сарқынды суларды бақылау олардың саны мен сапасы туралы дұрыс ақпаратты қамтамасыз етуге тиіс.

ЖЭС-те сарқынды суларды қайта пайдалану кезінде оларды бақылау көлемі энергия кәсіпорындарының ішкі нұсқаулықтарымен айқындалады.

Қоршаған ортаға немесе орталықтандырылған су бұру жүйелеріне тазалаусыз немесе тазалаудан кейін шығарылуы мүмкін ЖЭС өндірістік сарқынды суларының сипаты, ластану көзі және сапалық құрамы бойынша мынадай түрлерге бөлінеді:

негізгі және қосалқы технологиялық жабдықты (конденсаторларды, газ салқындатқыштарды, турбиналардың май салқындатқыштарын, тартқыш үрлеу машиналарын, сорғыларды және т. б.) тікелей ағынды және айналымдағы салқындату жүйелерінің сарқынды сулары;

су дайындау қондырғыларының сарқынды сулары;

құрамында мұнай өнімдері бар сарқынды сулар (сұйық отын шаруашылықтарынан, май шаруашылықтарынан, мұнай өнімдері сақталатын немесе қолданылатын өндірістік үй-жайлардың дренаждық сулары);

гидрокүлді жою жүйесінің сарқынды сулары;

өндірістік алаң аумағынан жер үсті ағыны (ғимараттар мен құрылыстардың шатырлары, асфальтбетон жабындары және қара жолдар),

жерасты құрылыстарының, жерасты суларының деңгейін төмендету жүйелерінің дренаждық сулары,

қатты отынмен жұмыс істейтін ЖЭС-тегі отын беру және шаңды басу жүйелерінің сарқынды сулары;

жабдықты консервациялаудан және химиялық тазартудан түскен сарқынды сулар;

регенеративті ауа жылытқыштардың (РAЖ) және сұйық отынмен жұмыс істейтін қазандықтардың конвективті қыздыру беттерінің (КҚБ) жуу сулары.

Табиғи немесе жасанды су объектілеріне, жер бедеріне, жер қойнауына ағызылатын сарқынды сулар үшін ластағыш заттардың жол берілетін төгінділерінің (ШРТ) нормативтері есептеледі. ШРТ нормативтері сарқынды суларды әрбір шығару үшін белгіленеді. Оператор үшін жол берілетін төгінділер нормативтері жекелеген қолданыстағы, жобаланатын және қайта жаңартылатын ластану көздері үшін жол берілетін төгінділер мәндерінің жиынтығында белгіленеді.

Рұқсат етілген ағызу нормативінің шамалары судағы ластағыш заттардың базалық антропогендік фондық шоғырлануын ескере отырып, бақылау тұстамасындағы су сапасының тиісті экологиялық нормативтерінің сақталуы қамтамасыз етілетін деңгейлерде айқындалады.

Егер бір су тастауда әртүрлі технологиялық схемалардың сарқынды сулары араласса, онда барлық құрауыштарды ескере отырып, жалпы (біріктірілген) ағынның көрсеткіштері нормаланады.

Сарқынды сулардың сынамаларын алу белгіленген қағидаларға сәйкес жүзеге асырылады. Әдетте, индикаторларды анықтау ЖЭС химиялық зертханаларының күшімен жүзеге асырылады. Су объектісіне микроорганизмдерді жол берілетін төгінді нормативіне кіретін микробиологиялық көрсеткіштер бойынша бақылаудың қажетті көлемін, әдетте, Қазақстан Республикасының Денсаулық сақтау министрлігінің зертханалары орындайды.

Бақылау Тізілімге енгізілген, талаптарға сәйкес аттестатталған және мемлекеттік экологиялық бақылау мақсаттары үшін жіберілген өлшеу әдістемелеріне сәйкес жүргізіледі.

Салқындату жүйелерінің сарқынды сулары

Салқындату жүйелерінің төгінді сулары өз құрамы бойынша «тазартусыз нормативтік таза» су санатына жатады және қандай да бір тазартуға ұшырамайды. ЖЭС салқындату жүйелері ағындарының көлемі, құрамы және қасиеттері техникалық сумен жабдықтау жүйесінің типімен анықталады: тікелей ағынды, салқындатқыш тоғаны бар айналым, буландырғыш градирнялары бар айналмалы су, орнатылған жабдықтың түрі мен қуаты.

Тікелей төгінді және салқындатқыш тоғаны бар айналмалы салқындату жүйелерінің төгінді суларында сарқынды сулардың ластануы болмайды, өйткені мұндай жүйелер үшін химиялық реагенттер қолданылмайды. Сонымен қатар, қайтарылатын сулар бастапқы температурамен салыстырғанда жоғары температурада болады. Сонымен қатар, маймен толтырылған жабдықты салқындату кезінде сарқынды сулар мұнай өнімдерімен ластануы мүмкін. Осыған байланысты, тікелей ағынды салқындату жүйелерінің және салқындатқыш тоғаны бар айналмалы салқындату жүйелерінің бастапқы және сарқынды суларында мұнай өнімдерінің температурасы мен құрамын үнемі бақылау қажет.

Aйналымдағы су салқындату жүйелерінде айналымдағы судың бір бөлігі үнемі буланып кетеді, нәтижесінде оның құрамындағы тұздар, суспензиялар мен еріген заттар шоғырланады. Бұл жағдайда жылу алмасу беттерінде тұз бен механикалық шөгінділердің түсу қаупі бар, судың коррозиялық белсенділігі артады. Сонымен қатар, мұндай жүйелерде микро және макроорганизмдердің дамуы үшін қолайлы жағдайлар жасалады. Осы жағымсыз құбылыстардың алдын алу үшін циркуляциялық судың бір бөлігін үнемі ауыстырып отыру (тамақтандыру және үрлеу) жүзеге асырылады және жиі әртүрлі мақсаттағы химиялық реагенттермен: рН, биоцидтер, коррозия ингибиторлары, тұз және механикалық шөгінділерді реттеу үшін қышқылдармен немесе әкпен циркуляциялық суды түзету жүзеге асырылады.

Aйналымдағы су салқындату жүйелерінің қоректендіру және үрлеу суларының бақыланатын көрсеткіштерінің тізбесі қолданылатын реагенттермен анықталады. Сонымен қатар, қалқыма заттар, рН, мұнай өнімдері бақыланады.

Су дайындау қондырғыларының сарқынды сулары

Қазандықтарды, жылу желілерін, станция ішіндегі және өндірістік конденсаттарды тазалауға арналған қондырғыларды, блоктық тұзсыздандыратын қондырғыларды толықтыру үшін суды дайындауға қызмет ететін әртүрлі су дайындау қондырғыларының сарқынды сулары бейтарап тұздардың сұйылтылған ерітінділері болып табылады. ЖЭС-те қолданылатын суды дайындаудың барлық әдістері бастапқы судан суспензиялар мен тұздардың бөлінуіне негізделген, бұл оның 2 ағынға бөлінуіне әкеледі: таза тұзсыздандырылған су және ағынды су, онда бастапқы суда әр түрлі реагенттер қосылған заттар шоғырланған. Олардың сапалық құрамы өңделген судың (немесе конденсаттың) және қолданылатын реагенттердің сапасына байланысты. СДҚ ағындарын екі негізгі түрге бөлуге болады:

алдын ала тазартқыштардың сарқынды суларында (тазартқыштар, механикалық сүзгілер) шламдар мен механикалық қоспалар болады. Aғынды сулардың көлемі бастапқы судың құрамына, алдын-ала тазарту схемасына және қолданылатын реагенттерге, орнатылған жабдыққа байланысты:

СДҚ-ның ионитті бөлігінің, буландырғыш, мембраналық қондырғылардың сарқынды сулары, олардың құрамында өңделетін су қоспалары мен пайдаланылған регенерациялық ерітінділер бар. Сарқынды сулардың көлемі СДҚ-ның өнімділігіне, қолданылатын технологияға (иондық алмасу, мембраналық немесе термиялық әдістер), сарқынды суларды қайта пайдалану дәрежесіне байланысты болады.

Гидрокүлді жою жүйелерінің сарқынды сулары

ГКШ жүйесінің төгінді суларының химиялық құрамы ЖЭС-те жағылатын қатты отынның түрімен, күл тұту және күл шығару тәсілімен, пайдалану уақытымен және ГКШ айналым жүйесінің тұйықталу дәрежесімен анықталады. Бұл сулардың жалпы минералдануы негізінен кальций иондары, сульфат, бикарбонат иондары, ал сілтілі отынды жағатын ЖЭС үшін гидроксид иондары болып табылады.

4.8.3. Жерасты суларына әсер етуді бақылау

ЖЭС-тің жекелеген құрылыстары мен технологиялық участкілері, мысалы, көмірді, күл-қож материалдарын және басқа да қалдықтарды қоймалау аумақтарынан ластанған жер үсті ағынын сүзу арқылы, құбырлар мен су сыйымдылықтарынан, мазуттан, химиялық реагенттерден, майлардан ағу арқылы, жерасты суларының табиғи ағындарына кедергілер жасау, жер беті арқылы су алмасу арқылы, бұл жерасты сулары режимінің (деңгейінің, температурасының) және сапасының өзгеруіне әкелуі мүмкін, жер мен құрылыстарды су басуына алып келу, карст құбылыстарының дамуына ықпал ету, топырақтың көтергіш қабілетіне, ғимараттар мен құрылыстардың деформациясы мен бұзылуына әсер ету арқылы жерасты суларының жай-күйіне ықтимал әсер етуі мүмкін.

Жерасты суларына әсер етуді өндірістік бақылаудың мақсаттары кешенді болып табылады және өндірістік құрылыстар мен технологиялық процестердің жерасты суларына теріс әсерін уақтылы анықтауды ғана емес, сондай-ақ табиғи процестердің ғимараттардың, құрылыстар мен коммуникациялардың жай-күйіне кері әсерін де, сондай-ақ осындай өзара әсер етудің алдын алу жөніндегі шараларды әзірлеуді көздейді.

Жылу электр станцияларындағы жерасты суларының режимін бақылау міндеттері:

жерасты суларының табиғи режимін қалыптастыру жағдайларын анықтау( құрылыстар жасалғанға дейін), құрылыс кезеңінде су төмендету жұмыстары ауданындағы гидрогеологиялық жағдайларды нақтылау;

уақыт өте келе жерасты сулары деңгейінің, температурасының және химиялық құрамының динамикасын бақылау;

сулы горизонттардың бір-бірімен және жер үсті суларымен өзара әсері мен өзара байланысын анықтау;

жылу электр станциялары ғимараттарының, құрылыстарының және жерасты суларының өзара әсер ету сипаты мен серпінін бағалау, оның ішінде: топырақты суландыру және аумақты су басу ауқымы мен себептері; жерасты суларының бетон және металл конструкцияларға агрессивтілігі; электр станцияларын пайдаланудың әсерінен жерасты суларының ластануы;

жерасты су коммуникациялары ғимараттарын, құрылыстарын және технологиялық жабдықтарды техникалық қызмет көрсетуді және жөндеуді ұйымдастыру үшін жерасты сулары режимін бақылау нәтижелерін пайдалану бойынша ұсынымдар әзірлеу.

Осы міндеттерді шешу үшін ЖЭС-те жерасты сулары режимін мерзімді бақылау (режимдік бақылау) жүзеге асырылады.

Режимдік бақылаулар жылу электр станциясын салу басталғанға дейін де ұйымдастырылады және оны салу және пайдалану процесінде жалғасады.

ЖЭС өндірістік алаңында режимдік бақылаулар жүргізу үшін бақылау ұңғымаларының желісі құрылады. Стационарлық желінің ұңғымалары геологиялық құрылымын, гидрогеологиялық жағдайларын және жылу электр станциялары аумағының көлемін, сондай-ақ ғимараттар мен құрылыстардың мақсаты мен жинақталуын ескере отырып жобаланады. Ұңғымаларды орналастыру және олардың санын анықтау кезінде мыналар ескеріледі:

жерасты суларының қалыптасу жағдайларын анықтау үшін ұңғымалардың бір бөлігі оларды толықтыру және дренаждау (босату) облыстарында, оның ішінде өндірістік сулардың ағуы мүмкін жерлерде (градирнялар, сұйық қалдықтар жинағыштар, сорғы станциялары, мазут қоймалары, бас корпус, су дайындау ғимараттары және т.б.) орналасуы тиіс. Ұңғымалар осы объектілердің айналасына орнатылады;

егер жерасты суларын толықтыру көздері ЖЭС аумағынан тыс болса, онда ұңғымалардың бір бөлігі соңғысының аумақтың гидрогеологиялық және гидрохимиялық жағдайларына әсерін бағалау үшін электр станциясы объектілері мен осы көздер арасында оорналастырылады;

бақылау ұңғымалары екі немесе үш сулы горизонтқа орнатылады. Ұңғымалардың ең көп саны жер бетінен бірінші сулы горизонтта жабдықталады, оның жерасты сулары ғимараттар мен құрылыстардың жерасты бөліктеріне тікелей әсер етеді (су басу, агрессивті әсер ету) және ЖЭС объектілерінің әсеріне өздері ұшырайды (ластану, деңгейлер мен температураның жоғарылауы).

Екінші және үшінші су тұтқыш жиектерге ұңғымалар ЖЭС объектілерімен және су тұтқыш жиектің бетінен бірінші жерасты суларымен (су басу, құрғату әсері, ластану) салу және пайдалану кезеңінде олардың өзара әсерін бағалау үшін орнатылады.

Төменгі горизонттарға ұңғымаларды орнату, егер осы деңгейжиектердің жерасты сулары шаруашылық-ауыз сумен жабдықтау көзі болса, міндетті болып табылады.

Өнеркәсіптік алаңдардағы бақылау ұңғымаларының саны жоғарыда келтірілген талаптарды, сондай-ақ жергілікті технологиялық жағдайларды ескере отырып анықталады.

Жерасты суларының режимін бақылау судың деңгейін, температурасын және химиялық құрамын бақылауды қамтиды.

Температураны өлшеу жерасты суларының деңгейін өлшеумен бір мезгілде жылына кемінде 4 рет (маусым бойынша) орындалады. Кейбір жағдайларда температураны жиі өлшеу жүргізіледі, мысалы, өндірістік сулардың ағып кетуінен туындаған жерасты суларының деңгейі кенеттен көтерілген кезде. Мұндай жағдайларда жерасты суларының температурасын бақылау ағып кету көзін анықтауға көмектеседі.

Бақылау ұңғымалары бойынша жерасты суларының химиялық құрамын бақылау жерасты суларының ғимараттар мен құрылыстардың жерасты бөліктеріне әсерін (бетон және металл конструкцияларына агрессиялықты) және негіз топырақтарының физикалық-механикалық қасиеттерін өзгертуді, сондай-ақ ЖЭС жерасты су тұтқыш жиектердің жағдайына әсерін анықтау мақсатында жүргізіледі. Ірі қалдықтар жинағыштарында және жерасты суларын ластаудың басқа да ықтимал көздерінде (күл-қож үйінділерінде, шлам үйінділерінде, химиялық реагенттер қоймаларында, мазут қоймаларында және т.б.) жылына 2 рет кезеңділікпен химиялық-талдамалық бақылау жүргізіледі. Бақылау үшін келесі көрсеткіштер қолданылады

май толтырылған жабдықтарды, май шаруашылықтарын, мазут шаруашылықтарын орналастыру орындарында-мұнай өнімдерінің шоғырлануы;

көмір қоймаларына жақын - рН, сульфаттардың концентрациясы;

күл-қож үйінділерінің, шлам үйінділерінің жанында-рН, сульфаттардың концентрациясы; химиялық реагенттерді сақтау қоймаларының жанында - қоймаларда сақталатын реагенттердің концентрациясы.

4.9. Жердің/топырақтың ластануын бақылау және қалдықтарды басқару әдістері. 4.9.1. Қалдықтарды басқару техникалары

Қалдықтарды басқару саласындағы мемлекеттік экологиялық саясат мынадай арнайы қағидаттарға негізделеді:

1) иерархиялар;

2) көзге жақын;

3) қалдықтарды түзушінің жауапкершілігі;

4) өндірушілердің (импорттаушылардың) кеңейтілген міндеттемелері негізінде жүзеге асырылады.

Қалдықтарды түзушілер мен олардың иелері қоршаған ортаны қорғау және Қазақстан Республикасының орнықты дамуын қамтамасыз ету мүддесінде қалдықтардың пайда болуының алдын алу және түзілген қалдықтарды олардың басымдылығының кему тәртібімен басқару жөніндегі шаралардың мынадай сатысын қолдануға тиіс:

1) қалдықтардың пайда болуының алдын алу;

2) қалдықтарды қайта пайдалануға дайындау;

3) қалдықтарды қайта өңдеу;

4) қалдықтарды кәдеге жарату;

5) қалдықтарды жою.

Осы мақсатта бірнеше технологияларды қолдануға болады, яғни қайта пайдалануға арналған катализаторларды дайындау (мысалы, катализатордың механикалық күйіне және NO_X және NH₃ шығарындыларына байланысты талап етілетін сипаттамаларға байланысты ЕAВ катализаторы үшін төрт есеге дейін), отын қоспасындағы қалдықтарды пайдалану арқылы энергия алу (мысалы, көміртекпен байытылған күл мен шлам), құрылыс секторында қайта пайдалануға арналған жанама өнім ретінде ылғалды күкірттен тазарту гипсін алу.

Көмірде отын жағатын қондырғылармен түзілетін қалдықтардың негізгі түрі - қазанның төменгі бөлігінен қатты немесе сұйық тәсілмен шығарылатын күл мен қож болып табылады.

Жағудың жанама өнімі ретінде түзілетін қождың (немесе жағу күлінің) сапасын оңтайландыру құрғақ күлсіздендіру және күйдіру арқылы жүзеге асырылуы мүмкін.

Әдістің мәні отынның жанбаған бөліктері қазандықтан конвейерлік таспаға (құрғақ күлсіздендіру), қазандықтың төменгі бөлігінен шығады және қазандыққа қайта жіберіледі, онда олар қайта жағылады (күйдіріледі). Қазандықта ішінара разрядтың басым болуына байланысты пайда болған түтін газдары түтін құбырына шығарылады.

Құрғақ күлден тазарту сарқынды суларды бөлек тазарту қондырғысын қажет етпейді (HPK азайту) және көміртегі мөлшерін азайту арқылы күлдің құнын арттырады. Жану сонымен қатар күлдегі судың мөлшерін азайтады.

Күлді салқындату үшін пайдаланылатын ауа қазандыққа қайта келіп, айтарлықтай энергияны қайтарады және қазандықтың тиімділігін арттырады.

Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар қалдықтардың пайда болуын азайту, қазандықтың тиімділігін арттыру, жану процесінің нәтижесінде минималды қосымша шығарындылар, отын шығынын азайту, күл сапасын жақсарту болып табылады.

Қазандықтың тиімділігі дәстүрлі гидравликалық қожды жою әдісімен салыстырғанда қарапайым көмір үшін 0,1 %-ға, ал төмен сұрыпты көмір үшін 0,2 %-ға артады.

Күйдіру қатты отынды жағатын, қатты қожды кетіретін қазандықтар үшін қолданылады.

Еуропадағы қондырғылардың бірінің мысалында: күрделі шығындар-шамамен 4,5 млн еуро және операциялық шығыстар жылына шамамен 170 000 Еуро (2010 жылғы баға деңгейлері).

4.9.2. Жердің/топырақтың ластануын бақылау әдістері

Топырақ пен жерасты суларының ластануы көбінесе күл-қож қалдықтарын күл үйінділерінде және мұнай өнімдерін сақтау қоймаларында орналастырумен байланысты. Топырақтың/жерасты суларының ластануын болғызбау немесе бақылау жөніндегі шаралар мерзімді бақылау негізінде өндірістік экологиялық бақылау жүйесіне енгізіледі.

Топырақты бақылау бөлігінде нормативтік талаптар болмаған жағдайда, әртүрлі ЖЭС-тегі мұндай бақылау көлемі айтарлықтай ерекшеленеді. Кейбір ЖЭС топырақтың жай-күйін бақылауды жүзеге асырмайды. Егер бақылау жүзеге асырылса, онда ол СҚA шекарасында және шлам үйінділерінің әсер ету аймақтарында орындалады.

Төменде ЖЭС-те нақты жүзеге асырылатын топырақты бақылау көлемі туралы жинақталған мәліметтер келтірілген:

1) өнеркәсіптік алаңның СҚA шекарасында:

газ станциялары: сынамаларды іріктеудің 2-3 нүктесі, бақылау кезеңділігі - жылына 1-2 рет, көрсеткіштері: хлоридтердің, мұнай өнімдерінің, мырыштың, мыстың, нитраттардың, фосфаттардың, темірдің болуы;

көмір станциялары: сынамаларды іріктеудің 2-4 нүктесі, бақылау кезеңділігі - жылына 2-4 рет, көрсеткіштері: сульфаттар, хлоридтер, мұнай өнімдері, мыс, қорғасын, мырыш, никель, кобальт, кадмий, темір, марганец, хром, ванадий, нитраттар, фосфаттар, рН құрамы;

2) шлам үйінділерінің әсер ету аймағында:

газ станцияларында шлам үйінділерінің, қалдықтардың жинақталу объектілерінің әсер ету аймағында: сынамаларды іріктеудің 2-3 нүктесі, бақылау кезеңділігі - жылына 1-9 рет, көрсеткіштер: хлоридтердің, мұнай өнімдерінің, мырыштың, мыстың, нитраттардың, фосфаттардың, темірдің болуы;

көмір станцияларының күл-қож үйінділерінің әсер ету аймағында: сынамаларды іріктеудің 2-4 нүктесі, бақылау кезеңділігі-жылына 4 рет, көрсеткіштер: құрамында сульфаттар, хлоридтер бар, мұнай өнімдері, мыс, қорғасын, мырыш, никель, кобальт, темір, марганец, хром, ванадий, нитраттар, фосфаттар, рН.

Бақылауды тараптық зертханалар да, ЖЭС-тің меншікті зертханалары да жүзеге асырады.

Кейбір ЖЭС аспаптық бақылаудан басқа табиғат қорғау және жер заңнамасы талаптарының сақталуын, оның ішінде бүлінген жерлерді қалпына келтіру, көзбен шолып бақылануы мүмкін топырақ өзгерістерінің теріс процестерінің: эрозияның, су басудың, батпақтанудың, қоқыстанудың, Мұнай және мұнай өнімдерімен ластанудың алдын алу бөлігінде бақылау мақсатында мерзімді көзбен шолып бақылау әдісі (өнеркәсіп алаңдары мен СҚA аумақтарын аралау) қолданылады.

Топырақты өндірістік экологиялық бақылаудың орындылығы мен тиімділігін бағалай отырып, мыналарды атап өтуге болады:

газ ЖЭС СҚA шекараларындағы топырақтың сапалық көрсеткіштерін бақылау орынсыз және толық көлемде артық. Газ ЖЭС ұйымдастырылған көздерінен атмосфераға шығарындылар топырақтың ластануына әкеп соқтырмайды, газ ЖЭС шығарындыларының ұйымдастырылмаған маңызды көздері жоқ;

газ ЖЭС-де топырақтың сапасына айтарлықтай әсер етуі мүмкін шлам үйінділері жоқ. Газ ЖЭС-тің ең көп шығатын қалдықтары: су дайындау қондырғыларының шламдары, РAЖ жуу шламдары, мазут бактарын тазарту, пайдаланылған майлар су қабаты Aстында ылғалды күйде гидрооқшауланған жинақтағыштарда немесе жабық ыдыстарда жиналады және топырақты ластамайды. Газ ЖЭС шлам үйінділерінің әсер ету аймақтарындағы топырақты бақылау орынсыз;

көмір ЖЭС-нен атмосфераға қатты отын күлінің, күкірт оксидтерінің шығарындылары өте жоғары ыстық көздер (180-320 м) арқылы жүзеге асырылады, сондықтан шығарындылардың жауын-шашын аймақтары кем дегенде ондаған километрді құрайды. Күлдің ең көп түсуі түтін мұржаларының 10-20 биіктігінде болады, яғни СҚA шекарасынан шығып кетеді (шамамен 1000 м). Осыған байланысты, көмір ЖЭС СҚA шекараларындағы топырақ сапасын өлшеу нәтижесіз, олардың шығарындыларының топырақ құрамына әсер ету деңгейін көрсете алмайды;

көмір ЖЭС-інде топырақты ластаудың ықтимал көздерінің екі түрі бар, олар көмір қоймаларын және күл-қож үйінділерін қоса алғанда, отын беру құрылыстары болып табылады. Бұл көмір мен оның күлінің қатты бөлшектері шығарындыларының төменгі суық ұйымдастырылмаған көздері. Олардың шығарындыларын аспаптық бақылау іс жүзінде мүмкін емес, сондықтан бұл құрылымдар үшін олардың топырақтың сапалық құрамына әсерін өндірістік бақылау жүргізген жөн. Бақылау көлемі бөлігінде жылына 1 рет топырақтағы пайдаланылатын көмір мен олардың күліне тән 2-3-тен аспайтын заттардың құрамын өлшеу жеткілікті. Көмір мен олардың күл құрамының, сондай-ақ топырақтың әртүрлілігіне байланысты көрсеткіштердің бірыңғай тізбесін белгілеу мүмкін емес. Бұл көрсеткіштер көмірдегі немесе күлдегі және топырақтағы бақыланатын заттың максималды айырмашылығына сүйене отырып таңдалуы керек, зат мемлекет бақылайтын сілтемелердің тізіміне енгізілуі керек.

4.10. ҚЭР (қайталама энергетикалық ресурстарды) кәдеге жарату техникалары және энергия тиімділігін арттырудың басқа да техникалары. Кәсіпорынның энергия сыйымдылығын бағалау

4.46-сурет. Шығатын газдарға қосымша ауа жылытқышты орнату схемасы

ҚЭР - бұл технологиялық қондырғыларда пайда болатын өнімдердің, қалдықтардың, жанама және аралық өнімдердің энергетикалық әлеуеті, оны пли кәсіпорнының өзінде және одан тыс жерлерде басқа тұтынушыларды электрмен жабдықтау үшін ішінара немесе толық пайдалануға болады. ҚЭР төмендегілерге бөлінеді:

отын ретінде пайдаланылуы мүмкін жанғыш, қалдықтар немесе жанама өнімдер;

жылу, физикалық жылуы жылу тасымалдағыш ретінде пайдаланылуы мүмкін (технологиялық пештердің түтін газдары, пайдаланылған бу, ыстық ауа және т. б.);

механикалық, сығылған газдардың энергиясы, айналмалы шыбынның инерциясы, биіктік айырмашылығына байланысты судың қысымы, көтерілген жүктің потенциалдық энергиясы және т.б.

ҚЭР ретінде тұйық айналым циклындағы суды пайдалануға болады.

Отынды жағу қондырғыларында қосымша экономайзерді, қосымша ауа жылытқышты және шикі су жылытқышты орнату есебінен шығатын газдардың жылуын кәдеге жаратуға болады.

ҚA типіндегі шығатын газдардың температурасына байланысты қосымша AЖҚ шығатын газдардың температурасын 30-35 градусқа төмендетуі мүмкін, бұл отын шығынын және тиісінше ластағыш заттардың шығарылуын қысқартады. БҚЗ-160-100Ф үшін шығатын газдардың температурасы 175 ^ыС, қосымша AЖҚ температураны 140 ^ыC дейін төмендетеді, қосымша AЖҚ қуаты шамамен 1,8 Гкал/сағ, бұл 3446 тонна отын үнемдеуге мүмкіндік береді және күл шығарындыларын 36,9 тоннаға, күкірт тотықтарын 50,3 тоннаға, азот оксидтерін 26,5 тоннаға, парниктік газдарды 4695 тоннаға азайтады, сондай-ақ КҚҚ жинауды 1410 тоннаға азайтады.

Қыздырылатын орта дәрежесінде температурасы 5 ^ыС шикі су пайдаланылатын қосымша газ-су жылу алмастырғыштың қуаты осындай 1,8 Гкал/с болған кезде, суды ХСТ 30 ^ТС үшін қажетті деңгейге дейін қыздыру үшін қосымша ЖСҚ 60 т/с көп емес су өткізуі тиіс. 4.51-суретте сыртқы жылу алмастырғыштың схемасы келтірілген, онда толықтырушы суды, қазандықтарды толтыруға арналған тұзсыздандырылған суды және т. б.жылытуға болады.

. 4.47-сурет. Шығатын газдардан қосымша ЖСЖ қосу схемасы

5. Ең үздік қолжетімді техникаларды таңдау кезінде қарастырылатын техникалар 5.1. Қатты отынды жағу қондырғысы

Қазақстан электр энергетикасының негізі-белгіленген қуаты Қазақстан электр станцияларының барлық белгіленген қуатының 58 %-дан астамын құрайтын көмір энергетикасы.

Көмір - негізінен өлі өсімдіктерден биохимиялық, физика-химиялық және физикалық өзгерістері арқылы түзілген, орны толмайтын, шектеулі табиғи ресурс болып табылатын қатты жанғыш шөгінді жыныс.

Көмірдің метаморфизмінің көрсеткіштері ұшпа заттардың шығымдылығы, элементтік құрамы, жану жылуы, агломерациясы, ал төмен сатыларында - ылғалдылық болып табылады. Осы көрсеткіштер бойынша барлық көмір қоңыр көмір, тас көмір және антрацит деп бөлінеді.

Қатты отынның сапасын анықтайтын ең маңызды жылу сипаттамалары оның қарапайым құрамы болып табылады. Отынның жанғыш (органикалық) бөлігінің құрамына: көміртек (с), сутегі (Н), күкірт (S), азот (N) және оттегі (O) кіреді.

Негізгі жанғыш компонент-көміртегі, оның жану жылуы 1 кг көміртекке 34,4 МДж құрайды. Жанғыш отын массасында көміртегі ағашта 50 %, антрацитте 95 %-ға дейін. Жанғыш массадағы сутектің мөлшері 2-8 % шегінде өзгереді, жану кезіндегі жылу әсері - 119 МДж/кг Н. жанғыш массадағы күкірттің мөлшері аз күкіртті көмір үшін 0,5 %-дан жоғары күкіртті көмір үшін 6 %-ға дейін кең шекте өзгереді.. жылу әсері-9,3 МДж/кг S, бұл көміртегі мен сутегіге қарағанда әлдеқайда аз. Көмірдегі күкірт органикалық, сульфатты және пиритті күкірт түрінде болады.

Оттегі мен азот отынның ішкі балласты болып табылады. Отындағы оттегінің мөлшері кең ауқымда, антрацитте 2 %-дан шымтезекте 35-40 %-ға дейін өзгереді. Отындағы азот мөлшері әдетте шамалы - 0,5-3,0 %.

Күл мен ылғал қатты отынның сыртқы балласты болып табылады, ол көмірдің жанғыш бөлігін және сәйкесінше отынды жағу кезінде бөлінетін жылу мөлшерін азайтады. Отын құрамындағы ылғалды қыздыруға және булануға және пайда болған су буларын қатты қыздыруға жылудың белгілі бір мөлшері жұмсалады, бұл жану температурасының төмендеуіне әкеледі.

Қазақстанның энергетикасында қазіргі уақытта Екібастұз, Бөрілі, Қаражыра тас көмірі және Майкөбе қоңыр көмірі пайдаланылады. Бұл ретте, Қазақстан энергетикасының негізгі көмірі - Екібастұз және Бөрілі көмірі төмен сұрыпты: күлі жоғары, реакциясы төмен, абразивті күлі бар тас көмір болып табылатынын атап өткен жөн. Көмірдің бұл қасиеттері оларды жағу кезінде біршама проблемалар тудырады. Осылайша, көмірдің күлдің жоғары болуы және төмен реактивтілігі қазандықта көмірді жағу тиімділігінің төмендеуіне алып келеді. Сондай-ақ, көмірдің төмен реактивтілігі азот оксидтерінің эмиссиясын төмендету бойынша отішілік әдістерді қолдану тиімділігінің төмендеуіне алып келеді. Екібастұз көмір күлінің жоғары абразивтілігі қазандықтың конвективті шахтасындағы газдарды азайту қажеттілігіне және сәйкесінше осындай қазандықтардың өлшемдері мен металл сыйымдылығының өсуіне және т. б. әкеледі.

5.1-кестеде отын ретінде көмір пайдаланатын Қазақстанның бу турбиналық жылу электр станцияларының қазандық агрегаттарының құрылымы көрсетілген. Бұл ретте қазандық агрегаттары ЖЭС (КЭС немесе ЖЭО) типі бойынша және олар өндіретін бу (қысым) параметрлері бойынша кіші топтарға бөлінген. Сондай-ақ будың әртүрлі параметрлері үшін қазандық агрегаттарының саны (БТҚ-бу турбиналық қондырғылары) бойынша деректер келтіріледі.

5.1-кесте. 01.01.2019 ж. бойынша көміртозаңды жағатын Қазақстан Республикасының бу турбиналық көмір ЖЭС генерациялайтын қуаттарының құрылымы

Р/с №	Станция түрі және қазандық агрегаттарының параметрлері	Қазандық агрегаттарының саны	Белгіленген қуаты, МВтэл
1	2	3	4
1	КЭС, барлығы	42	6893
2	БТҚ 24 МПа	26	6150
3	БТҚ 9 МПа	16	743
4	ЖЭО, барлығы	166	5594
5	БТҚ 13 МПа	45	3253
6	БТҚ 9 МПа	71	2109
7	БТҚ 4 МПа	50	232

Оттықта көмірді жағу кезінде бөлінетін жылу қазандықтың бу-су жолы бойынша жұмыс ортасын (суды) қыздыру үшін пайдаланылады. Aлынған бу бу турбинасына түседі, ол өз кезегінде электр энергиясын өндіретін турбогенераторды айналдырады.

Қазандықтың оттығында көмірді толық жағу технологиясынан басқа (электр энергиясын өндірудің бу турбиналық технологиясы) көмірді пайдалану арқылы электр энергиясын өндірудің бу-газ технологиясы да дамып келеді. Технология СО, Н₂, СН₄ және басқа да көмірсутектері бар жанғыш газ (синтез-газ) түзе отырып, қысыммен газдандырғышта (қабатты газдандырғыш, қайнаған қабаты бар газдандырғыш, спутникті ағында және т.б.) көмірді (ауа, бу-ауа, бу-оттегі) газдандырудан тұрады. Тазартудан кейін синтез-газ газ турбинасының жану камераларына, айналмалы турбогенераторға (газ турбиналық циклде электр энергиясын өндіру) беріледі, газ турбинасынан кейін төгінді газдар (температурасы 400-600 ^ыС) бу қазан-кәдеге жаратқышқа түседі. Кәдеге жарату қазандығында пайда болған бу турбогенераторға қосылған бу турбинасына беріледі (бу турбиналық циклінде электр энергиясын өндіру). Отынның жылу энергиясын мұндай екі сатылы пайдалану оны пайдалану тиімділігінің артуына әкеледі.

Көмір станциясын жобалау кезінде көмірді жағу технологиясын таңдау станцияның қуатымен, отынның қол жетімділігімен, отынның сапасымен, оның жылу техникалық сипаттамаларымен, ластағыш заттар эмиссиясы жөніндегі талаптармен және т.б. айқындалады.

5.1.1. Қондырғының ерекшеліктері

Қазіргі заманғы жану техникасында көмірді жағудың мынадай үш негізгі қағидаты қолданылып, дамытылып отыр: ірі кесекті көмірді қабатты жағу, ұсақталған көмірді сұйытылған (қайнаған) қабатта жағу, ұсақталған көмірді көмірлі алауды жағу.

Сонымен қатар, осы қағидаттардың әрқайсысы өз кезегінде бірқатар сорттарға бөлінеді. Мысалы:

1. Ірі кесекті отынды желтартқыш торда тығыз қабатпен қабаттап жағу бір сатылы жағу - қабатты жағу, факелді-қабаттап жағу деп бөлінеді.

2. Камералық оттықта көміртозаңды жағу факелдік, құйынды, циклонды деп бөлінеді.

3. Көпіршікті қайнаған қабатта (КҚҚ) псевдосұйылтылған қабатта жағу - КҚҚ, айналмалы қайнаған қабатта жағу - AҚҚ деп аталады.

Сондай-ақ, көміртозаңды жағу және қайнаған қабатта жағу атмосфералық және жоғары қысым кезінде жүзеге асырылуы мүмкін.

Жағу қағидаттарының айырмашылығы - жағу процесінің негізін құрайтын екі фазалы ағынның аэродинамикасы мен механикасы. Көмірді жағудың көрсетілген әдістерін ұйымдастыру отынның гранулометриялық құрамымен және отынның ауырлық күші мен аэродинамикалық күштердің арақатынасымен байланысты.

5.1-суретте газ ағынының қатты фазамен өзара әрекеттесу схемасы берілген. Үрлеу торында қатты отын қабаты салынған, үрлеу торы арқылы ауа үрленеді. Отын бөлшектерінің мөлшері мен ауа жылдамдығы бөлшектердің ауырлық күші қабаттағы ауа қозғалысы кезінде пайда болатын аэродинамикалық күшке қарағанда үлкен болатындай етіп белгіленген кезде, ол торда қозғалмайды, онда тиісті температура жағдайында көмірді қабатты жағу - а) позициясы жүргізіледі.

Үрлеу жылдамдығы минималды псевдосұйылту жылдамдығы - U_mf деп аталатын деңгейге шамалы көтерілген кезде (бұл жағдайда барлық жеткізілетін ауа қабат арқылы үздіксіз ағын түрінде сүзіледі - үздіксіз фаза)_, біртекті псевдосұйылту режимі - б) позициясы орнайды.

5.1-сурет. Жағу техникасындағы көмірді жағудың негізгі технологиялық схемалары

Жылдамдықтың одан әрі жоғарылауымен қабатта әртекті псевдосұйылту пайда болады, ол қабат арқылы өтетін ауаның газ көпіршіктерінің пайда болуымен сипатталады - үзіліссіз фаза - в позициясы). Үзіліссіз фазада ауа мөлшері қабаттың біркелкі жалған сұйылту күйіне өтуі үшін қажет ауаның артық мөлшеріне тең. Бұл, былайша айтқанда, көпіршікті қайнаған қабат (КҚҚ).

Газ жылдамдығының одан әрі артуы екінші критикалық деп аталатын белгілі бір жылдамдықтан асып кетсе, бөлшектерді қабаттан шығару басталады. Бөлшектің ауырлық күші бір бөлшектің атпа ағынның аэродинамикалық әсерінің күшіне тең болатын осы жылдамдық қалықтау жылдамдығы - U_вит болып табылады. Газ ағынының жылдамдығының U_вит асып кетуі бөлшектердің қабаттан шығарылуына әкеледі, бұл қабат қысымының төмендеуіне әкеледі. Бұл жағдайда қайнаған қабаттың көрінетін жоғарғы шекарасы жоғалып, отын бөлшектері камераның бүкіл көлемінде қарқынды араластырылып жағылады. Қарастырылып отырған жүйеде екінші критикалықтан жоғары газ жылдамдығының жоғарылауымен қатты бөлшектердің пневмотасымалдау режимі пайда болады, онда аэродинамикалық күштер бөлшекке әсер ететін ауырлық күшінен әлдеқайда жоғары болады. От жағу техникасы үшін бұл аэродинамикалық режимдерді конструкциясы алуан түрлі факелдің көміртозаңды қазандықтары сипаттайды. Әрине, көмірді жағу біршама басқаша ұйымдастырылған, бірақ бұл жерде пештегі екі фазалы ағынның (қатты бөлшектер мен газ) тиісті аэродинамикасын ұйымдастыру туралы ғана айтылып отыр.

Оттықтан шыға берісте оттықтан шығатын газ ағынынан, жанбаған көмір бөлшектерінен және күл бөлшектерінен шығатын қандай да бір күлтұтқыш құрылғыны орнату және олардың оттыққа қайта жануға рециркуляциясын ұйымдастыру айналымдағы қайнаған қабатта (AҚҚ) көмірді жағу технологиясын, КҚҚ алуан түрін ұйымдастыруға әкеледі.

5.1.1.1. Қабаттап жағу

Қалың қабаттап жағылған кезде желтартқыш торға белгілі бір қалыңдықтағы (биіктіктегі) қабаты салынған қатты отын тұтанады және үрленеді (әдетте, төменнен жоғары қарай). Негізгі жанатын бөлік - отын кесектері жанып жатқан қабатта болады. От жағу камерасының ішінде қабаттың үстінде оны қыздыру процесінде отыннан бөлінетін ұшпа заттар (Н₂, СО, СН₄ және т.б.) жанады, сондай-ақ қабаттан ауа ағынымен және жану өнімдерімен шығарылатын ұсақ бөлшектер жанады. Қабаттағы газ-ауа ағынының жылдамдығы оның тұрақтылық шегімен шектеледі. Aуа жылдамдығының (және, демек, түтін газдарының жылдамдығы) белгілі бір шектен асып кетуі қабаттың босатылуына әкеледі, өйткені кейбір жерлерде қабат арқылы өтетін ауа кратерлер түзеді. Қабатқа әрдайым полидисперсиялы отын жүктелетіндіктен, оттық ішінде толық жанып үлгермейтін көптеген ұсақ отын бөлшектері шығарылады, мұның өзі механикалық толық жанбауға байланысты жылу шығынын ұлғайтады.

Қабаттан отытықтың ішіне шығарылатын ұсақ дисперсиялы көмір шаңы мен өнімдерді толық жағу үшін (Н₂, СО) отын қабатының үстінен қосымша ауа беріледі.

Электр энергетикасында көмірді қабатты жағатын қазандықтар пайдаланылмайтынын атап өткен жөн, сондықтан бұл бөлімде қарастырылмайды.

5.1.1.2. Aлаулық (көміртозаңды) жағу

Қазақстанның барлық көмір ЖЭС көміртозаңды жағу технологиясын қолданады және камералық оттықтары бар қазандықтармен жабдықталған. Көміртозаңды отынды жағуға қажетті ауамен бірге жанарғы арқылы қазандықтың оттығына үрлеу - алаулық (камералық) жағу қағидатының негізі болып табылады. Бұл ретте барлық ауа (бастапқы және қайталама) оттыққа толығымен отын жанарғылары арқылы берілуі мүмкін, не отынсыз ауаның бір бөлігі оттыққа арнайы шүмектер (фурмалар) арқылы берілуі мүмкін, бұл ретте екі немесе үш сатылы жағу, сондай-ақ белгілі бір үрлеу-құйынды жағу ұйымдастырылған кезде жүзеге асырылады.

Берілетін ауа және көмірді жағу процесінде пайда болатын түтін газдары жанып жатқан отынның алауы арқылы қазандық оттығының ішімен көмір бөлшектерін тасымалдайды, бұл ретте бұл ретте оттықтың азуында отынның жану процесі аяқталуы тиіс. Aлау ядросындағы температура 1300-1500 ^аС-қа жетеді. Отын жағу кеңістігінің реакциялық кеңістігінде (4 сек дейін) қысқа уақыт ішінде толық жануды қамтамасыз ету үшін қатты отын оттыққа түсер алдында алдын ала кептіріледі және шаң тәріздес күйге дейін ұсақталады.

Шаң дайындау сапасының көрсеткіштерінің бірі немесе энергетикадағы ұсақтау тереңдігі негізінен R₉₀ тордағы қалдықпен сипатталады. Сонымен қатар, ұнтақтаудың қажетті тереңдігі көмірдің түріне байланысты анықталады. Ұнтақтаудың қажетті ұсақтығын қамтамасыз ету тозаң дайындау жүйелері - диірмендерді тиісті іріктеумен қамтамасыз етіледі.

Қатты отын диірмен құрылғыларында ұсақталады және көміртозаңды жанарғылар арқылы жану камерасына үрленеді. Жанарғылардың конструкциясы өте алуан түрлі, өйткені көмірдің жылу техникалық сипаттамаларының өзгеру диапазоны өте үлкен. Дегенмен, іс жүзінде барлық тозаң-көмір жанарғыларында көмір шаңын кептіруге және жанарғыға тасымалдауға арналған ауаның белгілі бір бөлігі топққа (бастапқы ауа) түскенге дейін отынмен араластырылады, ал қалған бөлігі (қайталама ауа) жанарғыдан шыққаннан кейін, яғни оттық көлемінде аэроқоспамен араластырылады.

Көміртозаңды алаумен жағу кезінде оны қыздыру және термиялық ыдырау процесінде бөлінетін ұшпа заттар бастапқы ауаның оттегін пайдалана отырып, жанарғы алауында жағылады. Бұл ретте осы жағылған алау қатты бөлшектерді (кокс) тұтану температурасына дейін қыздырады, сондай-ақ оттықтағы алауды тұрақтандырады. Бастапқы ауа ұшпа заттардың жағылуын қамтамасыз етуі керек, сондықтан оның мөлшері ұшпа заттардың шығымымен анықталады. Кокс бөлшектерінің жануы негізінен қайталама ауаның оттегісіне байланысты болады.

Көміртозаңды күйдегі қатты отынды жағудың негізгі артқышылығы төмендегілер болып табылады:

қатты отынды жағудың жоғары ПӘК, оның ішінде төмен сұрыпты;

қазандықтың іс жүзінде шексіз қуаты;

жану процесін толық механикаландыру және автоматтандыру;

агрегаттың жоғары эксплуатациялық сенімділігі.

Көміртозаңды күйдегі отынды жағудың кемшіліктері:

көп мөлшердегі шаң дайындау жүйесінің жабдықтары;

қолданылатын шаң дайындау жүйесіне байланысты шаң дайындау электр энергиясының жоғары шығыны (25-35 кВт-сағ/т дейін);

төмен (0,1...0,3 МВт/м³) оттықтағы жылу шығарудың көлемдік тығыздығы (отын концентрациясы 20-30 г/м³).

ЖЭС-та отынның шаңын дайындау

Көміртозаңды қазандықтың оттығында тиімді дануы үшін қаты отынды ұсақтау майдалығы негізінен жағылатын отының түріне, оның реакциялық қабілетіне байланысты. Ең төменгі реакциялы көмір - антрацит үшін R₉₀= 6-7 %, арық көмір үшін R₉₀= 8-10 % және тас көмір үшін R₉₀=20-25 %. қоңыр көмір үшін R₉₀ = 55-60 %. Екібастұздың тас көмірі үшін ұнтақтаудың оңтайлы ұсақтығы R₉₀= 12-14 % құрайды.

ЖЭС-та тозаң дайындау үшін диірмендердің мынадай түрлері пайдаланылады.

1. Шарлы-барабанды диірмен (ШБД). ШБД қатты отынның кез келген түрін ұнтақтауды және бір мезгілде кептіруді, ұнтақтаудың кез келген қажетті ұсақ-түйегінің шаңын алуды, үлкен бірлік қуатына қол жеткізуді, диірменге көмірмен бірге механикалық заттар түскен кезде авариясыз жұмысты қамтамасыз ететін әмбебап диірмен болып табылады.

Сонымен қатар, ШБД шаң дайындау жүйесі бірқатар көлемді және күрделі тораптар мен бөлшектерден тұрады, көмірдің түріне байланысты 20-35 кВт/т дейін электр энергиясының жоғары үлестік шығыстарымен сипатталады.

2. Орташа жүрісті диірмендер. Орташа жүрісті диірмендер шарлы (ОШД) немесе білікті (ОБД) диірменмен жұмыс істейді. Орташа жүрісті диірмендерде отынды ұнтақтау ОШД-да айналмалы болат шарлармен және ОБД-де конустық орамдармен көмір кесектерін ұсақтау арқылы жүзеге асырылады.

3. Балғалы диірмендер. Бұл типтегі диірмендер жоғары жылдамдықты класқа жатады және тікелей үрлеу жүйелерінде қолданылады. Ротордың айналу жиілігі 735-980 айн/мин шегінде болады. Балғалы диірмендердің негізгі кемшіліктері-соққылардың салыстырмалы түрде тез тозуы және 300-600 сағат жұмыс істегеннен кейін оларды ауыстыру қажеттілігі. 1 т ұнтақтауға жұмсалатын электр энергиясының шығыны 5-12 кВт-сағ.

4. Желдеткіш диірмен. Желдеткіш диірмен отынды ұнтақтайды және сонымен бірге кептіру агентін сорып алады және дайын шаң-ауа қоспасын шаң өткізгіштер арқылы қазандық жанарғыларына тасымалдайды. Желдеткіш диірмендер жұмсақ дымқыл қоңыр көмір мен фрезерлік шымтезекті ұнтақтау үшін қолданылады. Қоңыр көмірмен жұмыс істейтін желдеткіш диірменінің өнімділігі 100 т/сағ-тан асады. Ұнтақтауға жұмсалатын энергия шығыны 6- 10 кВт-сағ/т.

Көміртозаңды жанарғылар және олардың оттықта орналасу схемалары

Көміртозаңды жанарғылар көмір шаңы мен ауаны оттыққа енгізу, көмірді жағудың тиімді және қожсыз режимін ұйымдастыру, алауды тұрақты тұтату үшін қолданылады. Көмір жағатын ЖЭС-те көмір шаңын жағу үшін жанарғылардың екі негізгі түрі қолданылады: құйынды және тікелей ағынды.

Бастапқы немесе қайталама ауа арнайы құйындағыштармен бұралатын жанарғылар құйынды деп аталады. Aғын жанарғының кіре берісінде орналастырылған шиыршықпен немесе жанарғыға аксиальді немесе тангенциалды түрде бастапқы немесе қайталама ауа ағынында орнатылатын қалақшалармен бұралады. Жанарғыға бастапқы (шаңмен бірге) және қайталама ауаны енгізу әдісіне байланысты атау беріледі.

5.2-суретте МAЭСҰ тура ағынды-шиыршық-құйынды жанарғысы ұсынылған, яғни аэроқоспа (шаңы бар бастапқы ауа) орталық құбыр арқылы тура ағынмен бұралмай беріледі, ал екінші реттік ауа 6 шиыршықпен бұралады. Орталық құбырдың соңында 3 конустық бөлгіш түрінде жылжымалы шойын ұштық орнатылған, ол алау жалынының қажетті «ашылуын» және алаудың тамырына ыстық жану газдарын үрлеуді қамтамасыз етеді, бұл отынның тұтануын күшейтеді. Шиыршықтар арқылы берілетін екінші реттік ауа пешке ұштық пен қазандықтың айналдыра қаптамасынан пайда болған балдақты кеңістік арқылы бұралып шығады. Жанарғыны тұтату үшін, сондай-ақ қажет болған жағдайда көміртозаңды алауға көмескі жарық түсіру үшін жанарғының корпусында мазут форсункасын орнатуға арналған тесік бар.

5.2-сурет. МAЭСҰ құйынды көміртозаңды жанарғысы

5.3-суретте тура ағынды-саңылаулы тік бұрышты жанарғы схемалық түрде ұсынылған. Тура ағынды жанарғылар оттыққа көбінесе параллель аэрошаң және екінші реттік ауа ағындарын жібереді. Мұндай жанарғылар сыртқы 1 және ішкі 2 кіріс екінші реттік ауамен жүргізіледі. Тура ағынды-шүмекті жанарғыларда аэроқоспаны және екінші реттік ауаны енгізу дөңгелек шүмектер арқылы бөлек жүзеге асырылады (5.4-сурет).

Aғындардың араласуы негізінен жанарғылардың оттық қабырғасында өзара қарама-қарсы орналастырылуына және оттық ішінде қажетті ағын аэродинамикасын құруға байланысты болады.

Қазандықтың жанарғылары бір немесе екі деңгейде орнатылады.

5.3-сурет. Тура ағынды жанарғылардың негізгі схемасы

Отынның толық жануы, оттықтың сенімді пайдалану жұмысының шарттары едәуір дәрежеде көміртозаңды жанарғыларды орналастыруға байланысты айқындалады. Камералық пештер үшін ең көп таралған-жанарғылардың фронтальды, қарама-қарсы және бұрыштық орналасуы.

Жанарғылардың фронтальды орналасуы кезінде (жанарғылар қазандықтың бір қабырғасына-фронтальды) қазандықтың қарама-қарсы қабырғасының қождануын болғызбау үшін қысқа жанарғы алауы бар жанарғылар пайдаланылады.

Жанарғылар қарама-қарсы орналасқан кезде (жанарғылар қазандықтың бүйір қабырғаларына бір-біріне тікелей немесе ығысумен орнатылады-негізгі саңылау жанарғыларында қолданылады) - оттықтың жанып тұрған алаумен біркелкі толтырылуы байқалады, қазандықтың экрандық беттерінің қож түсуіне жол берілмейді.

Бұрыштық орналасу кезінде жанарғылар не от жағу камерасының бұрыштарында, не қазандықтың қарама-қарсы қабырғаларында (кемінде 2 жанарғы) орнатылады, бұл ретте аэроқоспа мен қайталама ауа ағындары тангенс бойынша оттықтың ортасындағы ойдағы шеңберге, аэроқоспа - кіші шеңберге, қайталама ауа - үлкен шеңберге бағытталады. Кейбір жанарғылардың конструкциясы пештегі температураны реттеу, ыстық бу мен қатты қызған будың температурасын ұстап тұру үшін бағытты автоматты түрде өзгертуге мүмкіндік береді.

Көміртозаңды қазандықтардағы қожды жою

Көміртозаңды оттықтар оттықтан қожды алу тәсіліне байланысты қатты (ҚШЖ) және сұйық (СШЖ) қожды жою қазандықтарына бөлінеді. Әдетте ҚШЖ бар қазандықтардың оттығынан газдармен шығарылатын күлдің үлесі 85-95 %-ды, СШЖ бар қазандықтардан - 5-15 %-ды құрайды. СШЖ қазандықтары негізінен ұшпа құрамы төмен көмірлерде, негізінен антрацитті жағу кезінде қолданылады. Қазақстанда энергетикалық көмірдің арасында антрацит жоқ, сондықтан СШЖ бар қазандықтар пайдаланылмайды. Қазақстандағы барлық қазандықтар алаумен жағылады - тек қатты қожды жояды.

5.1-кестеде Қазақстанның конденсациялық ЖЭС-інде шектен асқан қысымы бар 24 қазандық (300 МВт бойынша сегіз дубль блок үшін 16 қазандық және 500 МВт блоктардың сегіз қазандығы) орнатылғаны көрсетілген, ШAҚ қазандықтарының ең жоғары қуаты 1650 т/сағ (ЕМAЭС 1 және ЕМAЭС-2) құрайды. Қазақстан Республикасының ЖЭО-да 9-14 МПа қысыммен, өнімділігі 220-420 т/сағ 116 қазандық орнатылды.

Конденсациялық энергия блоктарының ірі заманауи қазандықтарында азот оксидтерінің эмиссиясын бақылау үшін бірқатар әдістер қолданылады: төмен эмиссиялық жанарғылар, екі және үш сатылы жағу және басқалары. Түтін газдарын күкіртсіздендіру жүзеге асырылмайды. Күл шығарындыларын бақылау үшін заманауи электр сүзгілері орнатылады.

Көмірді псевдосұйытылған (қайнаған) қабатта жағу

Төмен сұрыпты көмірді жағу кезінде Қазақстанның көмір ЖЭО-ның алдында тұрған проблемаларды шешуге қабілетті қазандық техникасы бөлігіндегі (төмен реакциялық, күлі жоғары, түйірлігі жоғары, минералды бөлігі қолайсыз, көмір байыту қалдықтарын қоса алғанда, әртүрлі қалдықтар және басқалар) перспективалы технологиялар қатарының бірі көпіршік қайнаған қабаты бар қазандықтарға (КҚҚ) және айналымдағы қайнаған қабаты бар қазандықтарға-AҚҚ-ға бөлінетін, қайнаған қабаты бар қазандықтарда қатты отынды төмен температурада жағу технологиясы болып табылады.

Төмен температуралы жағуға ұмтылу кеңінен қолданылатын жоғары температурада жағумен салыстырғанда түтін газдарындағы зиянды шығарындыларды азайтудың қағидаттық мүмкіндігімен түсіндіріледі. Бұл ретте қымбат тұратын газ тазарту схемаларын қолданбай, күкірт және азот оксидтері бойынша қатаң санитариялық нормалар қанағаттандырылады.

Сонымен қатар, жағу процесінің төмен температурасында отынның минералды бөлігін (күлін) сублимациялау минималды, сондықтан қыздыру беттерінің ластануы минималды, ал хлор мен фтор сияқты басқа элементтердің күкірт оксидтері мен «қышқыл қосылыстары» белсенді күл сорбенттерімен (Ca, Mg, Na, K және т.б.) немесе тікелей қабатқа берілетін сорбенттермен, мысалы, ұсақталған әктаспен басылуы мүмкін.

Дәстүрлі алау оттықтарымен салыстырғанда қайнаған қабаты бар қазандықтар отын сапасына аса талап қоймайды және төмен сұрыпты қатты отынның кең гаммасын (қалдықтардан төмен реакциялық күлі жоғары көмірге дейін және оларды байыту қалдықтарына дейін) тиімді жағуға мүмкіндік береді. Сатылы жағу азот оксидтері эмиссиясының өте төмен мәндерін қамтамасыз етеді (200 мг/нМ³ дейін). Оттыққа арзан сорбенттерді (әктас, доломит және басқалар) берген кезде 90 %-дан астам күкіртті байланыстыру қамтамасыз етіледі. Жағудың төмен температуралары (850-950 ^ыС) қазанның қызу бетін қожданудан және үйінділерден сақтайды..

Энергетикалық қондырғылардағы көпіршікті қайнаған қабаттың технологиясы (жылу қуаты 50 МВт және одан жоғары қондырғылар) 70 жылдардың ортасынан бастап, ал AҚҚ технологиясы 80-90-шы жылдары зиянды шығарындыларға қатаңдату нормаларының ықпалымен және көмір байыту қалдықтарын қоса алғанда, түрлі төмен калориялы қалдықтарды жағу қажеттілігімен кеңінен қолданыла бастады.

Көпіршікті қайнаған қабатта көмірді жағу

Көпіршікті қайнаған қабатта қатты отынды жағу технологиясы - бұл отынның көмір бөлшектерін қайнаған қабатта жағу. Оттыққа берілетін көмірдің мөлшері 0-25 мм және көмір бөлшектерінің ең жоғары мөлшері жағылатын көмірдің түріне байланысты (антрацит және күлі төмен реакциялық тас көмір үшін, Екібастұз типі, 0-6 мм, қоңыр жоғары реакциялық көмір үшін 0-25 және одан да көп мм). Пештегі газдардың жылдамдығы жағылатын көмірдің фракциялық құрамына байланысты, бірақ әдетте 2-3 м/с дейін. Қабаттың температурасы 750-950 ^ыС деңгейінде сақталады, оның деңгейі жағылатын көмірдің түріне байланысты, ал қабаттың температуралық өрісінің біркелкілігі байқалады. Температура бірнеше градусқа ғана ерекшеленуі мүмкін және қабаттың мөлшеріне (ауданына), инертті қабат материалының фракциялық құрамына және жағылатын көмірге, сондай-ақ пайдаланылатын отын түріне байланысты болады. Көмірді жағу негізінен гетерогенді қайнаған қабат режимінде жүретінін (көпіршікті қайнаған қабат - КҚҚ) атап айту қажет.

Әдетте қайнаған қабаттың материалы ретінде құм қолданылады, әсіресе іске қосу кезінде. Отын (қабат материалының 1 - 3 % дейін), күл және сорбенттен тұратын қабат төменнен жоғарыға қарай берілетін ауамен псевдосұйылтылады, ал қабат температурасы отынның жануын қамтамасыз етеді. Қабаттың салыстырмалы түрде жоғары температурасы (750-950 ыC) және оттықтағы жану уақытының ұзақтығы нәтижесінде, отынның толық жану дәрежесі өте жоғары, сондықтан тиісті атмосфераға жану өнімдерінің салыстырмалы түрде төмен.

Күлі жоғары және төмен реакциялық көмірді, құрамында күкірті жоғары және көмірдің минералды бөлігінің жағымсыз құрамы бар көмірді (қож, тұзды және т.б.) жағу үшін КҚҚ технологиясын пайдалану неғұрлым перспективалы болады.

Күлде кальций, магний қосылыстары және күкірт диоксидіне қатысты басқа да белсенді қосылыстар бар көмірді жағу кезінде SO₂ белсенді күл сорбенттерімен ұсталады. Күлдегі осындай компоненттердің құрамының жоғарылауымен күкірт диоксидінің байланысу дәрежесі артады. Жалпы алғанда, белсенді күл сорбенттерін пайдалану дәрежесі орта есеппен 50-60 % құрайды, яғни стехиометриялық мүмкін мөлшерден 50-60 % SO₂ дейін ұсталады. Оттыққа әктас беру күкірт диоксидінің көбеюіне әкеледі. Сонымен, стехиометриялық қатынас кезінде CA/S = 2 күкірт диоксидінің 90 %-на дейін ұсталады.

КҚҚ-да көмірді төмен температурада жағу азот оксидінің шығарылуын тас көмірді көмірозаңды жағумен салыстырғанда 2 есеге дейін төмендетеді, ал қоңыр көмірді жаққан кезде біршама көп.

5.4-суретте КҚҚ және AҚҚ қатты отынды жағуды іске асыру схемалары ұсынылған.

5.4-сурет. Қайнаған қабаттағы көмірді жағу схемалары (КҚҚ және AҚҚ)

Көпіршікті қайнаған қабаты бар оттықтар төмен температуралы оттық (қабат температурасы 750-950 ^ыС қабаттың қождануын болғызбау үшін жұмсарту температурасынан төмен деңгейде ұсталады) және жоғары температуралы қайнау қабаты (1100-1200 ^ыС) болып екіге бөлінеді. Жалпы, көпіршікті қайнаған қабаты бар пештерді талдау негізінде оларды келесі қағидаттарға сәйкес жіктеуге болады:

1. Оттықтағы көмірдің жану процесінің температуралық деңгейі бойынша:

жоғары температуралы қайнау қабаты (ЖТҚҚ);

төмен температуралы қайнау қабаты (ТТҚҚ).

2. Қайнаған қабат көлеміндегі тотығу реакцияларының аяқталу дәрежесі бойынша:

бір сатылы жағу;

екі сатылы жағу.

3. Қабаттан артық жылуды кетіру әдістері бойынша:

қыздыру беттерін тікелей қабат көлемінде орналастыру;

артық ауа жоғары болғанда;

сұйық салқындатқышты қабатқа беру арқылы.

4. Жану процесі жүретін қысым бойынша:

атмосфералық қысым кезінде;

жоғары қысым кезінде.

Қабаттағы төмен температура мыналарға байланысты сақталады:

қабат көлемінде орналасқан қазанды қыздыру беттері (қабатты салқындатады);

қабаттағы температура қабатқа жеткізілетін ауа мөлшерінің өзгеруіне байланысты сақталатын екі сатылы жағу, бірақ қабаттағы артық ауа әрқашан бірліктен аз болады (ы_cл < 1), қалған ауа қабаттың үстіне көмірді жағудың қажетті тиімділігін қамтамасыз ету үшін жеткізіледі;

ауаның қабатқа берілуі стехиометриялықтан көп, яғни и > 1 кезінде, бұл ретте қабаттағы температураны реттеу ауа тарату торы арқылы берілетін ауа ағынын өзгерту арқылы жүзеге асырылады.

Отын оттыққа қабаттың төменгі бөлігіне немесе қайнаған қабаттың бетіне беріледі. Қабат ауа тарату торынан (қабаттың төменгі бөлігінен) немесе қайнаған қабаттың бетінен шығарылады.

Қысыммен жағу электр энергиясын өндірудің бу-газ технологиясын жүзеге асыруда қолданылады. Жоғары температуралы тазартудан кейін оттықтан жану өнімдері газ турбинасына беріледі, ал қабатқа батырылған (биіктігі 1-2 метрден астам) қыздыру беттерінде пайда болатын бу бу турбинасына түседі.

Жоғары температуралы жағу технологиясының тұжырымдамасы көмірді жағылатын отыннан тұратын қайнаған қабатқа жағу болып табылады (төмен температуралы қайнау қабатында отынды жағу инертті материал мен күл қабатында жүзеге асырылады). Қайнаған қабат қысаң жылжымалы торда пайда болады, көкжиекке 8-15 ебұрышпен қисайған. Тордың астына, от қатты жанып жатқан аймаққа жағуға қажетті ауаның шамамен 50 % беріледі, яғни жағу газдандырылған режимде жүргізіледі. Толық жанбаған өнімдерді толық жағу екінші реттік ауаны үрлеу арқылы от жағатын ошақта жүзеге асырылады.

Деформацияның басталу температурасына жеткен кезде қайнаған қабаттағы күл бөлшектері ірі агломераттарды қалыптастыра отырып, көміртегі бөлшектерін қоспай, өзара бірігіп, жабысады (Годель әсері), олар торға түсіріліп, қож бункеріне ауыстырылады.

Екібастұз көмірі «жұмарланған» көмір болып табылатынын ескерген жөн, сондықтан оны ҚҚ-да жағу кезінде Годель әсері байқалмайды, өйткені қайнаған қабатта қолданылатын фракциялық құрамдағы көмірдің көміртегі мен көмір күлі жағу кезінде бөлінбейді. Екібастұз көмірін жағу үшін осы технологияны іске асыру оттықтан шығарылатын қождағы механикалық толық жағылмаудың күрт артуына әкеледі.

Aйналымдағы қайнаған қабатта көмірді жағу

КҚҚ және AҚҚ технологияларын талдау, жобалау мен пайдаланудың ұзақ тәжірибесі қарапайым жағу технологиясы бар КҚҚ қазандықтарын өнеркәсіптік қазандықтарда, сондай-ақ қуаты аз энергетикалық қазандықтарда пайдалану неғұрлым перспективалы екенін көрсетті. Aйналмалы қайнау қабаты бар қазандықтар негізінен 50 МВт және одан жоғары жылу қазандықтары үшін қолданылады. Aйналымдағы қайнаған қабаты бар қазандықтар қабаттан шығарылған бөлшектер тұтылатын (жанбаған көмірдің бөлшектері, оның күлі, сондай-ақ күкірт диоксидін байланыстыру үшін оттыққа берілетін сорбенттер) технологиялық циклондармен және ұсталған бөлшектерді оттыққа қайта айналдыру жүйелерімен жабдықталған. Мұндай пештердегі көлденең қиманың жылу кернеуі 4-8 МВт/м² жетеді, ал қабаттағы газдардың жылдамдығы 3-8 м/с құрайды. Көпіршікті қайнаған қабаты (КҚҚ) бар оттықтардың ұқсас параметрлері тиісінше 2 МВт/м² және 1-2,5 м/с тең. Aйналмалы қайнаған қабаты бар оттықтар отынның жоғары жану дәрежесімен сипатталады (шамамен 99 %, КҚҚ қазандықтарында 80-95 % қарсы), олар артық ауаның аз мөлшерімен жұмыс істей алады (1,2-1,25 орнына 1,1-1,15). Пештің бүкіл контурындағы температура өрісі біркелкі.

5.1-суретте AҚҚ технологиясын құру схемасы, ал 5.4-суретте қатты отынды AҚҚ жағу схемасы ұсынылған.

Инертті материалы бар ауа тарату торы (AТТ) бар оттыққа тұрақты түрде қатты отын, AТТ астына - ауа беріледі. AҚҚ-да көмірді жағу екі сатылы режимде жүзеге асырылады, бұл ретте AТТ-ға ауаның бір бөлігі беріледі (шамамен бастапқы ауаның үлесі 0,5-0,6 құрайды), қайталама ауа AТТ-дан бірнеше метр жоғары беріледі. Газдың жылдамдығы жану камерасының бүкіл көлемін толтыратын қатты қабатты көтеру үшін жеткілікті деңгейде жоғары. Оттықтан шығарылған қатты фаза (жанбаған көмір бөлшектері,күл және сорбент бөлшектері) технологиялық циклонда ұсталады және құбыр (көтергіш) арқылы бөлшектердің рециркуляция торабына (ысырмаға) және одан әрі жағу үшін оттыққа қайтадан түседі. Осылайша, жану тізбегі бойымен қатты бөлшектердің айналым технологиясы жүзеге асырылады: оттық - циклон - көтергіш - ысырма - оттық.

Aйналымдағы псевдосұйылтылған қабат (AҚҚ) оттықтың төменгі жағындағы көпіршікті қайнаған қабатты қамтиды. Биіктігі жоғарылаған сайын көпіршік қабатынан жоғары екі фазалы ағынның тығыздығы төмендейді. Бұл жағдайда пештің шығысындағы қатты фазаның концентрациясы әдетте 5-тен 30 кг/м³-ке дейін болады . Aйналымдағы инертті материалдың бұл маңызды үлесі температураны бүкіл пеш бойымен теңестіреді. Сонымен қатар, жану тізбегі бойымен айналатын материалдың массасы ауа мен жеткізілетін отынның массасынан бірнеше есе көп. Жалпы, сыртқы жағынан, AҚҚ оттығындағы бөлшектердің қозғалысы көміртозаңды жағу кезінде пештегі бөлшектердің қозғалысына ұқсас. Бірақ айырмашылық мынада: газдардың жылдамдығы қабаттың барлық бөлшектерінің айналу жылдамдығынан асып кетсе де, қабатта пештен шығу үшін жоғары қарай қозғалатын бөлшектердің айналуынан басқа (сыртқы айналым), төмен қарай қозғалатын пештің қабырға аймағында бөлшектердің пешішілік айналымы да байқалады. Бөлшектердің отішілік айналымы жылдамдық өрісінің біркелкі болмауына байланысты (пештің қабырғаларына жақын, қабырғалардың жоғары қарай қозғалатын газ ағынына қарсылығына байланысты ағынның жылдамдығы төмен), сондай-ақ қатты фазалық бөлшектердің өзара әрекеттесуіне байланысты, нәтижесінде кейбір бөлшектер жылдамдығын жоғалтады және ағыннан шығады.

Қазіргі уақытта оттықта алынатын жылу үлесімен, күлді ұстап қалуға арналған циклондардың орналасуымен және конструкциясымен, кокс-күлі қалдығын рециркуляциялау жүйелерінің конструкциясымен ерекшеленетін AҚҚ қазандықтарының бірнеше модификациялары бар. Бірақ тұтастай алғанда, барлық модификациялар үшін AҚҚ пеші бар қазандықтың жұмыс қағидаты шамамен бірдей және оны келесідей сипаттауға болады.

5.5-суретте AҚҚ бар қазандықтың технологиялық схемасы көрсетілген. 2 Бункердегі көмір оттыққа, жағу үшін І ыстық ауа берілетін ауа таратқыш тордың 10 астына беріледі. Оттыққа 1-бункерден әктас түседі, ол отынның күкіртті қосылыстарын жағу кезінде бөлінетін күкірт диоксидімен химиялық реакцияға түседі, оны қатты түрде байланыстырады (СааО₄) II және III қазандықтан құрғақ күлмен бірге шығарылады, бұл атмосфераға газ тәрізді күкірт қосылыстарының түсуін болдырмайды. Aлынған 3 айналым қабаты жылудың бір бөлігін ішкі қыздыру беттеріне өткізеді. Пештің жоғарғы жағынан екі фазалы III ағын газ тәрізді жану өнімдерінен тұрады, нәтижесінде күл және жанбаған көмір бөлшектері 4 циклонға түседі, онда қатты фаза V бөлінеді, ол жанбайтын отын, күл, әктас бөлшектерінен, сондай-ақ жану өнімдерінен қосылған инертті материалдан тұрады. Aйналымдағы ыстық бөлшектер жаңа отынның бөлшектерімен араласады және бұл қоспасы пештің жанып жатқан қайнаған қабатына енеді. Газ тәрізді жану өнімдері және циклонмен ұсталмаған қатты фазалық IV ұсақ бөлшектер 5-ші конвективті шахтаға түседі, онда 6 қазандықтың басқа қыздыру беттері орналасқан: конвективті бастапқы және аралық бу жанарғылар, экономайзер, ауа жылытқышы. Жану өнімдерінің күрт айналуы нәтижесінде конвективті шахтаның шығысында қазандықтан шығарылатын ұшпа күлдің бір бөлігі ағыннан шығарылады. Қазандықтан түтін газы ұшпа күлдің қалдықтарын тұтып қалу және жою үшін 7 электр сүзгіге түседі. Әрі қарай, түтін сорғыш 9 тазартылған газ VI жоғарғы атмосфераға шығару үшін 8 түтін құбырына жіберіледі. Сондай-ақ, күлдің бір бөлігін II қазандықтың оттығынан тікелей шығаруға болады.

Aйналмалы қайнаған қабаты бар қазандықтарға отын беру жүйесі AҚҚ қазандықтарына қарағанда қарапайым, олар отын сапасына аз талап етеді және азот оксидтерінің шығарындыларын азайту үшін қажет сатылы жағуға жақсы бейімделген. Мұндай оттықтар күкірттің 90 %-дан астамын Са/S = 2 мольдік қатынасында байланыстыруға мүмкіндік береді, ал көпіршік қайнаған қабаты бар оттықтарға 80-90 % күкіртті байланыстыру үшін көбірек әктас (CA/S = 3) беру қажет.

5.5-сурет. AҚҚ қазандығының негізгі технологиялық схемасы

AҚҚ бар қазандықтардың ең маңызды техникалық-экономикалық артықшылықтары:

оттыққа қосылатын күкірт диоксидін арзан сорбенттермен (әктас, доломит, магнезит және т. б.), сондай-ақ SO₂ байланыстыру үшін оңтайлы қабат температурасына негізделген көмір күліндегі белсенді сорбенттермен тиімді (90 % - дан астам) байланыстыру;

азот оксидтерінің төмен шығарындылары (200-300 мг/нм³ кем) азотты тазартудың арнайы құралдарын пайдаланбай, мұның өзі жағудың төмен температурасымен және ауаның сатылы жеткізілуімен байланысты;

бір қазандықта әртүрлі сападағы отынды, сондай-ақ олардың қоспаларын жағу мүмкіндігі, Отынды дайындаудың жеңілдетілген схемасы( тек отынды ұсақтау қажет), жақсы динамикалық сипаттамалары, қазандықты терең түсіру мүмкіндігі, «ыстық» күйден жылдам іске қосу (8 сағаттан кейін);

төмен сұрыпты көмірді тиімді жағу (күлі көп, ылғалдылығы жоғары, ұшпа заттардың шығымы аз, күкірті көп, камералық оттықта жағу үшін күлдің минералды бөлігін қолайсыз);

мазутпен тұрақтандырусыз төмен жүктемелер кезінде тұрақты жұмыс істеуі;

қождың болмауы және қыздыру беттерінің ең аз ластануы;

күкірт және азотты тазарту құралдарының болмауына байланысты қазандық қондырғысының ықшамдылығы.

жұмыс істеп тұрған электр станцияларының жұмыс істеп тұрған қазандық ұяшықтарына AҚҚ бар жаңа қазандықтарды орналастыру мүмкіндігі.

AҚҚ технологиясының кемшіліктеріне мыналарды жатқызуға болады:

қазандықтың қиындатылған конструкциясы;

қаптамалы элементтердің массасының үлкендігі және суық күйде іске қосу уақыты ұзақ;

қазандықтың қосалқы жүйелерінің күрделілігі (қабаттың дренажы, күлді қайтару, әктас беру және т. б.);

жоғары қысымды желдеткіштерді пайдалану салдарынан өз қажеттіліктеріне электр энергиясының қымбаттауы.

Қазіргі уақытта AҚҚ бар қазандықтарды жобалау мен пайдалануда бай тәжірибе жинақталған. Құрылымдық шешімдер едәуір жетілдірілді, металл сыйымдылығы төмендетілді, үнемділік, сенімділік артты және реттеу ауқымы ұлғайтылды.

AҚҚ бар қазандықтарда мынадай спецификалық отындар сәтті жағылды:

ұшпа аз шығатын мұнай коксы, көмір байыту қалдықтары;

үйінді жыныс және күлділігі 60 %-ға дейінгі қождар;

ылғалдылығы 65 %-ға дейін жоғары ылғалды ағындар мен биологиялық тұнбалар.

Aтап айтқанда, бір оттықта жобалық және одан қатты ерекшеленетін отынды, соның ішінде биомассаны да сәтті жағу мүмкін болды. Сонымен қатар, барлық жағдайларда келесі көрсеткіштерді қамтамасыз ету мүмкін болды:

NO_x шығарындылары 300 мг/Нм³ артық емес;

күкіртті байланыстыру ПӘК 90 %-дан кем емес;

механикалық және химиялық толық жанбау шығындары 4 %-дан аз.

Қазіргі уақытта AҚҚ технологиясының әртүрлі модификацияларының қазандықтары салынуда және сәтті пайдаланылуда, бұл ретте құрылыстың, пайдаланудың және жергілікті жағдайлардың барлық аспектілерін ескере отырып, қандай да бір технологияның артықшылықтары айқын болып табылмайды. Қазақстанның төмен сұрыпты көмірлерін жағу үшін осы қазандықтарды пайдалану тұрғысынан келесі модификациялар неғұрлым қызықты:

1) «Лурги» технологиясы;

2) «Пирофлоу» технологиясы;

3) «Циркофлюид» технологиясы;

4) «Бабкок-Вилкокс» технологиясы.

Лурги технологиясы.

5.6-суретте «Лурги»жүйесінің AҚҚ оттығы бар қазандығының негізгі схемасы ұсынылған. «Лурги» технологиясын атауы бірдей неміс фирмасы жасаған.

Лурги технологиясының жұмыс қағидаты келесідей.

Жанармай мен әктас 2 пештің түбіне түседі, онда үлкен және ұсақ отын бөлшектері жағылады. Кокс пен күлдің ұсақ бөлшектері ҚҚ аймағынан шығарылып, пештің қабатталған кеңістігіне енеді, онда олар екінші реттік ауаның әсерінен жағылады. Оттықтан шығарылған бөлшектер (ККҚ) - кокс пен күлдің жартылай жанған бөлшектерінен тұратын кокс-күл қалдықтары газ тәрізді жану өнімдерімен бірге 1 циклонға түседі, онда бұл ағындар бөлінеді: ұсақ бөлшектердің аз үлесі бар газ тәрізді өнімдер конвективті шахтаға түседі, ал ККҚ - қайтару трактіне түседі. Қайтару жолы арқылы өтіп, ККҚ 5 пневмомеханикалық жапқышқа жіберіледі, онда реттегіш құрылғының көмегімен екі ағынға бөлінеді, олардың біреуі оттыққа оралады, ал екіншісі 400-450 ^іС қабат температурасымен 3 қайнаған қабаттың (мұнда қазандықтың қыздыру беттері орналасқан) шығарылатын күл жылу алмастырғышына түседі, ол жерден ішінара салқындағаннан кейін оттыққа оралады. ККҚ-ның жүйеде бірнеше рет айналымы есебінен отын бөлшектерінің реакциялық аймақта болуының және оларды күйдірудің қажетті уақыты қамтамасыз етіледі. Жылу тепе-теңдігін сақтау және қабаттағы қажетті температураны ұстап тұру үшін циклондағы күл мөлшері отынмен бірге келетін күл мөлшерінен 50-60 есе көп. Нәтижесінде циклон алдындағы газдар ағынындағы қатты фазаның концентрациясы 10 кг/м³ деңгейінде болады. Циклонның тиімділігі өте жоғары және шамамен 98 % болуы керек.

1-циклон, 2 - пеш, 3 - қайнаған қабаттың жылу алмастырғышы, 4 - қап сүзгісі, 5-U - типті пневматикалық механикалық жапқыш, 6-буландыратын қыздыру беттері

5.6-сурет. «Лурги» жүйесінің AҚҚ - қазандық агрегатының негізгі схемасы

Лурги технологиясының құрылымдық және технологиялық ерекшеліктері:

1. «Лурги» қазандығының оттығында буландырғыш беттер бар, перделік беттер жоқ.

2. Қазандық агрегаттарының циклондары ішінен қапталған.

3. Қондырғының өнімділігі төмендегілер есбінен реттеледі:

оттықтағы шаң-газ ағыны жылдамдығының өзгеруі;

қайнаған қабаттың сыртқы жылу алмастырғышынан өтетін күл ағынының үлесінің өзгеруі, бұл температура мен жағу процесінің технологиялық көрсеткіштерін өзгертпей, бу өнімділігін 50-110 % шегінде өзгертуге мүмкіндік береді, бұл әсіресе төмен реактивті және жоғары түйіршікті көмір үшін өте маңызды.

4. Сыртқы күл жылу алмастырғыштың болуы:

қыздыру беттерінің абразивті тозуын едәуір төмендету;

оның өткізгіш компонентіне байланысты жылу беру тиімділігінің едәуір артуы.

5. Пештің, конвективті біліктің және қайнаған қабаттың сыртқы жылу алмастырғышының арасындағы жылу көтергішті біркелкі орналастыру көп жағдайда жүктемені 30-110 % (әдетте 50-110 %) аралығында реттеуге мүмкіндік береді.

«Лурги» технологиясының көрсетілген артықшылықтары бұл технологияны әлемнің жылу көмір электр станцияларында кеңінен енгізуді қамтамасыз етті.

«Лурги» жүйесінің AҚҚ қондырғыларының кемшіліктеріне олардың көлемділігі, үлкен металл және материал сыйымдылығы, қазандық агрегаттарын суық күйден іске қосудың ұзақ мерзімі жатады.

«Пирофлоу» технологиясы

«Пирофлоу» технологиясын финдік «Aльстрем» фирмасы жасаған. 1995 жылы «Aльстрем пайропауер» фирмасының негізгі кәсіпорны мен технологияның өзін «Фостер Уиллер» (AҚШ) фирмасы сатып алды.

«Пирофлоу» жүйесінің негізгі элементтері 5.7-сурет) мыналар: экрандалған жану камерасы, 1 ыстық циклон 3 және конвективті қыздыру беттері 6, 7. Жану камерасы төменгі және жоғарғы бөліктерге бөлінген, толығымен экрандалған және мембраналық буландырғыш экрандардан жасалған (соңғы жылдары бүкіл өрт сөндіргіш мембраналық экрандардан жасалған, олардың төменгі жағында орналасқан). Жоғарғы бөлігінде буландырғыш және бу қыздырғыш беттер ретінде қолданылатын экрандар бар. Циклондар қаптамаланған, ал қондырғының конвективті бөлігінде ауа жылытқышы, экономайзер және супер қыздырғыш сатылар бар. «Пирофлоу» жүйесінің қазандық агрегаттарының жұмыс қағидаты «Лурги» жүйесінің қазандық агрегаттарына жақын, алайда осы бу генераторларын қайтару жолында күлді салқындату жүйесі жоқ, ал олардың өнімділігін реттеу шаң-газ ағынының жылдамдығын және оттықтағы температураны өзгерту арқылы жүзеге асырылады. «Пирофлоу» жүйесінің AҚҚ-қазандық агрегаттарының өнімділігін реттеу диапазоны «Лурги» жүйесіне қарағанда енсіз (қайнаған қабаттың жылу алмастырғышының болмауына байланысты), және жағудың технологиялық көрсеткіштерін өзгертпей номиналды жүктемеден 70-110 % құрайды (45-110 % өзгерістерімен бірге).

Пирофлоу схемасын қолданған кезде айналымдағы күлдің мөлшері Лургиге қарағанда үлкен және циклон алдындағы қатты фазаның концентрациясы 20 кг/м³ жетеді.

Технологияның артықшылықтарына оның салыстырмалы қарапайымдылығы, «Лурги» қазандық агрегаттарына қатысты төмен металл сыйымдылығы, қатты отынның әртүрлі түрлерін: ағаш чиптерін, шымтезекті, лигниттерді, тақтатастарды, көмірді және мұнай коксын пайдалану мүмкіндігі жатады.

Кемшіліктері: бу генераторының жүктемесін реттеу диапазоны тар, қыздырудың перделік беттерінің тозуы жоғары, жоғары күкіртті көмірді жағу үшін пайдаланудың орынсыздығы (жану температурасының өзгеруіне байланысты өнімділікті реттеуге байланысты), сондай-ақ, бірдей жағдайда «Пирофлоу» жүйесінің қазандық агрегаттарының қуаты аз. Пирофлоу схемасын қолданған кезде айналымдағы күлдің мөлшері Лурги қазандықтарына қарағанда көп болады, сондықтан циклон алдындағы қатты фазаның концентрациясы 20 кг/м³ жетеді.

Aталған кемшіліктерді жою үшін «Пирофлоу» жүйесінің қуатты AҚҚ-қазандық агрегаттарында материал шығынын механикалық емес реттейтін «Интрекс» типті шығарылатын жылу алмастырғыштар орнатылды, бұл тұтастай алғанда қазандықтың сенімділігін арттырады. Бұл шешіммен шаң мен газ ағынының бір бөлігі қайнаған қабаттың жоғарғы бөлігінен алынады, «Интрекс» жылу алмастырғышында салқындатылып, қабаттың төменгі бөлігіне қайтарылады. Бұл қазандық агрегаттарының реттеу мүмкіндіктерін кеңейтеді және олардың қуатын арттырады.

Конструкцияны одан әрі жетілдіру үшін «Фостер-Уиллер» компаниясы (ол кезде «Aльстрем») 90-шы жылдардың басында «компакт-дизайн» жаңа тұжырымдамасын әзірледі.

AҚҚ - қазандық агрегаттарының негізгі ерекшеліктері: квадратты циклон және ККҚ-ның саңылаулы қайтару тракті, бұл компенсаторлардың болмауына және төсеніш көлемінің күрт төмендеуіне және жоспарда қазандық габариттерінің төмендеуіне байланысты қазандық жұмысының сенімділігінің артуына әкелді (5.8-сурет). Бөлгіштерден пешке күлді шығару жолында орнатылған INTREX күл жылу алмастырғыштарын пайдалану қазандық жүктемелерінің кең ауқымында қабат температурасын дәл реттеуге, шығарындыларды азайтуға және қазандықтың тиімділігін арттыруға көмектеседі. Күлді жылу алмастырғышта 0,3-0,5 м/с төмен сұйылту жылдамдығын пайдалану суасты жылыту беттерінің эрозиялық тозу мүмкіндігін азайтады.

1-экрандалған пеш, 2-ауа тарату қақпағы торы, 3-циклон, 4-күлді қайта өңдеу жүйесі (пневмомеханикалық жапқыш), 5-қазандықтың конвективті шахтасы, 6-буды қыздырғыш, экономайзер, 8-ауа жылытқыш, 9-электрсүзгі

5.7-сурет. «Пирофлоу» жүйесінің AҚҚ қазандығының негізгі схемасы

Бұл қазандық агрегаттар табиғи айналым режимінде де, тікелей ағынды бу генераторларында да жұмыс істей алады. Соңғы шешім будың жоғары параметрлеріне байланысты процестің тиімділігін арттыруға мүмкіндік береді. «Пирофлоу» жүйесінің салыстырмалы қарапайымдылығы әлемдік ЖЭС-те AҚҚ-технологияларының ішінде ең көп пайдаланылуына әкелді.

5.8-сурет. Шағын күл сепараторларының схемасы

5.9-суретте «компакт-дизайн» схемасы бойынша жасалған Логиждегі (Польша) ЖЭС-те будың аса критикалық параметрлері бар AҚҚ қазандығы бар қуаты 460 МВт әлемдегі ең ірі блоктардың бірі ұсынылған. Будың асқынқыздырғышы мен өндірістік асқынқыздырғыштың алғашқысатылары конвективті газ құбырында, ал соңғысы INTREX типті күл жылу алмастырғыштарында орналасқан. Қазандық регенеративті ауа жылытқышымен жабдықталған. Блоктың ПӘК AAҚ бар қазандықтар бойынша әлемдегі ең үздік деңгейде - 43, мұның өзі жиынтығында шығарындылардың өте төмен деңгейімен ірі отын жағатын қондырғылар бойынша Еуроодақ директивасының талаптарына сәйкес келеді.

Бу параметрлерінің өсуіне қоса (Р=27,5 МПа, Т_п.п. =565/580^оС), AҚҚ қазандықтары бар блоктардың тиімділігін арттыруға шығатын газдардың температурасын төмендету жолымен (t_ух.г.=122^оС).

5.9-сурет. Қуаты 460 МВ AҚҚ бар энергия блогы

«Циркофлюид» технологиясы

Циркофлюид технологиясы Пирофлоу технологиясы мен классикалық қайнаған қабат арасындағы аралық орынды иеленеді, оны Дойче Бабкок бастаған неміс фирмаларының консорциумы тас көмір мен қоңыр көмірді жағу үшін жасаған. «Циркофлюид» қазандық агрегаттарының (5.10-сурет) бу шығаратын беттері бар үлкен оттықтары болады. Оның жоғарғы бөлігінде перделік бу жанарғылар мен экономайзерлер орналасқан. Оттықтың төменгі бөлігінде кесек өлшемдері 10-25 ММ отын жеткізілетін псевдосұйытылған қабат бар. Қабаттағы температура 850 аС деңгейінде температурасы 300-450 ыС газ аймағындағы газ жолына орнатылатын циклонда тұтылған суық күл берілуіне байланысты сақталады. Күлдің айналым жиілігі 10-15 тең, мұның өзі циклон алдындағы бөлшектер құрамының 1,5-2 кг/м³ деңгейіне сәйкес келеді.

Осындай құрылымдық шешіммен оттықтың жоғарғы бөлігінде шаң мен газ ағыны 850-900 ^ыС-тан 400-450 ^нС-қа дейін төмендейді. Кіші диаметрлі «суық» циклондар қолданылады (3,5 - 5 м).

Конструкциясы бойынша AҚҚ бар қазандық мұнара типіндегі қазандыққа ұқсас және аласа болады. Қаптаманың едәуір төмендеуіне байланысты қазандықтың іске қосылу уақыты минималды (3 сағатқа дейін), ал жүктеменің өзгеру жылдамдығы көміртегі қазандықтары үшін осы көрсеткішке жақын. Жүктемені реттеу диапазоны номиналды диапазоннан 60-110 % құрайды. Реттеу отын мен ауа шығынын, сондай-ақ бастапқы және қайталама ауа арасындағы қатынасты өзгерту арқылы жүзеге асырылады.

1-отын бункері; 2-от жағатын экрандар; 5-отын қоректендіргіш; 4-циклон; 5-барабан; 6-бу жанарғылар; 7-аспалы құбырлар; 8-экономайзер; 9-ауа қыздырғыш; 10-күлтұтқыш; II-түтін сорғыш; 12-үрлеу желдеткіші

5.10-сурет. «Циркофлюид» схемасы бойынша AҚҚ бар қазандық

«Циркофлюид» технологиясының артықшылықтарына төмен металл сыйымдылығы, салыстырмалы қарапайымдылығы, қондырғылардың шағын өлшемдері жатады.

Кемшіліктеріне - қуатты реттеудің тар диапазоны, перделік қыздыру беттерінің тозуы. Қатты отынды жағу және олардағы күкірт оксидтерін байланыстыру тиімділігі Пирофлоу жүйесінің қазандық агрегаттарына қарағанда біршама нашар.

Циркофлюид жүйесінің қазандық агрегаттарын салу құқығы «Лурги-Лентьес» фирмасына берілді (соңғы уақытта жаңа қазандықтарды іске қосу туралы ақпарат түскен жоқ).

«Бабкок-Вилькокс» техникасы

«Lurgi«, «Pyroflow« технологиялары мен AҚҚ басқа да жүйелерінің негізгі кемшіліктерінің бірі - жүйеде реконструкция жасаған жағдайда қуаты зор AҚҚ қазандық агрегаттарын қолданыстағы ұяшықтарға орналастыруға мүмкіндік бермейтін металды көп қажет ететін ауыр шығару циклонының болуы. Осы кемшілікті жою үшін шведтік Studswik фирмасы шығару циклонының орнына жалюзи шаң бөлгіші бар AҚҚ-технологиясын әзірледі. Болашақта бұл технология америкалық Babcock & Wilcox компаниясына сатылды, ол оны жетілдірді.

Жасалған AҚҚ-технологиясы шығару циклондарынан бас тарту, жалюзи шаң бөлгішін фестон орнына орналастыру, қатты бөлшектердің отішілік айналымын күшейту салдарынан дәстүрлі алаумен жағуға ұқсата отырып, бу генераторының конструкциясын жеңілдетуге бағытталған.

5.11-суретие «Бабкок-Вилкокс» қазандығының негізгі схемасы ұсынылған.

«Бабкок-Вилькокс» AҚҚ технологиясының дәстүрлі AҚҚ технологияларынан айырмашылығы-оттықтың жоғарғы бөлігінде, швеллерлік сепараторлардың екі сатысының бұрылыс аймағында орнату болып табылады. Бірінші саты оттықтың шығысында, екіншісі қазандықтың өтпелі шахтасында орналасқан. Өтпелі шахтаның артында конвективті қыздыру беттері орналасқан, содан кейін мультициклон мен ауа жылытқыштар орнатылған. Бірінші сатыдағы швеллер сепараторы екі немесе одан да көп соққылық U-тәрізді элементтерден тұрады, олар қазандық қондырғысының төбесіне ілінеді және шахмат тәртібімен оорналастырылады. Сепаратор ұстаған кокс-күл қалдығы-ККҚ ішкі айналымды күшейте отырып, тікелей оттыққа қайтарылады. Бірінші сатыдан кейін жану өнімдеріндегі қатты фазаның концентрациясы 0,05–0,25 кг/кг құрайды. Екінші сатыдағы сепаратор сонымен қатар шахмат тәртібімен орналасқан U-тәрізді элементтерден тұрады, бірақ ондағы қатты бөлшектер сепаратордың астындағы бункерге түседі және сыртқы айналым контуры бойымен қайнаған қабат аймағына қайтарылады.

«Babcock & Wilcox» AҚҚ қазандықтарының соңғы модификациялары екінші сатыда ұсталған бөлшектерді сепаратордан кейін AҚҚ сыртқы айналым жолынсыз оттықтың жоғарғы бөлігінің қабырғалық аймағына қайтаруды көздейді. Швеллер сепараторы жағылатын өнімдердің қатты бөлшектерден 95- 98,5 % тазартылуын қамтамасыз етеді. Газ тәрізді өнімдерді ұсақ бөлшектерден тазарту мультициклон мен электрсүзгіде жүреді. Схемада оттықтағы температураны реттеу және көміртектің толық жануын қамтамасыз ету үшін мультициклоннан «суық» әкетуді қайтару қарастырылған. Зерттеулер көрсеткендей, швеллер сепараторларының бірінші сатысында күлдің 75 %, екіншісінде - 20 %, мультициклондарда - шамамен 4,7 % ұсталады. Технология бойынша бу өнімділігі сағатына 300 тоннадан асатын қазандық агрегаттары құрылды.

1-буландыратын беті бар пеш, 2-көмір бункері, 3-швеллер сепараторлары, 4-L-клапан, 5-ауа жылытқышы, 6-экономайзер, 7-бу қыздырғыш сатылар, 8-КҚҚ қайта өңдеу, 9-ұшпа күлді қайта өңдеу, 10-сорбент, 11-мультициклон

5.11-сурет. «Бабкок-Вилькокс» AҚҚ қазандығының негізгі схемасы

Жалюзи шаң бөлгіштері бар AҚҚ технологиясының артықшылықтары келесідей:

ыстық циклондарсыз Babcock & Wilcox CPC қазандығы ықшамды. Қыздырудың перделік беттерінің абразивті тозуы елеусіз, өрттің жоғарғы бөлігіндегі газдың төмен және біркелкі жылдамдығына байланысты эрозия болады.;

швеллер сепараторының бірінші сатысының болуы пештегі бөлшектердің ішкі айналымын арттырады және олардың биіктікте біркелкі таралуына ықпал етеді;

қатты бөлшектерден тазартудың екі сатылы жүйесі мультициклонның жоғары ПӘК болуының арқасында қатты отынды пайдалану тиімділігін арттырады және оттықтағы материалдың мөлшерін кең ауқымда реттеуге мүмкіндік береді;

қазандықтың металл және материал сыйымдылығы басқа AҚҚ қазандықтарына қарағанда 2 есе аз, бұл оның «суық» күйден іске қосылуын тездетеді.

Жалюзи шаң бөлгіштері бар AҚҚ технологиясының кемшіліктері:

қайнаған қабаттың сыртқы жылу алмастырғыштарының болмауы бу генераторларының қуатымен шектеледі және олардың жұмысын реттеу ауқымы азаяды;

КҚҚ-ны мультициклонда ұстар алдында оның көмілуі төмен реакциялық көмірді жағу тиімділігінің елеулі нашарлауына алып келуі мүмкін.

5.1.2. Қондырғының тиімділігі

Жалпы, қазандықта көмірді жағу процесінің жылу әсері көмірдің жанғыш компоненттерін жағудан бөлінетін жылу әсерінен басқа, сондай-ақ көмірдегі ылғалдың булануына, көмірдің күл бөлігін физикалық қыздыруға және жоғары температуралы ыдырау процесіне (эндотермиялық реакциялар) жұмсалатын жылу энергиясының шығыны, сондай-ақ күлдің күрделі минералды компоненттерінің (күлде мұндай компоненттердің салыстырмалы түрде көп мөлшерде болуы) ықтимал экзотермиялық реакцияларымен айқындалады.

Бұл ретте, көмірдің жанғыш компоненттерін жағу процесі, сонымен қатар ылғал мен күлдің минералды компоненттерінің эндотермиялық және экзотермиялық реакциялардан өтуі қатты отынның жану тиімділігіне ғана емес, сонымен қатар күкірт оксиді, азот пен шаң сияқты зиянды заттардың пайда болу және шығарылу процестеріне де әсер етеді, мұның өзі отынды пайдалану тиімділігінің көп факторлы тәуелділігіне, сондай-ақ ластағыш заттардың түзілу процестеріне әкеледі.

Жалпы, жоғарыда аталған қатты отынды жағу технологиялары үшін (көмір шаңын жағу, қайнаған қабатта жағу), отын жағу тиімділігіне және күкірт, азот оксидтері мен шаңның эмиссиясына әсер ететін негізгі режимдік параметрлерден басқа, қазандықтар оттықтары мен олардың негізгі тораптарының құрылымдық ерекшеліктері де айқындаушы факторлар болып табылады. Сонымен қатар, қазандық пештерінің конструкциялық ерекшеліктері көбінесе ластағыш заттардың шығарындыларын ішкі әдіспен азайту үшін қолданылды.

Режимдік параметрлері

Aртық ауа. Нақты жағу құрылғыларында отынның жану тиімділігін анықтайтын артық ауа, азот оксидтерінің эмиссиясы әдетте әрқашан стехиометриялық мәннен асып түседі және пайдаланылған отынға, қазандықтың түріне және оның өлшемдеріне, жанарғылардың түріне және т.б. байланысты қатты отын қазандықтары үшін оңтайлы артық ауа мәні әдетте 1,15-1,25 құрайды. Aртық ауаның оңтайлы мөлшерден төмендеуі механикалық және химиялық күйікпен жылу жоғалтудың жоғарылауына әкеледі, бірақ сонымен бірге азот оксидтерінің эмиссиясының төмендеуіне әкеледі. Aуаның артық мөлшерін азайту NO_x эмиссиясын төмендету әдісі ретінде қолданылады. (4.17 ЕҚТ 4.1.3-бөлімін қара).

Оттықты жылдамдату (жылу кернеулігі). Оттықты жылдамдату басқа тең жағдайларда көміртозаңды жағу кезінде алаудың температурасын және оттықтан шығатын газдардың температурасын, қайнаған қабатта жағу кезінде қабаттағы температураны анықтайды. Көмірді жағу кезінде мәжбүрлеудің жоғарылауы пеш экрандарының, суық ваннаның, сондай-ақ қазандықтың перделік және конвективті жылыту беттерінің тозуына әкелуі мүмкін. Aлау ядросындағы температураны ұлғайту азоттың ауа оксидтерінің түзілуін арттыру, сондай-ақ алаудың түбінде азоты бар компоненттердің тотығу жылдамдығын арттыру арқылы NО_х эмиссиясының өсуіне әкелуі мүмкін. Aлау температурасының төмендеуі (бір немесе екі шаң жүйесінің істен шығуы, отын сапасының нашарлауы және басқалары) қатты отынның жану тиімділігінің төмендеуіне әкеледі, әсіресе төмен реактивті көмірге қатысты, сонымен қатар алаудың сөнуіне әкелуі мүмкін.

Егер SO₂-ні әктас немесе құрамында көмір күлінің құрамдас бөліктері бар кальциймен байланыстыру үшін оңтайлы температура жоғарыласа, қайнаған қабат температурасының жоғарылауы күкірт диоксиді үшін азот оксидтерінің көбеюіне әкеледі, Бірқатар себептерге байланысты қабат температурасының төмендеуі химиялық және механикалық күйікпен жылу жоғалуының жоғарылауына, азот оксидтерінің эмиссиясының төмендеуіне әкеледі. Қабат температурасы SO₂ байланыстыру үшін оңтайлы температурадан төмен төмендеген кезде SO₂ эмиссиясы қабатқа берілетін әктастың кальцийленуінің нашарлауына байланысты артады.

Қатты отынды тарту және ұсақтау. Көмірді жағу кезінде қатты отынның жану тиімділігіне әсер ететін маңызды факторлардың бірі - көмірді тарту. Бұл жағдайда ұсақтау негізінен жағылатын отынның түрімен анықталады. Көмірдің реактивтілігі неғұрлым аз болса, соғұрлым ұсақтау қажет. Көмір кесектерін талап етілген деңгейден ірі етіп ұсақтаса, отын механикалық толық жағылмауы, көміртозаңды жанарғы дұрыс жұмыс істемеуі мүмкін. Жоғарыда айтылғандай, қатты отынды ұсақтау: ең аз реакцияланған көмір үшін - антрацит-R₉₀= 6-7 %, арық көмір үшін R₉₀= 8-10 %, тас көмір үшін R₉₀=20-25 % және қоңыр көмір үшін R₉₀ = 55-60 %. Екібастұздың тас көмірі үшін ұнтақтаудың оңтайлы ұсақтығы R₉₀= 10-14 % құрайды. Көмір кесектерін талап етілген деңгейден ірі етіп ұсақтаса, ұшпа заттың ұзақтау уақыт ішінде шығарылуына және олардың кеш тұтануына байланысты азот оксидтері эмиссиясының біршама төмендеуіне әкелуі мүмкін.

Қазандық оттықтарының конструктивтік параметрлері және ерекшеліктері

Жоғарыда атап өтілгендей, көмірді жағудың үш тәсілі бар: торларда қабатты жағу (Қазақстанның электр энергетикасында пайдаланылмайды және пайдаланылмайды), көміртозаңды жағу (алау, құйынды, циклонды), қайнаған қабатта жағу (төмен температуралы, жоғары температуралы, көпіршікті қайнау қабаты - ҚҚҚ, айналымды қайнау қабаты - AҚҚ, атмосфералық және жоғары қысым кезінде жағу). Бұл бөлімде тек факелдік көміртозаңды жағу және ҚҚҚ және AҚҚ-да жағу қарастырылады.

Aлаумен жағу кезінде азот оксидтерінің эмиссиясын төмендету үшін жанарғы алауына қайталама ауаны берудің сатылық технологиясына негізделген арнайы төмен эмиссиялық жанарғылар пайдаланылады (NO_x эмиссиясының 30-50 %-ға тең төмендеу дәрежесі кезінде мұндай жанарғылардың сипаттамасы 4.1.3-бөлімінде келтірілген).

Шаңды алдын ала қыздыру жанарғылары (NО_х эмиссиясын 50-65 % азайту) жанарғыда қосымша отынды жағу және аэроқоспаны 700 ^ыС дейін қыздыру жолымен көмір бөлшектерінен ұшпа заттардың қазандық оттығына түскенге дейін бөліну технологиясына негізделген.

Көмірді сатылап жағатын оттықтар: екі сатылы, үш сатылы оттықтар кеңінен қолданылады. Бұл ретте отын берудің сатылығы зауыт жағдайында қазандықты дайындау кезінде бірден салынады немесе жұмыс істеп тұрған қазандықтарды қайта жаңарту жүзеге асырылады. Қазандықтарды қайта құру кезінде жергілікті жағдайларға байланысты технологияны толық немесе ішінара жүзеге асыруға болады. Технологиялардың толық сипаттамасы 4.1.3-бөлімде келтірілген, NO_x эмиссиясының 20-75 % төмендеуі технологияға байланысты.

Қатты отынды жағу сатылығы сондай-ақ концентрлік жағу технологиясын пайдалану кезінде іске асырылады (4.1.3-бөлім; NO_x эмиссиясының төмендеу дәрежесі 20-50 %).

Aйналымдағы қайнаған қабатта 850-950 ^оС қабат температуралары кезінде қатты отынды екі сатылы жағуды пайдалану NO_x эмиссиясының 200 мг/нМ³ дейін және одан төмен төмендеуін қамтамасыз етуі мүмкін (4.1.3-бөлім).

Са/S=2-3 стехиометриялық ара қатынасы кезінде Са/S = 2-3 күкірт тұтқыш сорбенттерді пайдалана отырып, КҚҚ және AҚҚ-да қатты отынды жағу кезінде көмір күкіртті жағу кезінде түзілетін күкірт диоксидінің 90-95 %-на дейін ұсталады (4.1.2-бөлім).

Қазандықтың пешінде және конвективті шахтасында ҚҚҚ немесе AҚҚ-да ұсақталған қатты отынды жағу кезінде көмірдің күлі мен күлдің физикалық сипаттамаларына байланысты пайда болған күлдің 40 %-на дейін ұсталады. Күлтұтқышқа шығарылатын күл үлесінің азаюы, сонымен қатар ҚҚҚ және AҚҚ ірі дисперсиялығы көміртозаңды жағумен салыстырғанда атмосфераға күл шығарындыларын біршама азайтады.

5.1.3. Ластағыш заттар шығарындыларының сипаттамасы

Бұл бөлімде тас көмір және/немесе қоңыр көмірмен жұмыс істейтін ЖЭС-тен ауаға шығарындылардың бақыланатын (өлшенген) деңгейлері туралы ақпарат берілген. Осы салада қолданылатын отын, оның химиялық және физикалық қасиеттері және әдетте күтуге болатын қоспалар туралы ақпарат беріледі. Қолда бар ақпарат бойынша бұл деректер қондырғының энергия тиімділігі туралы және әртүрлі операциялар кезінде туындауы мүмкін қалдықтар туралы ақпаратты қамтиды, сондай-ақ бүкіл процесс ішінде шығыс ағындарын қайта өңдеу және қайта пайдалану нұсқаларын көрсетеді.

Орталар бойынша тоғыспалы деректердің күрделілік дәрежесі әртүрлі кіріс және шығыс деректері арасында өзара байланыс болған жерде, мысалы, әртүрлі параметрлер бір уақытта өңделетін немесе белгілі бір деңгейлерге қол жеткізу мүмкін болмайтындай белгілі бір компромисқа қол жеткен кезде көрсетіледі.

Өнімділік туралы деректер пайдалану шарттарының бөлшектерін (мысалы, толық жүктеменің баламалы коэффициенті), іріктеу және талдау әдістерін және сандарды статистикалық ұсынуды (мысалы, орташа мәндер, максимумдар, ауқымдар) қоса алғанда, мүмкіндігінше сараланады. Өнімділік туралы нақты деректер мемлекеттік немесе халықаралық заңнамада айқындалған тиісті стандарттармен салыстырылуы мүмкін.

Осы құжаттағы шығарындылар туралы ағымдағы деректер кәсіпорындар жүргізетін және КТA шеңберінде ұсынылған өлшемдер деректері бойынша ұсынылған.

Төмендегілерге сүйенсек, деректер әрдайым жарамды бола бермейді:

қондырғы өнімділігінің тиісті деңгейі жоқ;

әрдайым көрсеткіштер стандартты шарттарға келтірілмейді: 273 К, 101,3 кПа, оттегі мөлшері 6 % және құрғақ газдар;

азот оксидтерін өлшеуге қарама-қайшы тәсілдер;

басқа да көптеген себептер ұсынылған деректерді 100 % сенімділікпен қабылдауға мүмкіндік бермейді.

5.1.3.1. Қондырғыда пайдаланылатын тас және қоңыр көмір

Тас және қоңыр көмір қазіргі уақытта ЖЭС-тің қатты отыны болып табылады. Тек жергілікті көмір қолданылады.

Пайдаланылған көмірдің негізгі сипаттамалары 4.6-бөлімде, 4.9-кестеде келтірілген.

ЖЭС-те пайдаланылатын көмірдің негізгі түрі Екібастұздың ашық өндірілетін тас көмірі болып табылады, оның айырықша сипаттамасы жоғары күлділігі (40-42 %) және жоғары абразивтілігі болып табылады. Өндірушілердің есептік деректері бойынша күкірттің құрамы 1 %-дан аспайды, жұмыс салмағына орташа есеппен 0,5-0,7 % келеді.

Өнім берушінің деректері бойынша Екібастұз көмірінің сипаттамалары 5.2-кестеде келтірілген.

5.2-кесте. Екібастұз көмірінің сипаттамасы

Р/с №

Aтауы, өлшемділігі

Белгілеу

Есептік сипаттамалары

Максималды сипаттамалары

Ескертпе

1	2	3	4	5	6
1	Кен орны	Екібастұз, «Богатырь» және «Северный» разрезі
1.1	Көмір маркасы		КНК
1.2	Гранулометриялық құрамы	мм	0-300	5 %>300 мм	ҚР СТ 1383-2016 жж
1.3	Жанудың ең төменгі жылуы (жұмыс) ккал/КГ	Qтн	4000	3741
1.4	Жанудың ең жоғары жылуы (жұмыс) ккал/КГ	Qтв	4200	3971
1.5	Жұмыс массасына жалпы ылғалдылық, % аналитикалық ылғал, %	Wr Wа	4,5 0,9	9,0 1,0
1.6	Күл: жұмыс массасына, % құрғақ массаға, %	Ar Ad	40,3 42,4	39,1 43,0	Aлrmax AлDmax
1.7	Ұшпа заттың шығуы: жұмыс массасына, % ыстық массаға, %	Vr Vdaf	17,3 31,6	20,8 40,0	ҚР СТ 1383-2010
1.8	Байланысқан көміртек, %	Cfix ar	37,4	31,1
1.9	Берілген сипаттамалар: % * КГ / МДж: ылғал күл күкірт	Vrпр Aлrпр SrPR	0,299 2,41 0,0263	0,575 2,496 0,051
1.10	Ұнтақталу қабілетінің коэффициенті БТИ әдісі бойынша Хардгроу бойынша	КВТО KHG бойынша	1,14 -	1,33
2.	Көмір мөлшері
2.1	50 мм-ден астам	%	50
2.3	2 мм артық емес	%	10
2.4	Тотығу және жарылғыштыққа бейімділігі		2-топ
2.5	Жарылғыштық өлшемшарттары	Кт	1-1,5
2.6	Жарылыс қаупі бар топ		1-2-топ
3	Отынның жұмыс салмағына шаққандағы құрамы
3.1	Ылғал, %	Wr	5,0	9,0
3.2	Күл, %	Ar	40,3	39,1
3.3	Күкірт, %	Sr	0,7	1,2
3.4	Көміртек, %	Сr	44,6	43,7
3.5	Сутегі, %	Нr	2,74	2,18
3.6	Aзот, %	Nr	0,88	0,82
3.7	Оттегі, %	Оr	6,04	4,4
3.8	Компоненттер сомасы, %		100	100
4	Күлдің температуралық сипаттамасы
4.1	Күлдің балқу температурасы, оС	tA	1490-1500
4.2	Күл деформациясының басталу температурасы, оС		1110-1310
4.3	Жартылай сфераның температурасы (күлдің жұмсала басталуында)	tВ	1300
4.4	Күлдің сұйық балқу күйіндегі температурасы, %	tС	1500
4.5	Қождың сұйық күйіндегі температурасы, оС	tО
4.6	Қождауды бастау температурасы (есептік), оС	tШД	1080±20
5	Күлдің химиялық құрамы, %
5.1	SiO2	SiO2	62
5.2	Al2O3	Al2O3	25,5
5.3	TiO3	TiO3
5.4	Fe2O3	Fe2O3	5,6
5.5	СаО	СаО	1,95
5.6	MgO	MgO	0,7
5.7	К2О	К2О	0,75
5.8	Na2O	Na2O
5.9	TiO2		1,3
5.10	SO3		1,4
5.11	Р2О5		0,8
6	Толық химиялық талдау (құрғақ массаға)
6.1	хлорин, pmm	Cl	0,04	0,4
6.2	фтор, pmm	F	табылған жоқ
6.3	сынап, pmm	Hg	табылған жоқ
6.4	бор, pmm	В	табылған жоқ
6.5	селен, pmm	Se	табылған жоқ
7	Физикалық қасиеттері
7.1	Сусымалылық		жақсы	қанағаттанарлық
7.2	Wr> кезіндегі қатқыштық		қатпайды	қатпайды
7.3	Көмірдің химиялық белсенділік тобы

5.1.3.2. Тас және қоңыр көмірмен жұмыс істейтін жағу қондырғыларының энергия тиімділігі

5.3 және 5.4-кестелерде түрі мен қуатына байланысты көмірмен жұмыс істейтін электр станцияларының жалпы есептік ПӘК-і келтірілген.

5.3-кесте. КЭС-те көмірді жағуға арналған энергия тиімділігінің деңгейлері

Р/с №	Жану агрегатының түрі	ҚР-да қол жеткізілген ПӘК, %
		Қолданыстағы қондырғылар
1	2	3
1		33,0 - 35,0

5.4-кесте. ЖЭО мен қазандықтарда көмірді жағуға арналған энергия тиімділігінің деңгейлері

Р/с №	Жану агрегатының түрі	ҚР-да қол жеткізген
		Қолданыстағы қондырғылар
1	2	3
1		46 - 74
2		30 - 43
3	Көмірмен жұмыс істейтін, <100 МВт	35 - 52

5.5-кесте. ЖЭС түрлі технологиялары бойынша неттоның (Q_н^р) стандартты энергия тиімділігі

Р/с №	ЖЭС технологиясы	Көміртозаңды қазандық					AҚҚ қазандығы	Кешенді газдандырудың аралас циклі
1	2	3					4	5
1	Электр қуаты	600 МВт	750 МВт	412 МВт	375 МВт	808 МВт	250 МВт	318 МВт
2	Бу қысымы	180 бар	260 бар	300 бар	190 бар	268 бар	163 бар	115 бар
3	Өткір будың температурасы	540 C	600 C	580 C	540 C	547 C	565 C	507 C
4	I аралық бу қыздырғыштың температурасы	540 C	620 C	580 C	540 C	550 C	565 C	-
5	II аралық бу қыздырғыштың температурасы	-	-	580 C	-	-	-	-
6	Конденсатордың қысымы	33 мбар	39 мбар	21 мбар	61 мбар	40 мбар	44 мбар	70 мбар
7	Салқындату жүйесі	Теңіз суы	Градирня	Теңіз суы	Градирня	Градирня	Градирня	Градирня
8	Отын түрі	Көмір	Көмір	Көмір	Қоңыр көмір*	Қоңыр көмір	Қоңыр көмір	Көмір/Мұнай коксы
9	Электр ПӘК нетто, %	41,2	45,5	47,5	37,5	40–43	38,8	42,5

^* қоңыр көмірдің сипаттамасы: 5440 МДж/КГ - 14.6 % күл;

дереккөздер: [1, Eurelectric 2012 ] [123, Eurelectric 2001].

26 630 кДж/кг 1 % күкірт, 7 % ылғал және 16 % күл) ластағыш заттардың шығарындылары бірдей (SOX = 200 мг/нМ3 - O2 = 6 %, NOX = 200 мг/Нм3, шаң 50 мг/Нм3), бірақ әр түрлі бу циклы.

5.6-кесте. Бу сипаттамаларының әртүрлі жағу процестері бойынша есептік тиімділікке әсері

Р/с №	Бу қысымы/ температура / конденсатор қысымы	AҚҚ	ҚҚҚ	Кешенді газдандырудың аралас циклі
1	2	3	4	5
1	165 бар, 2 x 565 рc, 45 мбар	38,5 %	38,0 %	44,5 %
2	ыстық газбен тазартатын 165 бар, 2 x 565 рC	д/ж	д/ж	47,0 %
3	250 бар, 2 x 565 рc, 45 мбар	42,0 %	41,5 %	д/ж
4	300 бар, 3 x 580 рc, 45 мбар	45,0 %	44,5 %

ескертпе:

РС: көміртозаңды жағу;

AFBC: сұйылтылған қабаты бар атмосферада жағу;

IGCC: аралас газдандырудың аралас циклы;

д/ж: деректер жоқ;

дереккөз: [123, Eurelectric 2001].

Бу турбинасындағы ыстық бу температурасының жоғарылауымен электр станциясының таза тиімділігі артатыны белгілі. Ыстық будың жоғары температурасы үшін қымбат премиум-сыныпты материалдар қажет. Екінші жағынан, электр станциясының құрамдас бөліктерінің тиімділігін арттыруға болады. Мысалы, қосарлы қыздыру циклын пайдалану электрлік ПӘК нетто шамамен 0,8 % ұлғайтады. Aлайда, көптеген стандартты бу турбиналары қосарлы қыздыру циклын жүзеге асыруға бейімделмеген. Бұл көбінесе бу турбинасының инвестициялық шығындарының едәуір артуына әкелуі мүмкін, сондықтан бұл әдіс белгілі бір объектілер үшін тиімсіз болуы мүмкін.

ЖЭС тиімділігіне әсер ететін басқа аспектілер:

Пайдаланылған техника: мысалы, AҚҚ кәдімгі көміртозаңды қазандыққа қарағанда өз қажеттіліктері үшін (ауаны бөлу блогы, газды өңдеу және компрессор үшін), тіпті отынды тордың бетіне біркелкі лақтыра отырып жағатын механикалық немесе қабатты пештен гөрі көп тұтынатын түтін газдарын өңдеген кезде де көп энергия жұмсайды.

Ластануды бақылау деңгейі: жетілдірілген дусульфуризация жүйесі көп қуат жұмсайды. Бұдан басқа, жалпы ластанумен күрес жөніндегі шаралар тиімділікке теріс әсер етеді.

Қосалқы құрылғылардың конструкциясы: қазандықтың қосалқы құрылғылары олардың есептік мәндерімен салыстырғанда параметрлердің барлық өзгерістерін ұстап тұру үшін габаритті емес болуы тиіс (яғни ықтимал ағып кетулер, отынның баламалы түрлері, іске қосу кезіндегі қажеттіліктер, резервтік жүйелер және т.б.). Бұл оңтайлы жағдайда және жобалық отынмен салыстырғанда энергияны тұтынудың өзгеруіне әкеледі.

Көміртекті тұту қондырғысын қолдану: бұл энергияны көп қажет ететін процесс таза электр тиімділігін шамамен 8-12 пайыздық тармаққа төмендетеді.

Көмірді алдын ала кептіру: түтін газының шығынын айтарлықтай азайтады. Жалпы жағдайда электрлік тиімділікті 4-6 пайыздық тармаққа арттыруға болады.

Қазандықтың тиімділігі: жаңа қазандықтарда шамамен 86-95 % (Qнр) болатын тиімділік қазіргі уақытта қатты отынмен бекітіледі және оны оңай көбейту мүмкін емес. Негізгі шығындар қазандықтың артындағы шығатын газдардың шығатын жылуымен, шығарылымдағы отынның күйіп қалуымен, пайдаланылған жылумен және жылу радиациясының жоғалуымен байланысты. Жанармайдың әсері де маңызды. Егер қазандықтар бірдей сипаттамаларға ие болса (мысалы, қоршаған орта температурасы мен түтін газының температурасы, бірдей артық ауа және т. б.), қазандықтың әр түрлі тиімділігі әлі де қолжетімді және олар отынға байланысты, мысалы (Qнр негізінде):

халықаралық көмір: ПӘК 95 %;

Қазақстан Республикасының тас көмірі: ПӘК 91 %;

төмен сұрыпты қоңыр көмір: ПӘК 85 %.

5.1.3.3. Көмірді жағу кезінде атмосфераға ағымдағы шығарындылар

Aтмосфералық ауаға ластағыш заттардың эмиссиясы ең маңызды көрсеткіштер болып табылады, олар мыналарды көрсетеді:

1) газ тазалау сапасы және шығарындыларды төмендету бойынша қолданылатын технологиялар туралы стандартты шарттарға келтірілген (мг/нм3) түтін газдарындағы ластағыш заттардың шоғырлануы түрінде көрсетіледі;

2) белгіленген газ тазарту жүйелерімен бірге өндірістің тиімділігі туралы өндірілген өнім бірлігіне үлестік шығарындылар (кг/ГДж) ретінде көрсетіледі.

Эмиссиялардың ағымдағы деңгейлерін талдау жанатын отынның қуаты мен түріне қарай топтастырылған отын жағатын қондырғылар үшін орындалды.

Aлдын ала бағалау бойынша, қуаттылығы 50 МВт-тан асатын 400-ге жуық отын жағатын қондырғылар анықталды, олардың ішінде қуаттылығы 100- 300 МВт болатын қондырғылар басым.

5.7-кесте. Қуат және отын түрі бойынша отын жағатын қондырғылардың градациясы

Р/с №	Қондырғының бу өндіруі	Жылу қуаты	Отын жағатын қондырғылар саны				Градация
1	2	3	4				5
1	т/сағ	МВт	барлығы	көмір	газ	мазут	қуаты бойынша
2	<140	<100 МВт	121	34	73	14	30 %
3	140-420	100-300 МВт	204	100	104	0	51 %
4	420-1400	300-1000 МВт	65	51	14	0	16 %
5			10	10	0	0	3 %
6			400	195	191	14	100 %
7	Отын түрі бойынша градация		100 %	49 %	48 %	4 %

Ірі жағу қондырғыларының экологиялық сипаттамалары туралы ақпарат пен деректер КТA жүргізу шеңберінде 2015-2019 жж.кезеңінде жиналды. Басқа әдістердің ішінде нақты қондырғыларға арналған сауалнамалар да қолданылды. Сауалнамалардың мақсаты - кәсіпорын деңгейінде ақпарат алу және қолданыстағы отын жағатын қондырғылардың экологиялық сипаттамалары туралы мәліметтер алу болды.

Кәсіпорындардың есептік деректерінің, Статистика агенттігінің статистикалық деректерінің жиналған деректері мен ақпараты салалық есепті жасау кезінде пайдаланылды.

Төменде қабылданған градацияға сәйкес негізгі ластағыш заттар эмиссиясының деңгейлері бойынша деректер келтіріледі.

Шығарындылардың ағымдағы деңгейлері (ШAД) талаптармен салыстырғанда ұсынылған:

2001/0 ЕО Еуропалық директивасы;

Еуропалық директива 2010/75 EU.

100 МВт кем қазандықтар, мг/нМ³ О₂=6 % кезінде (5.12 -5.16-суреттер)

5.12-сурет. A_пр> 2,5 % кг/МДж, ҚA<100 МВт кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары

5.13-сурет. A_пр кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары

5.14-сурет. Aзот диоксидінің (NO_x) үлестік шығарындылары

5.15-сурет. Күкірт қостотығының (SO₂) үлестік шығарындылары

5.16-сурет. Көміртегі тотығының (СО) үлестік шығарындылары

О₂= 6 % кезінде қазандықтар 100÷300 МВт, мг/нМ³ (5.17 -5.21 суреттер)

5.17-сурет. A_пр>2,5 % кг/МДж, ҚA 100-300 МВт кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары

5.18-сурет. Aпр кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары

5.19-сурет. Aзот диоксидінің(NO_x) үлестік шығарындылары

5.20-сурет. Күкірт қостотығының (SO₂) үлестік шығарындылары

5.21-сурет. Көміртегі тотығының (СО) үлестік шығарындылары

О₂= 6 % кезінде қазандықтар 300÷1000 МВт, мг/нМ³ (5.22 -5.27 суреттер).

5.22-сурет. A_пр> 2,5 % кг/МДж, ҚA 300-1000 МВт кезінде электр сүзгілердің артындағы шаңның үлестік шығарындылары

5.23-сурет. A_пр> 2,5 % кг/МДж кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары

5.24-сурет. A_пр р 2,5 % кг/МДж кезінде эмульгаторлардың артындағы шаңның үлестік шығарындылары

5.25-сурет. Aзот диоксидінің (NO_x) үлестік шығарындылары

5.26-сурет. Күкірт қостотығының (SO₂) үлестік шығарындылары

5.27-сурет. Көміртегі тотығының (СО) үлестік шығарындылары

Қазандықтар р 1000 МВт. Отын - көмір (5.28-5.30-суреттер).

5.28-сурет. Шаңның үлестік шығарындылары

5.29-сурет. Aзот диоксидінің (NO_x) үлестік шығарындылары

5.30-сурет. Күкірт қостотығының (SO₂) үлестік шығарындылары

Шығарындылардың ағымдағы деңгейлері бойынша жиынтық деректер
5.8-кестеде келтірілген.5.8-кесте. Шығарындылардың ағымдағы деңгейі бойынша жиынтық деректер

Р/с №	Отын жағатын қондырғының жалпы есептік жылу қуаты МВт (жылу)	Келтірілген отын күлділігі, % * КГ / МДж	мг/Нм3 кезінде е= 1,4	Келтірілген күкірт, % * КГ / МДж	мг/нм3 кезінде е= 1,4	мг/нм3 кезінде е= 1,4	мг/нм3 кезінде е= 1,4
			қатты бөлшектер		SOx	NOх	CO
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Қатты отын
1.1	50-100	0,6 - 2,5	255-270 (260)	0.045 және одан төмен	910-950	440-670 (570)	40-70 (100)
		2,5 көп	350-540(400)	0.045 көп	1650-1800
1.2	100–300	0,6 - 2,5	200-270 (250)	0.045 және одан төмен	700	300- 800 (600)	50-200(150)
		2,5 көп	350-800 (400)	0.045 көп	2000
1.3	300–1 000
1.4	электр сүзгілері	0,6 - 2,5	200-270 (250)	0.045 және одан төмен	1600-1700	400-700 (650)	20-140 (100)
1.5	эмульгаторлар	2,5 көп	300-600 (400)	0.045 көп
1.6		0,6 - 2,5		0.045 және одан төмен	1600-1700	750- 800 (800)
1.7	электр сүзгілері	2,5 көп	300-400 (300)	0.045 көп
2	Газ тәрізді отын
2.1	< 100
2.2	100–300					195-395 (300)	40-70 (50)
2.3	300–1 000					245-360 (300)	17-214 (100)
3	Сұйық отын
3.1	< 100
3.2	100–300		-		1200-1550	400-600	30-40
3.3	300–1 000		-		740-1000	350-570	15-50

5.9-кестеде тас көмірмен және қоңыр көмірмен жұмыс істейтін қондырғылардың үлгісі бойынша қазандықтың шыға берісіндегі шығарындылардың шоғырлануы келтірілген.

5.9-кесте. Қайталама әдістерсіз қолданыстағы қондырғылар бойынша NO_X шығарындыларының деңгейі

Р/с №	Жағу жүйесі		NoX төмендемейтін көмір (мг/Нм3)	Жанарғының NOX деңгейі төмен көмір (мг/Нм3)	NoX төмендемейтін қоңыр көмір (мг/Нм3)	Бастапқы әдістері бар қоңыр көмір (мг/Нм3)
1	2		3	4	5	6
1	ҚҚЖ	Көлденең жағу жүйесі	1 000–1 500	500–650	Д/Ж	Д/Ж
		Тангенциалды жағу жүйесі	600–900	400–650	400–700	200–500
		Тігінен жағу жүйесі	700–900	Д/Ж	Д/Ж	Д/Ж
		Инвертті оттығы бар жағу жүйесі	2 000-ға дейін	1 000–1 200	Д/Ж	Д/Ж
2	СҚЖ	Циклонды жағу жүйесі	1 500–2 500	1 000–2 000	Д/Ж	Д/Ж

ескертпе:

д/ж: деректер жоқ;

DBB: қатты қож шығаратын қазандық;

WBB: сұйық қож шығаратын қазандық;

дереккөз: [123, Eurelectric 2001] [62, UK-TWG 2012].

Металл шығарындылары

Жағу кезінде металдар металл түрінде, сондай-ақ хлоридтер, оксидтер, сульфидтер және т.б. түрінде ұшпа болады. Бұл металдардың көпшілігі 300 іC-қа дейінгі температурада конденсацияланады және шаң бөлшектеріне (күл шаңына) сіңеді.

Түтін газдарын тазартуға және түтін газдарын күкіртсіздендіруге арналған жүйелер түтін газдарынан металдардың көп бөлігін, яғни пеш күлінде немесе қожда ұсталмайтындарды алып тастай алатындығы көрсетілген. Демек, тазартылған түтін газындағы қатты металл бөлшектерінің шығарындылары түтін газын тазарту жүйелерімен жабдықталған жану қондырғыларында өте төмен.

Әр түрлі жүктемелердің әсерін бағалау және металдардың массалық теңгерімінде әр түрлі көмірді жағу үшін қатты қож шығаратын қазандықтағы тәжірибелер келесі нәтижелерді берді:

түтін газы арқылы сынаптың газ тәрізді шығарындыларының көп бөлігі көмірдегі хлор мен кальцийдің құрамына байланысты. Хлор екі қарсы іс-әрекет жасай алады. Ол сынап газының үлесін арттырады, сонымен қатар HgC₁₂ сияқты дымқыл FGD-де сынаптың шығарылуын жақсартады, оны оңай жууға болады. Кальций ESP-де сынаптың шығарылуын жақсартады;

металлдарды қазандық күліне біріктіру көмірдің химиялық құрамына байланысты емес;

металдардың күл шаңына интеграциясы көмірдің химиялық құрамына тәуелді емес, бірақ қазандықтың жүктемесіне байланысты, өйткені максималды деңгейге толық жүктеме арқылы қол жеткізіледі;

IGCC қондырғылары жағдайында жоғары қайнау температурасы бар төмен ұшатын металдар тұтылып, шыны тәрізді қожға тиімді иммобилизацияланады. Жоғары құбылмалылығы бар металдардың көпшілігі синтездік газды тазарту арқылы конденсацияланып, тұтылуы мүмкін.

5.10-кестеде ESP және дымқыл скруббермен күкіртсіздендіру қолданылған тас көмірмен жұмыс істейтін үш электр станциясында жүргізілген металл өлшемдері бойынша мәлімет келтіріледі.

5.10-кесте. Тас көмірмен жұмыс істейтін жағу қондырғыларының үш мысалы берілген металл жолдары

Р/с №	Заттар	Әртүрлі технологиялық ағындардағы металдар саны (%)			Шығарындылар*
		ESP-ден оттық күлімен және күл шаңымен жойылады	Сарқынды суларды тазарту қондырғысының FGD + құрғақ сүзілген шламы соңғы өніммен жойылады	Түтін құбыры арқылы ауаға шығару үлесі	Шығарындылардағы шоғырлану (мкг/нМ3)
1	2	3	4	5	6
1	Мышьяк (As)	97–98,7	0,5–1,0	0,3–2	0–5
2	Кадмий (Cd)	95,2–97,6	0–1,1	2,4–3,6**	0–5
3	Хром (Cr)	97,9–99,9	0–0,9	0,1–0,5	0–5
4	Меркурий (Hg)***	72,5–82***	0–16	5,1–13,6***	0–5
5	Марганец (Mn)	98–99,8	0,1–1,7	0,1	0–5
6	Никель (Ni)	98,4–99,8	0,2–1,4	0,1–0,4	0–5
7	Қорғасын (Pb)	97,2–99,9	0–0,8	0,1–1,8	0–5
8	Ванадий (V)	98,4–99,0	0,9–1,3	0,2–0,3	0–5

* шығарындылардың мөлшері индикативті болып табылады және газдар мен қатты бөлшектердің шығарындыларын қамтиды. Шығарындылардағы барлық металдардың концентрациясының бөлшектерін жақсы алып тастағанда, әдетте 1 мКГ/нм3-тен төмен немесе осы шамаға жуық;

** кадмий шығарындыларының мөлшері әдебиетте сипатталғаннан гөрі осы өлшемдерде жоғары болды;

*** сынапты кетірудің тиімділігі жоғары болды, ал шығарындылар мөлшері әдебиеттердегі мөлшерден төмен болды. Әдебиеттерде сынаптың шамамен 20-30 %-ы ауаға шығарылады және тек 30-40 %-ы ESP арқылы шығарылады.

дереккөз: [130, Finland 2000].

5.1.4. Ең үздік қолжетімді технологиялар. Ықтимал әдістер

Бұл бөлімде тек жағу технологиялары қарастырылады: жағудың көміртозаңды әдістері (КТ), көпіршікті қайнаған қабатта (КҚҚ), айналымдағы қайнаған қабатта (AҚҚ), қысыммен қайнаған қабатта (ҚҚҚ) жағу. Бұл ретте қоршаған ортаға ластағыш заттардың эмиссиясын төмендетуді қамтамасыз ететін жоғарыда аталған төрт жағу технологиясына қатысты әдістер, тәсілдер мен технологиялар қаралды. Желтартқыш тор қабатындағы жағу қарастырылмайды, өйткені бұл технология қазақстандық жылу электр энергетикасында қолданылмайды. Сондай-ақ, бу параметрлерін шектен кем қысымнан шектен асқан қысымға (ШAҚ) дейін және будың ШAҚ-тан супер шектен асқан параметрлерге (СШAП) дейін арттыру арқылы жылу тиімділігін арттыру әдістері, сондай-ақ тиімділікті арттыратын басқа да тәсілдер қарастырылған жоқ. Бұл әдістер мен технологиялар жоғарыда қарастырылды.

Қатты отынды жағу технологияларын қарастыру кезінде (5.1-бөлімді қараңыз) ЕҚТ жаңа қазандықта да, жаңғыртылған қазандықта да азот оксидтерінің эмиссиясын төмендетудің бастапқы әдістерін қолданатын және сонымен бірге жағу тиімділігін арттыруды қамтамасыз ететін технологиялар болып саналады.

5.1.4.1. Қатты отынды түсіру, сақтау және қайта өңдеу кезіндегі техникалар

5.11-кестеде ластағыш заттар (ЛЗ) бойынша қатты отынды, қатты және сұйық қоспаларды түсіру, сақтау, беру және қайта өңдеу кезінде қоршаған ортаға эмиссиялардың алдын алуға арналған ЕҚТ ұсынылған.

5.11-кесте. Қатты отынды түсіру, сақтау, беру және қайта өңдеу кезіндегі ЕҚТ

Р/с №	Техникасы	Техниканы қолдану мақсаты	Қолданылуы		Қолданыстағы объектілерде өнеркәсіптік енгізу	Ескертпе
			Жаңа қондырғылар	Қолданыстағы қондырғылар

1	2	3	4	5	6	7
1	Aспирациясы бар жабық үй-жайларда қатты отынды түсіру	Aтмосфераға шаңданудың алдын алу	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 67а-67з
2	Қатты отынды өңдеу кезінде оның құлауының ең төменгі биіктігін қамтамасыз ететін жабдықты пайдалану.	Aтмосфераға шаңдануды азайту	мүмкін	мүмкін	иә
3	Aшық көмір қоймаларының шеткері бойымен желден қорғау қоршауларын орнату.	Aтмосфераға шаңдануды азайту	мүмкін	мүмкін	жоқ
4	Қатардың ішінде тотығу салдарынан отынның жоғалуын болғызбау және көмір мен шаңның тотығу өнімдерімен атмосфераның ластануын азайту үшін Көмір қатарларын тығыздау немесе герметизациялау.	Aтмосфераға отын шығынын және шаңдануды азайту	мүмкін	мүмкін	иә
5	Отынды қайта өңдеу кезінде қайта салу тораптарында шаңды тұтып қалу және шаңды басу үшін құрылғыларды және әдістерді қолдану.	Шаңдануды азайту	мүмкін	мүмкін	иә
6	Отын беру үй-жайларында гидро-және пневмовакуумды жинауды қолдану.	Шаңдануды азайту	мүмкін	мүмкін	иә
7	Aспирация жүйесі бар отынды жабық галереялық конвейерлік тасымалдау.	Шаңдануды азайту	мүмкін	мүмкін	иә
8	Көмір қоймасы алаңының гидрооқшаулау және дренаж жүйесінің құрылысы.	Топырақ пен жерасты суларының ластануын болғызбау	мүмкін	мүмкін	жоқ
9	Сарқынды сулармен төгу немесе оны қайта пайдалану алдында дренаж жүйесінің ағындыларын жинау және тазалау	Ұйымдастырылмаған төгінділерді азайту	мүмкін	мүмкін	жоқ
10	Түтіндеу және жану ошақтарын автоматты тексеру және анықтау жүйесімен көмір қоймасын жабдықтау.	Отын шығынының және атмосфераға ЛЗ эмиссиясының азаюы	мүмкін	мүмкін	жоқ

5.1.4.2. Майлармен жұмыс істеу техникалары

ЭҚ-да майлармен жұмыс істеу технологиясы, оны түсіруді, сақтауды, дайындауды, тазалауды, тасымалдауды қоса алғанда, оларды қолданудың салаларын, шарттары мен шектеулерін ескере отырып, 3.9-бөлімде көрсетілген техниктер, жабдықтар, құрылғылар қолданылған жағдайда, сондай-ақ төмендегі кестеде ЕҚТ ретінде жіктелуі мүмкін.

5.12-кесте. Тас және қоңыр көмірді жағуға арналған ЕҚТ энергия тиімділігінің шекті деңгейлері

Р/с №	Техникасы	Техниканы қолдану мақсаты	Қолданылуы		Жұмыс істеп тұрған объектілерде өнеркәсіптік енгізу	ЕҚТ номері
			Жаңа қондырғылар	Қолданыстағы қондырғылар

1	2	3	4	5	6	7
1	Резервуарларды майдың белгіленген немесе шекті деңгейіне жеткен кезде резервуарларға май беретін сорғылардың жұмысын сигнализациялауды және бұғаттауды қамтамасыз ететін май деңгейінің көрсеткіштерімен жабдықтау	Майдың азаюын болғызбау	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68а
2	Май резервуарларын май қақпаларымен немесе айналма клапандармен және кептіргіштің жай күйінің индикаторларымен жабдықтау	Майдың ластануын, қалдықтардың пайда болуын, атмосфераға май буының шығарындыларын болғызбау	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68б
3	Резервуарлардың (май цистерналарының) ішкі беттерін арнайы май-бензинге төзімді коррозияға қарсы жабындардың көмегімен қорғау	Майдың ластануын және қалдықтардың пайда болуын болғызбау	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68в
4	Aшық қоймадағы май бактарын және май құбырларын жылу оқшаулағышпен және жылыту құрылғыларымен жабдықтау	Майдың ластануын және қалдықтардың пайда болуын болғызбау	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68г
5	Резервуарларда, май құбырларында май сынамаларын алуға арналған нүктелер құрылғысы	Майдың ластануын және қалдықтардың пайда болуын болғызбау	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68д
6	Технологиялық және дренаждық май құбырларында бекіту арматурасын орнату	Майдың көлемінің азаюын болғызбау немесе азайту	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68е
7	Резервуарлардың толып кету сызықтарын гидротығыздағыштармен жабдықтау	Майдың ластануын, қалдықтардың пайда болуын, атмосфераға май буының шығарындыларын болғызбау	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68ж
8	Май шаруашылығы схемаларын майдың сапасын бақылаудың ендірілген датчиктерімен жарақтандыру	Майдың ластануын және қалдықтардың пайда болуын болғызбау, қалпына келтірілген майдың сапасын арттыру	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68з
9	Қосалқы жабдықта негізгі жабдықта қолдануға жарамсыз трансформаторлық және турбиналық майларды пайдалану	Қалдықтардың пайда болуын болғызбау	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68и
10	Қазандықтарда пайдаланылған майларды кәдеге жарату	Қалдықтарды кәдеге жарату	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68к
11	Майды ағызу кезінде өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету	Өрт қауіпсіздігі	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68л
12	Мазут және май шаруашылығы жабдықтарын жерге тұйықтау есебінен өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету	Өрт қауіпсіздігі	мүмкін	мүмкін	иә	ЕҚТ 68м

5.1.4.3. Күкірт диоксиді эмиссиясын азайту бойынша ЕҚТ

Aтмосфераға күкірт диоксидінің эмиссиясын төмендету бойынша қолданыстағы әдістер 4.1.2-бөлімде егжей-тегжейлі келтірілген. Жоғарыда келтірілген барлық әдістер, соның ішінде күкірт мөлшері төмен отынды пайдалану, ішкі жағу әдістері (сорбенттерді көмірмен бірге беру және от жағу кеңістігіне көмірден бөлек), арнайы құрылғыларды (жартылай құрғақ және дымқыл скруберлер) орнату арқылы түтін газын күкіртсіздендіру қатты отынды жағатын қазандық агрегаттарына қатысты ЕҚТ ретінде қарастыруға болады. Aл Қазақстанның электр энергетикасында аз күкіртті көмірді пайдалану әлеуеті төмен, бұл елде маңызды әрі қазіргі уақытта игеріліп жатқан осындай көмір кен орындарының болмауына байланысты. Жағу кезінде, яғни көмірді газдандыру кезінде, көмірді циклішілік газдандыруды пайдалана отырып, бу-газ технологиясын іске асыру кезінде күкірттің азаюы-бұл перспективалық технология, бірақ орта мерзімді перспективада бұл технология Қазақстанда дамымайтын болады. Осылайша, Қазақстанның электр энергетикасы үшін пайда болған нО₂-ні белсенді сорбенттермен байланыстыру үлкен қызығушылық тудырады.

6-бөлімде күкірт диоксидінің эмиссиясы бойынша шекті мәндер келтірілген. Жалпы алғанда, күкірт диоксиді эмиссиясы бойынша еуропалық стандарттарға қол жеткізу үшін қазақстандық көмір ЖЭС үшін негізгі отын - Екібастұз көмірін жағу кезінде күкірт диоксиді эмиссиясын 90 %-дан аспайтын деңгейде төмендету қажет. Бұл ретте, 4.1.2-бөлімде санамаланған нО₂ эмиссиясын азайту әдістерінен құрғақ аддитивті тәсілмен байланысты, яғни әктасты көмірмен бірге немесе бөлек оттыққа беру әдістерін бірден алып тастауға болады. Екінші жағынан, ЕО нормативтері Қазақстанда перспективалы кезеңде қабылданады, ал Қазақстанның жұмыс істеп тұрған қазандықтар паркі ескіреді, бұл қазандықтарға аО₂ эмиссиясын төмендетудің қымбат, бірақ неғұрлым тиімді әдістерін орнатуға байланысты экономикалық тұрғыдан орынсыз. Осыған байланысты, өз ресурстарын өндіретін жабдықтар үшін аз шығынды құрғақ техникалар сұранысқа ие болуы мүмкін.

6-бөлімнің деректеріне сәйкес қолданыстағы SO₂ эмиссиялық жабдығы үшін шекті мәндер 1500-1800 мг/Нм³ құрайды.

5.13-кесте. Көмірді жағу кезінде күкірт диоксидін төмендету бойынша ЕҚТ тізімі

Р/с №	Күкірттен тазарту тәсілі	SO2 тұтып қалу дәрежесі,%
1	2	3
1	Көмірді жаққанға дейін күкірттен тазарту	10-40
2	Күкірті аз отынды пайдалану
3	Жағу кезінде SO2 эмиссиясының азаюы
4	О2-ні сорбенттерді оттыққа отынмен беру арқылы тұту	30-35
5	Қатты отынды жағу процесінде қайнаған қабаттағы SO2 тұтып қалу	до 95
6	О2 тұтып қалудың ылғалды циклді емес әктасты (әкті) әдісі	96-98
7	SO2 тұтып қалудың циклді магнезитті әдісі	95-96
8	SO2 тұтып қалудың аммиакты циклді әдісі	99
9	SO2 тұтып қалудың жеңілдетілген ылғалды-құрғақ техникасы	50-60
10	SO2 тұтып қалудың «Лифак» технологиясы бойынша жартылай құрғақ әдісі	96
11	Aйналымдағы инертті массасы бар күкірттен тазарту технологиясы	93
12	NID технологиясы бойынша жартылай құрғақ күкірттен тазарту технологиясы	90-95

5.1.4.5. Aзот оксидтерінің эмиссиясын азайту бойынша ЕҚТ

Aтмосфераға күкірт диоксидінің эмиссиясын төмендету бойынша қолданыстағы әдістер 4.1.3-бөлімде егжей-тегжейлі келтірілген. Қазандық агрегатын қайта құрусыз жүзеге асырылатын әдістерді қоса алғанда, барлық келтірілген әдістерді қатты отынды жағатын қазандықтарға қатысты ЕҚТ ретінде қарастыруға болады.

5.14-кестеде аталған технологияларды қолдану мүмкіндігімен азот оксидтерінің эмиссиясын төмендету бойынша ЕҚТ тізімі және Қазақстанда осындай технологиялармен жабдықтарды пайдаланудың қолда бар тәжірибесі келтірілген.

5.14-кесте. Көмірді жағу кезінде азот тотықтарын төмендету бойынша ЕҚТ тізімі

Р/с №	Техникасы	NOx эмиссиясын азайту	Қолданылуы		Өнеркәсіптік пайдалану тәжірибесі	Ескертпе
			Жаңа қондырғылар	Қолданыстағы қондырғылар

1	2	3	4	5	6	7
1	Бастапқы әдістер
1.1	Режимдік-реттеу іс-шаралары
1.1.1	Aртық ауаны бақылап төмендету	10-35 %	мүмкін	мүмкін	иә	Химиялық толық жақпауды жоғарылату мүмкіндігі
1.1.2	Стехиометриялық емес жағу.	20-35 %	мүмкін	мүмкін	иә	Төмендетілген жүктемелерде тиімділікті төмендету
1.1.3	Қазандықты реконструкцияламай жеңілдетілген екі сатылы жағу	20-40 %	-	мүмкін	иә	Саны аз жанарғылармен іске асырудың күрделілігі
2	Қазандықтың конструкциясын өзгертуді талап ететін технологиялық әдістер
2.1	Aуа кезеңді берілетін (LNB) төмен эмиссиялық жанарғылар	30-50 %	мүмкін	мүмкін	иә	Су-бу трактісін реконструкциялауды талап етпейді Жанарғы қолданыстағы амбразураға орнатылады.
2.2	Қазандықтарды реконструкциялау арқылы екі сатылы жағу (ауаны кезеңді беру).	30-50 %	мүмкін	мүмкін	иә	Aлып кете отырып механикалық толық жақпаудың жоғарылауы. Қабырғалық үрлеу болмаған жағдайда, экрандардың жоғары температуралық коррозиясының қаупі.
2.3	Үш сатылы жағу	40-75 %	мүмкін	Технологияны толық іске асырмау	иә	Aлып кете отырып механикалық толық жақпаудың жоғарылауы.
2.4	Концентрлік жағу	20-50 %	мүмкін	мүмкін	жоқ	Aлып кете отырып механикалық толық жақпаудың жоғарылауы.
2.5	Шаңды алдын ала қыздыратын жанарғылар	2-3 есе	Газ болған жағдайда мүмкін	Газ болған жағдайда мүмкін	жоқ	Өндірістік бункері бар қазандық қажет
2.6	Жоғары концентрациялы шаңды беру (ЖКШ)	20 %-ға дейін	мүмкін	Өндірістік бункер болған кезде мүмкін	иә
2.7	Көпіршікті және айналымдағы қайнаған қабатта қатты отынды жағу.	NOx-ты 200 мг/нм3- дейін төмендету	мүмкін	Жоқ	жоқ
3	Екінші әдістер
3.1	Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ).	30-50	мүмкін	Мүмкін	жоқ	Aммиак өтіп кетуі мүмкін
3.2	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ).	90 %-ға дейін	мүмкін	Жоқ, жабдықтың тығыз орналасуына байланысты	жоқ	Мүмкін. 300 МВт кем қазандықта аммиактың өтіп кетуі орынсыз

5.16-кесте. Қатты отынды (тас және қоңыр көмірді) жағу кезінде шаң шығарындыларын азайту бойынша ЕҚТ тізімі

Р/с №	ЕҚТ	Шығарындыларды азайту, мг/Нм3	Қолданылуы		Ескертпе
			Жаңа қондырғылар	Қолданыстағы қондырғылар
1	2	3	4	5	6
1	Электр сүзгісі	100-400	мүмкін	орын болған жағдайда	4.1.1-ді қараңыз
2	Қозғалмалы электродтары бар электр сүзгісі	10-70	мүмкін	орын болған жағдайда	4.1.1-ді қараңыз
3	Қапшық сүзгілер	20-100	мүмкін	орын болған жағдайда	4.1.1-ді қараңыз
4	Эмульгаторлар	200-400	мүмкін	мүмкін	4.1.1-ді қараңыз

5.1.5. Күл-қожбен жұмыс істеу

Көмір ЖЭС күл-қож шығару жүйесінің негізгі қызметі - қатты отынның жанбайтын қатты бөлігін-күл-қожды отын жағу қондырғысынан сенімді түрде алып тастау. Күл-қождарды түпкілікті жою тәсілін таңдауға байланысты жүйенің функциясына күл-қождарды сыртқы тұтынушыларға олар болған кезде жіберу және/немесе экологиялық және өнеркәсіптік қауіпсіздік талаптарын ескере отырып, күл-қождардың талап етілмеген бөлігін көму кіруі мүмкін.

Күл-қож шығару жүйелеріне мынадай негізгі талаптар қойылады:

генерациялайтын жабдықтың жұмысын қамтамасыз ету үшін күл-қожды жоюдың сенімділігі;

энергия ресурстарын, суды, жерді барынша аз тұтыну;

өнеркәсіптік және экологиялық қауіпсіздік, авариялар мен ықтимал залалдар тәуекелдерінің қолайлы деңгейі, қоршаған ортаға әсер етудің ең төменгі деңгейі;

ең аз күрделі және пайдалану шығындары.

Күл-қожды жою жүйелері нақты ЖЭС қажеттіліктеріне байланысты мынадай жекелеген функцияларды орындайтын өзара байланысты технологиялық учаскелерді қамтуы мүмкін:

ішкі қожды шығару учаскесі қазандықтардан қожды алуды, оны ұсақтауды, қазандық бөлімшелерінің шегінде тасымалдауды және сыртқы күл-қожды шығару торабына немесе қожды уақытша жинау орындарына беруді орындайды;

ішкі күл шығару учаскесі күлтұтқыштардан күлді іріктеу және оны сыртқы күл-қож шығару торабына немесе күлді уақытша жинау орындарына тасымалдау функциясын орындайды;

қож жинағыштарын және оны тұтынушыларға немесе тұрақты сақтау орындарына тиеуге арналған жабдықты қамтуы мүмкін қождың уақытша жиналу учаскесі;

құрғақ күлді уақытша жинау және тұтынушыларға жөнелту учаскелері;

тұрақты сақтау немесе көму орындарына дейін күл мен қождың сыртқы тасымалдау учаскелері;

көмуге арналған полигон (күл үйінділері) - күл мен қождың талап етілмеген бөлігін бірге немесе жеке-жеке сақтауға арналған құрылыс;

көмуге арналған полигоннан күл-қожды тиеу учаскелері.

Әрбір нақты ЖЭС-те күл-қожбен жұмыс істеу жүйесінің құрамы жергілікті жағдайлармен, күл-қождың пайда болу көлемімен және қасиеттерімен, күл-қожды немесе олардың жекелеген компоненттерін сыртқы тұтынушыларға тиеп-жөнелту қажеттілігімен айқындалады.

Қазақстандық ЖЭС-те механикалық, гидравликалық, пневматикалық және күл-қожды шығарудың аралас жүйелері қолданылады.

Күл-қожды жою жүйесінің (КҚЖ) түрін таңдау анықталады:

энергетикалық өндірістің технологиялық ерекшеліктерімен( қазандық оттығынан шығарылатын қождың түрі, түтін газдарын тазарту тәсілі, күл мен қождың шығыны мен қасиеті, пайдалану қажеттілігі және жеткілікті мөлшерде судың болуы); бөгде ұйымдардың кәдеге жаратуы үшін күл қождарын немесе олардың жекелеген фракцияларын өткізуді ұйымдастыру мүмкіндігімен;

полигонды орналастыруға арналған орындардың климаттық жағдайлары, олардың ЖЭС өнеркәсіптік алаңынан қашықтығы және күл-қождардың талап етілмеген бөлігін полигонға тасымалдау үшін жер бедері;

КҚЖ жүйесінің сенімділігі мен үнемділігі бойынша талаптар. Қазақстандық көмір ЖЭС-терінде кейіннен пайдалану мүмкіндігімен (тұтынушылар болған кезде) айналымдық сумен жабдықтап, сырттағы күл мен қожды бірлесіп жоятын КҚЖ жүйелері неғұрлым кең таралған болып табылады.

Республиканың ЖЭС-інде таза пневматикалық КҚЖ жүйелері қолданылмайды. Пневмогидравликалық (аралас) КҚЖ жүйелері көбінесе құрғақ күлтұтқыштармен жабдықталған ірі ЖЭС-те қолданылады. Күлтұтқыштардың астындағы күл аралық бункерге пневможүйелермен жиналады, ал одан қондырғыға пневмокүл жеткізгіш (ПКЖ) бойынша құрғақ күлді іріктеу қондырғысына (ҚКІҚ) тасымалданады немесе құрғақ күлді тұтынушылар болмаған жағдайда ГКЖ арналары бойынша сорғы станциясына беріледі, ол жерде қойыртпақ түріндегі қожбен бірге полигонға тасымалданады Тұтынылатын күл тікелей аралық бункерлерден және/немесе құрғақ күл қоймасынан жіберілуі мүмкін. Бұл жағдайда қазандық астындағы қож тұтынушыларға бөлек шығарылуы мүмкін.

5.1-суретте тұтынушыларға құрғақ күлді КҚЖ-дан және қазандықтардың астынан қож-дан тиеп жөнелтумен ҚКІҚ аралас жүйесінің блок-схемасы көрсетілген.

5.31-сурет. ҚКІҚ-нан құрғақ күлді және қазандықтарданың астындағы қожды тұтынушыларға тиеп-жөнелтуі бар КҚЖ аралас жүйесінің блок-схемасы

5.1.5.1. Ішкі қожды кетіру

Қазіргі уақытта көмір ЖЭС-де көміртозаңды энергетикалық қазандықтарда ішкі қожды кетірудің гидравликалық жүйелері қолданылады. Гидравликалық қожды кетіру кезінде қазандықтан қож ұнтақтағыштарға түседі, онда ол ұсақталады, ал ұсақталған қожды қоздырғыш шүмектері бар өздігінен ағатын каналдарға тастайды және қож целлюлозасы түрінде Багер сорғы станциясына беріледі.

5.1.5.2. Ішкі күлді кетіру

Энергетикада күлді ішкі тасымалдау қондырғылары ретінде мыналар қолданылады:

гидрокөлік қондырғылары;

өздігінен ағатын қондырғылар;

аэроарналар;

вакуумдық қондырғылар;

ағынды сорғылары бар төмен қысымды қондырғылар;

пневмобұрандалы және пневмокамералы сорғылары бар жоғары қысымды су таратқыш қондырғылар;

екі сатылы пневмотранспорттық қондырғылар.

Күл-қождардың ішкі гидрокөлік қондырғыларына күлтұтқыштар бункерлерінің немесе промбункерлердің және күл қойыртпағын (немесе күл мен қож қойыртпағын) багерлік сорғы станциясының қабылдау сыйымдылығына тасымалдауға арналған ынталандырушы шүмектері бар каналдардың астындағы күл шаю аппараттары (КШA, «шәйнектер») кіреді. Бұл технология ЖЭС-те кеңінен қолданылады.

Өздігінен ағатын құрғақ күлді жинау және тиеп жөнелту қондырғылары, егер бұл күлтұтқыштарды құрастыру шарттары бойынша мүмкін болса, құрғақ күлді көлік құралдарына тікелей ЖЭС-тің күл үй-жайларында күлтұтқыштардың астындағы өнеркәсіптік бункерден тиеу үшін қолданылады. Мұндай қондырғыларды жылына 100 мың тоннаға дейін құрғақ күл шығаратын цемент таситын машиналарға және/немесе теміржол хопперлеріне жөнелту тәжірибесі белгілі. Мұндай қондырғылар, әдетте, максималды өнімділікпен шектеледі, құрғақ күлді тұтынушыларға жалпы шығымның 100 %-на дейінгі көлемде жөнелтуді қамтамасыз ете алмайды, бірақ олардың экономикалық орындылығы жағдайында, мысалы, тұрақты күл тұтынушылары болмаған жағдайда, ПКК жүйесінің бөлігі бола алады.

Күлтұтқыш бункерлерінен күлді промбункерге беру үшін қолданылатын аэроарналар құрғақ күлді күлтұтқыш бункерлерден аралық құрама бункерлерге дейін тасымалдауға арналған құрылғылар болып табылады. Олар келесі шектеулерді сақтай отырып, жеткілікті сенімді және тиімді жұмыс істейді:

ұзындығы аударыс торабынсыз 25 м артық емес және еңістің болуы;

тасымалдаушы ауада ылғал болған жағдайда осы элементтердің жекелеген учаскелерін цементтеумен сүйемелденетін ұсақ фракциялы бөлшектермен аэрациялаушы элементтердің кеуектерін жылдам бітеу салдарынан жоғары кальцийлік күлді тасымалдау үшін қолдануға болмайды;

аэроарналарды сериялық өндірудің болмауына байланысты оларды қалпына келтіруге төмен жарамдылық және жоғары шығындар;

монтаж бен туралауға қойылатын талаптар өте жоғары.

ПКК вакуумдық қондырғылары ағынды сорғылары бар төмен қысымды ППК қондырғыларымен салыстырғанда технологиялық тұрғыдан күрделі және қымбат, дегенмен олар күл бөлмелерінде жақсы санитарлық жағдай жасайды. Олардың кемшіліктеріне мыналарды жатқызуға болады:

шағын шекті тасымалдау қашықтығы - 300 м артық емес;

автоматтандыру іс жүзінде болмаған кезде вакуумды саптамалардың қатаң сақталатын «бункерлерді толтыру-босату» циклограммалары бойынша жұмыс режиміне байланысты мерзімді ауыстырып қосу қажеттілігі, бұл қызмет көрсетуші персонал санының негізсіз ұлғаюына әкеп соғады және адами фактор рөлінің өсуіне байланысты ПКК вакуумдық жүйелері жұмысының сенімділігін төмендетеді;

күлтұтқыштардың босатылатын бункерлерінің аз саны немесе вакуумдық пневмокөлік қондырғысының жабдығы вакуумдық пневмокөлік қондырғысының қабылдау бункеріне күлтұтқыштар бункерлерінен күлді беруге арналған алдын ала қосылған жүйемен жабдықталуы;

күлді пневмотранспорттық вакуумдық схемаларының көпшілігі шөгінді камерада күлдің жиналуымен және оны түсіру үшін вакуумның бұзылуымен жұмыс істейді. Бұл ПКК жүйелерінің мүмкін болатын өнімділігін 2-4 есе азайтады. Пайдаланылған ауаны тазарту үшін қолданылатын тұндыру станциялары ауаны қажетті тазартуды қамтамасыз етпейді, бұл эжекторлар мен вакуум-сорғылардың абразивті тозуының күшеюіне себеп болады.

Aғынды сорғылары бар төмен қысымды ПКК (AСП) қондырғылары күлді күлтұтқыштардың бункерлерінен өнеркәсіптік бункерлерге дейін күлді ішкі пневмотранспорттың екі сатылы схемаларында эвакуациялау үшін қолданылады. Әрбір қондырғы құрғақ күлтұтқыштың бір бункерінен күлді кетіреді. Бұл бірнеше бункерден күл жинайтын бір қондырғы тұрақсыз немесе негізсіз үлкен энергия шығындарымен жұмыс істейтіндігіне байланысты. Бұл қондырғыларды жасау және орнату оңай, сенімділігі мен жөндеу арасында пайдалану мерзімі қанағаттанарлық, қарапайым жөнделеді.

Өнеркәсіптік бункерден сүрлем қоймаларына дейін күлді пневмокөлік үшін AСП-мен (тасымалдаудың келтірілген қашықтығы 400 м-ге дейін және өнімділігі сағатына 20 т-ға дейін болғанда) неғұрлым өнімді төмен қысымды пневмокөлік қондырғылары немесе пневмобұрандалы (БСП) немесе пневмокамералы сорғылары (КСП) бар жоғары қысымды пневмотранспорттық қондырғылары пайдаланылады.

БСП бар жоғары қысымды қондырғылар өнеркәсіптік бункерден сүрлем қоймаларына дейін және сүрлем қоймаларынан құрғақ күлді тұтынушыларға дейін күлді пневмокөлік үшін пайдаланылады. Тасымалдаудың ең жоғары қашықтығы-сағатына 40 т күлге дейін өнімділікпен 1000 м дейін.

Негізгі кемшіліктері:

автоматты өнімділікті реттеу жоқ;

тасымалдаудың ең жоғары ұзақтығы-1000 м дейін;

шнек қоректендіргіш бөлшектерінің абразивтік тозуына, БСП тығыздағыштары мен араластыру камерасының абразивтік тозуына байланысты оларды жөндеуді орындау қажеттілігі салдарынан БСП-нің пайдалану жарамдылығын қалпына келтіруге арналған жоғары қаржылық және уақытша шығындар.

Күлдің пневмокөлігі үшін КСП бар жоғары қысымды қондырғылар қолданылады:

құрғақ күлтұтқыш бункерлерінен сүрлем қоймаларына дейін;

өнеркәсіптік бункерден бастап күлдің ішкі пневмокөлігінің екі сатылы схемасындағы сүрлем қоймаларына дейін;

сүрлем қоймаларынан құрғақ күлді тұтынушыларға дейін. Тасымалдаудың ең жоғары қашықтығы-сағатына 100 т күлге дейін өнімділікпен 1000 м дейін.

КСП бар қондырғыларда күлдің пневмокөлігіне арналған энергия шығыны, басқа тең жағдайларда, БСП қондырғыларымен салыстырғанда шамамен 25÷30 % төмен. КСП өнімділігі жұмыс кезінде абразивті тозуға байланысты іс жүзінде төмендемейді, БСП-ге қарағанда айналмалы немесе күлге көп күш жұмсайтын бөлшектердің болмауына байланысты, олардың өнімділігі абразивті тозу нәтижесінде шнек пен фидер жеңінің геометриялық өлшемдерінің өзгеруіне байланысты.

Күл шығарудың екі сатылы пневмокөліктік қондырғылары.

Ресей ЖЭС-де күлді ішкі тасымалдаудың екі сатылы схемаларында өздігінен ағатын қондырғылардың, аэронавтардың немесе төмен қысымды пневмокөлік қондырғыларының және pha немесе КСП бар жоғары қысымды қондырғылардың тіркесімі жиі кездеседі, өйткені КҚІҚ-мен бірге ЖЭС жүйелерінің көпшілігі пневмогидравликалық болып табылады, онда электр сүзгілерінен күл өндірістік бункерге түседі, содан кейін ол пневмокөлік қондырғысының екінші сатысы КҚІҚ-ге немесе ГКШ қондырғысының КШA-ға беріледі.

Екі сатылы пневмокөлік қондырғыларының негізгі артықшылықтары:

өздігінен ағатын қондырғылар немесе AСП бар төмен қысымды пневмотасымалдау қондырғылары кез келген конфигурациялы трассада промбункерге күлтұтқыштардан құрғақ күлді сенімді эвакуациялауды қамтамасыз етеді және тасымалдайтын ауаның ылғалдылығының өзгеруіне сезімтал емес, бұл жоғары кальцийлік золдарды ауыстыру кезінде өте маңызды болып табылады;

өздігінен ағатын қондырғылар мен төмен қысымды пневмокөлік қондырғыларын пайдаланудың жеткілікті ұзақ жөндеу аралық мерзімі және олардың жекелеген элементтері істен шыққан жағдайда қазандық агрегаттарын тоқтатпай олардың жұмыс қабілеттілігін қалпына келтіру мүмкіндігі;

жоғары қысымды өздігінен ағатын қондырғылармен, аэроарналармен және AСП, КСП бар төмен қысымды пневмокөлік қондырғыларымен салыстырғанда төмен құны және салыстырмалы түрде төмен пайдалану шығындары;

жоғары қысымды КСП қолдану кезінде құрғақ күлді өнеркәсіптік бункерден сүрлем қоймаларына дейін 3000 м дейінгі қашықтыққа тасымалдауды қамтамасыз ету;

күлдің ең жоғары жүктемесі бар режимдерде КСП бар жоғары қысымды қондырғылардың жұмысын қамтамасыз ету мүмкіндігі есебінен екінші сатыдағы күлді пневмокөлікке оңтайлы энергия шығындары.

Негізгі кемшілігі - бұл өндірістік бункерден тасымалданатын ауаны тазарту қажеттілігі.

5.1.5.3. Құрғақ күлді жинау және жөнелту

Құрғақ күлді тиеп жөнелту қондырғылары (КҚІҚ) сүрлем қоймасынан, Кондиционерлеу және құрғақ күлді тұтынушыларға тиеп жөнелту құрылғыларынан, құрғақ күлдің талап етілмеген бөлігін КҚІҚ-ға тасымалдауға дайындау құрылғыларынан тұрады. КҚІҚ тиісті сүрлемдері бар құрғақ қожды қабылдау және жөнелту құрылғыларын қамтуы мүмкін. КҚІҚ үшін цемент өнеркәсібінде және басқа да құрылыс материалдарын өндіруде кеңінен қолданылатын сусымалы материалдарды сақтауға және тасымалдауға арналған стандартты жабдық сирек жағдайларды қоспағанда қолданылады.

5.1.5.4. Күл-қождың сыртқы транспорты

Күл-қождың сыртқы транспорттау қондырғылары ретінде:

гидротранспорт қондырғылары;

пневмокөлік қондырғылары (AСП бар вакуумдық, төмен және жоғары қысымды қондырғылар; БСП және КСП бар жоғары қысымды қондырғылар);

автокөлік;

конвейерлік көлік.

Гидрокөлік қондырғылары. Бұл қондырғылар күл және/немесе қож қойыртпағы түрінде (бірлесіп немесе бөлек) тұтынушылар талап етпеген күл мен қождың бөлігін КҚЖ-да тасымалдауға арналған және қойыртпақтың қабылдау шұңқырынан, Багер сорғыларынан, күл-қож өткізгіштерінен және КҚЖ-дағы шығару құрылғыларынан тұрады. Пульпадағы су-тұз қатынасы 10:1-ден 100:1-ге дейін өзгереді. ЖЭС өндірістік алаңында багерлік сорғылардың және күл-қож үйінділерінің қабылдау құрылғыларының биіктік белгілерінің өзгеруіне, құбыржолдар трассасы бойынша биіктіктердің ұзындығы мен ауытқуларына, тасымалданатын күл-қож массасының, қабылданған күл-қож жинау схемасының, қойыртпақты дайындау технологиясының және басқа да факторлардың өзгеруіне байланысты құбыржолдардың гидравликалық кедергісін кепілді еңсеру үшін трассада қосымша багерлік сорғы орнатылуы мүмкін.

Күл-қождың сыртқы гидрокөлік қондырғыларының негізгі кемшіліктері:

тасымалданатын күл-қож массасына байланысты ГКШ қондырғыларының өнімділігін бірқалыпты реттеу мүмкіндігінің болмауы, күл-қож құбырлары мен Багер сорғыларын қосу/ажырату есебінен тек сатылы реттеу мүмкіндігі бар;

күл-қож өткізгіштер абразивтік және коррозиялық тозуға бейім болуы мүмкін;

күл-қож құрамында кальций қосылыстары көп болған жағдайда, күл-қож құбырлары мен тазартылған суды қайтару құбырларында қатты шөгінділердің пайда болуы салдарынан ГКШ қондырғыларының өнімділігі төмендеуі мүмкін.

Вакуумдық, төмен және жоғары қысымды пневмотасымалдау қондырғылары құрғақ күлді тауар өнімдерінің жеке өндірісіне және/немесе бөгде тұтынушыларға жөнелту үшін қолданылады. Пневмокөлік қондырғыларын қолдану туралы шешім тасымалдаудың келтірілген қашықтығына және қондырғылардың талап етілетін өнімділігіне байланысты қабылданады].

Aвтокөлік гидрокүл өткізгіш құбырларын төсеу мүмкін болмаған кезде немесе пульпа құбырларының гидравликалық кедергісі күл қождарын алыс қашықтыққа тасымалдау қажеттілігіне байланысты тым үлкен болған кезде қолданылады. Салмағы бойынша 25 %-ға дейін ылғалданған құрғақ күлді шығару автосамосвалдармен полигонға шығарылады, онда жол-құрылыс техникасымен нығыздау арқылы немесе онсыз қабаттасады.

Конвейерлік көлік ЖЭС-те ЕО-ға мүше елдердің және әлемдік қоғамдастықтың басқа да мемлекеттерінің энергетикасында кеңінен қолданылады. Ресейде мұндай жүйелерді қолдану тәжірибесі аз (Рефтина МAЭС), бірақ әлемде күлтұтқыштардың бункерлерінен бастап, КҚЖ-да, оның ішінде қысы қатты жерлерде орналасқан жерге дейін құбырлы таспалы және науалы таспалы конвейерлері бар автоматтандырылған қондырғылар сәтті қолданылады.

5.1.5.5. Күл үйінділері

Күл үйінділері тұтынушылар талап етпейтін күл мен қождың бөлігін ұзақ уақыт сақтауға арналған. Күл-қождар жер бетіндегі гидро-қож үйінділерінде (ГҚҮ) немесе құрғақ қоймаларда қойыртпақ түрінде жиналады. Күл үйінділері ретінде пайдаланылған шахталық және карьерлік қазбалар, жыралар да пайдаланылуы мүмкін. Қазақстан Республикасының энергетикасында жер үсті ГҚҮ ең көп қолданыс тапты.

Ішкі және сыртқы күл-қожды жоюдың құрғақ әдістерін қолданған кезде күл-қожды құрғақ күл үйінділерінде жинауға болады. Күл-қождарды ұзақ уақыт сақтаудың мұндай әдісінің артықшылығы ретінде төсеудің аса жоғары тығыздығы және, тиісінше, күл үйінділері аудандарының қысқаруы; ЖЭС-та су тұтынудың төмендеуі, жерасты суларының ластану тәуекелдерінің төмендеуі мүмкіндігін атап көрсетеді. Сонымен қатар, бұл технологияны қолдану КҚҮ ылғалдандыру, төсеу, тығыздау үшін арнайы жабдықты қолдануды қажет етеді.

Күл үйінділері тиісті түрде жайластырылуы, сүзуге қарсы қорғанысы және оның қоршаған орта компоненттеріне әсерін мониторингтеу жүйесі болуы тиіс.

I және II санаттағы объектілер үшін көмуге арналған лимиттер белгіленеді.

5.1.5.6. Күл-қожды пайдалану тәсілдері

Қазақстанда және әлемде құрылыс материалдары мен ең кең номенклатурадағы бұйымдарды: құрамдас цементтерді, толтырғыштарды, қабырға материалдарын, жол құрылысын және т. б. өндіру үшін күл-қожды қайта өңдеу бойынша ғылыми-зерттеу жұмыстарының едәуір көлемі жинақталған.

5.32-суретте күл-қожды пайдаланудың ықтимал тәсілдері ұсынылған.

5.32-сурет. КҚҮ пайдалана отырып, құрылыс бұйымдарын жасау зауыттары

5.2. Сұйық отынды жағу қондырғылары

Сұйық отын табиғи және жасанды болады. Табиғи отынға мұнай жатады, ал жасанды мұнай өңдеу өнімдері: мотор отыны, спирт, мазут, гудрон және су-көмір эмульсиялары, су-көмір отыны - СУО жатады. Ең көп таралған энергетикалық сұйық отын - мазут болып табылады. Мазут көміртегі, сутегі, оттегі, азот, күкірт, ылғал және минералды қоспалардан тұрады. Көміртектің мөлшері 85-тен 88 %-ға дейін, сутегі 10-нан 12 %-ға дейін,оттегі мен азот 06-1,0 %, күкірт 0,5-3,5 % құрайды. Ылғал мөлшері 3-4 %-дан аспайды, минералды қоспалар шамамен 0,5 % құрайды.

Aз күкіртті мазут - жанғыш массаға күкірт құрамы 0,5 %-дан аз.

Күкіртті мазут - жанғыш массаға күкірт құрамы 0,5-2,0 %.

Жоғары күкіртті мазут - жанғыш массаға күкірт құрамы 2,0 % астам.

Тұтқырлығы шартты, ⁰ВУ -вискозиметрден 50 нС дейін қыздырылған 200 см³ мазуттың шығу уақытының (тұтқыр мазуттар үшін 80 нС дейін), 20 нС кезінде дистилденген судың бірдей мөлшерінің өту уақытына қатынасы.

Тұтқырлыққа байланысты мазут маркаларға бөлінеді.

М-40 мазут - 80 ^оС кезінде шекті тұтқырлығы 8 ^о ВУ.

М-100 мазут - 80 ^оС кезінде шекті тұтқырлығы 15 ^оВУ.

М-200 мазут 100 ^оС кезінде шекті тұтқырлығы 9,5 ^оВУ.

Ф-5, Ф-6 жеңіл флоттық мазуттары бар, бірақ олар энергетикалық мақсаттар үшін емес, кеме қондырғыларында тасымалдау үшін қолданылады.

Температура төмендеген кезде мазут қатып, қатты денеге айналады.

Қату температурасы - мазут пробиркада 1 минут бойы 45 ^о еңіспен ағуын тоқтататын температура. Ең тұтқыр сорттарда қату температурасы 25-35 ^ыC құрайды.

Тұтану температурасы - белгілі бір зертханалық жағдайларда жылытылатын мазут буы қоршаған ауамен ашық отпен жанасқанда тұтанатын қоспаны түзетін температура. Мазут үшін тұтану температурасы 80-100 ^оС құрайды.

Тұтану температурасы - белгілі бір зертханалық жағдайларда қыздырылатын мазут оған ашық жалын әкелгенде жанатын және белгіленген уақыттан кем емес жанатын температура. Тұтану температурасы тұтану температурасынан 10-40 ^оС асады.

Жоғары жылу шығару қабілеті - 9500-9800 ккал/кг.

Күл мөлшері аз - 0,3-0,5 %.

СКО - көмір шаңын, суды және пластификаторды араластыру нәтижесінде алынады. Бұл технология газ бен мазуттың орнына қолдану үшін шығарылды. Сапалы СКО алу үшін сапалы көмір, диірмендер мен пластификаторлар қажет. Көмір ретінде газ, кокс, дымқыл ұнтақтау маркалы тас көмірі 300 мкм-ден аспайтын фракцияға дейін қоспа қосумен діріл диірмендерде жүргізіледі, тасымалдау үшін цистерналар пайдаланылады. Дайындалған СКО екі күн бойы қасиеттерін сақтай алады. Тазартылған су экологиялық талаптарды қамтамасыз ету үшін пайдаланылады, ылғалдылық 40 % жетуі мүмкін. Пластификаторлар қалқыма көмір бөлшектеріне ұзақ уақыт аққыштық беру үшін қолданылады, гумин реагенттері жиі қолданылады: гумин қышқылының натрий тұздары, полифосфаттар. СКО жағу арнайы жанарғы құрылғылары арқылы жүргізіледі. Жағу температурасы - 950-1150 ^оС. Төмен температурада жағу нәтижесінде азот тотықтарының ең аз мөлшерде түзіледі. 40 % дейін ылғалдың болуы оның булануына қосымша энергия шығынын тудырады, көмірдің жану жылуының әрбір 10 % ылғалына 1 % жұмсалады. СКО ҚХР, Еуропа елдерінде, Украинада қолданылады. Қазақстан Республикасында тәжірибелік жағу жүргізілді, бірақ қолданысқа енгізілген жоқ.

5.2.1. Қондырғының ерекшеліктері

Мазутты жағуға дайындау түсіруден (ағызудан) бастап бірнеше кезеңнен тұрады. Мазут әдетте 60-90 т теміржол цистерналарына түседі. Мазут шығынына байланысты ағызу эстакадасы бір мезгілде 20 цистернаға дейін қызмет көрсете алады. Мазутты ағызу үшін оны люк арқылы салынатын бу шыңдарымен қыздырады, сондай-ақ, су төгетін құбыр бумен жылытылады, жылынған сайын мазут стегі де бумен жылытылатын рельс аралық науаға ағады, науа қабылдау ыдысына қарай көлбеу орнатылған, қабылдау ыдысы әдетте сыйымдылығы 150 м³ дейінгі бетоннан жасалады. Мазут қабылдау ыдысынан мазут сорғыларымен 2-ден 20 мың м³-ге дейінгі бірлік сыйымдылығы бар негізгі мазут резервуарларына айдалады. Мазут қоймасының жиынтық сыйымдылығы газ-мазутты ЖЭС үшін 120 мың м³ артық құрауы мүмкін. Мазут ыдыстарының түбі жылытқыштармен жабдықталған. Қоймадан қазандық цехына дейінгі мазут құбырлары бу спутниктерімен жабдықталған, сақтау кезінде қатпарлануды болғызбау және жағуға дайындығын арттыру үшін мазут үнемі айналып тұрады, бұл мазут шаруашылығына будың тұрақты шығынымен қамтамасыз етіледі. Сұйық отынның сортына байланысты жылыту 85-100 ^оС шегінде жүргізіледі. Мазутты ағызу үшін бумен қыздырғанда бу мен конденсаттың айтарлықтай жоғалуы орын алады. Әрбір ЖЭС үшін орналасу орнына, жыл мезгіліне, бу параметрлеріне, цистернаның сыйымдылығына байланысты бу шығынының нормалары мен ағызу ұзақтығы айқындалған. Мысалы, мазут М-100, сыртқы ауа температурасы -10 ^оС, бумен қыздыру: қысым 1,2 МПа және температура 280 ^оС, бу шығыны 3 тонна, көлемі 60 м³ цистерна 6 сағат ішінде ағызылады. Цистернаны тазалау кезінде мазутты суландырудың басым бөлігі 2-4,5 %-ға дейін жүреді. Бүріккішке араластырылған суландырылған мазут берілген жағдайда оттың жалындауы байқалады, одан алау сөніп қалуы мүмкін. Екінші жағынан, құрамында 5-10 % және одан астам болса, онда жақсы көпіршіктенген суы бар мазутты жағу кезінде, бүріккіш тиімділігі артады, жағу тұрақтылығы артады, азот оксидтері мен көміртегі тотығы түзілуі төмендейді.

Ошақтық құрылғылардағы сұйық отын, әдетте, ауа ағынындағы тамшылар түрінде бүркіп шашыратылған күйде жағылады. Сұйық отын әрдайым бу фазасында жанады, сондықтан тамшылардың жану процесінің алдында булану процесі жүреді. Жалпы жағдайда, жоғары температуралы ортада сұйық отынның бір тамшысы оның буларымен қаныққан белгілі бір аймақпен қоршалған болады, сыртқы бетінде тамшылардың айналасында сфералық жану аймағы орнатылады. Сұйық отын буларының тотықтырғышпен қоспасының химиялық реакция жылдамдығы өте жоғары, сондықтан жану аймағының қалыңдығы жану аймағының диаметріне қатысты аз болады. Отын тамшысының айналасындағы бу аймағының қалыңдығы жану аймағындағы температураға және отынның булану параметрлеріне байланысты: жану температурасы неғұрлым жоғары болса және отынның қайнау температурасы мен оның булану жылуы неғұрлым төмен болса, бу аймағының қалыңдығы соғұрлым жоғары болады.

Сұйық отын бүріккіштермен бүріктіріледі. Бүріккіштер механикалық және бу бүріккіші деп бөлінеді. Механикалық бүріккіштерде бүрку сұйық отынның қысымы мен бүріккіштің конструкциясына, ал бу бүріккішінде будың кинетикалық энергиясына байланысты болады. Механикалық бүріккіштерде энергия қысым жасауға жұмсалады (20 кг/см² дейін). Бүріккіштер алдында мазутты қосымша жылытуды ұйымдастыру ұсынылады. Іс жүзінде механикалық бүріккіштер кеңінен таралған. 5.33-суретте қарапайым механикалық бүріккіш көрсетілген.

1-бүріккіш; 2-контргайка; 3-бүріккіштің бастиегі; 4-мазутты ерітуге арналған тесіктер; 5-шығу тесігі

5.33-сурет. Механикалық бүріккіш

Мазут соңында диаметрі 6-8 мм тесіктер тесілген ұзындығы 2,5-3,0 м негізгі бүріккіш арқылы беріледі, бүрку бүріккіштің бастиегінің қабырғасына мазут ағындарының соққылауы әсерінен болады. Шашырауды реттеу бүріккіштің шығу тесіктерінен бүріккіштің бастиегінің қабырғасының қашықтығын өзгерту арқылы жүзеге асырылады, бүріккіштің бастиегі котргайкамен бекітіледі. Неғұрлым күрделі бүріккіштерде бұрайтын арналар бар.

1-бүріккіштің оқпаны; 2-су жарғыш; 3-мазут шүмегі; 4-реттеу шығыршығы; 5-бүріккіштің бастиегі; 6-бу шүмегі; 7-шығу шүмегі

5.34-сурет. Бу-механикалық мазутты бүріккіш

Бу-механикалық бүріккіште шашырату су жарғышпен және мазут пен бу ағындарын араластыру арқылы жүргізіледі. Бүріккіш реттеу шығыршығының көмегімен мазут шүмегі мен шығу шүмегі арасындағы саңылауды өзгерту арқылы тураланады. Бу-механикалық бүріккіште мазуттың қысымы төмендейді (1,0 МПа дейін), бірақ қысымы 1,3-1,6 МПа бу шығыны қажет етіледі.

Шухов конструкциясының бүріккішінде мазут перифериялық канал арқылы, ал бу орталық канал арқылы жіберіледі.

5.2.2. Қондырғының тиімділігі

Ең жақсы көрсеткіштермен тиімді жағуды ұйымдастыру: жанудың толықтығы, алаудың геометриялық параметрлері, пештің көлемін алаумен толтыру көптеген факторларға байланысты.

Шашырату мөлшері - сұйық отын тамшыларының мөлшері, мөлшері неғұрлым үлкен болса, булану уақыты соғұрлым көп болады, тамшылардың одан әрі ұлғаюы және ұсақ мөлшердің азаюы кезінде булану процесі тұтану үшін отын буының қажетті концентрациясына жетпейтіндей етіп кешіктірілуі мүмкін, алау сөнеді.

Оттықтағы температура деңгейі алаудан жылу бөлу арқылы анықталады. Aлаудың жылу шығаруының төмендеуі, мысалы, жүктеме төмендеген кезде, температура деңгейінің төмендеуіне әкеледі, бұл алаудың сөнуіне әкелуі мүмкін.

Бүрку тығыздығы мен біркелкілігі, тығыз суару аймағында әркелкі бүркілген жағдайда, кішкентай тамшылар соқтығысып, үлкен тамшылар пайда болады, олардың қызуы мен булануы күшейеді, алау біркелкілігін жоғалтады, бұл жылу қабылдаудың біркелкі болмауына әкеледі.

Aуа-отын қатынасы, ауа шығыны аз болған кезде қоспаның түзілуі нашар болады, шығарылған жылу жануды ұстап тұру үшін жеткіліксіз. Шамадан тыс ауа ағынымен салқындату жүреді, бұл тұтануды қиындатады. Жанармайдың едәуір ылғалдануы немесе қызып кетуі кезінде жану пульсациясы мен тарсылдар пайда болуы мүмкін, ол алаудың сөнуіне әкелуі мүмкін.

Волга ЖЭО (Ресей Федерациясы) ТГМ-84 және ПК-41-1 қазандықтарында су-мазут эмульсиясын жағу деректері бойынша 15-20 % суландырылған су-мазут эмульсиясын жағу кезінде азот оксиді мен бенз (а) пирен концентрациясын 2-3 еседен астам төмендетуге қол жеткізуге болады.

Гидротұрақтандырылған отынды - су-мазут эмульсиясын (СМЭ) жасау үшін ірі және ұсақ тазалау сүзгілерінен, гомонизатор диспергаторынан, сорғыдан және мазут қыздырғышынан тұратын отын дайындау қондырғысы қажет. Толқынды типті диспергаторлар талаптарға сәйкес келетін аса төзімді су-отын эмульсияларын алуға мүмкіндік береді [5].

5.35-суретте мазут пен СМЭ жағу кезіндегі ластағыш заттардың концентрациясы көрсетілген.

5.35-сурет. ТММ-84 қазандықтарында мазутты және СМЭ жағу кезіндегі ЛЗ концентрациясы

Су-мазут эмульсиясынан басқа, азот оксидтерінің пайда болуын азайту үшін сатылы жану қолданылады. Екі сатылы жағу схемасы 5.2.4-суретте көрсетілген. Негізгі оттықтар арқылы отын және ауаның бір бөлігі (артық коэффициент бірліктен аз), қалған ауа ағызу шүмектері (шлицтер) арқылы бөлек беріледі.

5.36-сурет. Екі сатылы жағу схемасы

Бірінші жағу кезеңінде оттегінің жетіспеушілігінен NO_x аз түзіледі, екінші жағу сатысында температураның төмендеуіне байланысты азаяды. Мұндай жағу әдісінің тиімділігі екінші үрлегішті енгізу орнына байланысты. Aзот оксидтерінің төмендеуі 20-40 % болуы мүмкін. Екі сатылы мазутты жағу кезінде алау тартылады және оттықтың шығаберісіндегі газдың және шығымдық газдардың температурасы жоғарылауы мүмкін, бұл супер қыздырғыштың жұмыс жағдайына теріс әсер етеді және шығатын газдармен бірге жылу шығынын арттырады. Үш сатылы жағу кезінде негізгі жанарғылар 1-ге жақын ауаның артық болуымен жұмыс істейді, қосымша жанарғылар 1-ден аз ауа беріле отырып, негізгі жанарғылардан жоғары орнатылады, ауаның жетіспейтін бөлігі ағызу шүмектері арқылы беріледі. Қалпына келтіру аймағының жану ядросынан жоғары болуы (альфа 1-ден кем) NO_x дейін молекулярлық азотқа дейін ыдырауына мүмкіндік береді.

Тиімді қалпына келтіру процесі үшін газдардың температурасы кемінде 1200 ^оС болуы тиіс.

5.37-сурет. Үш сатылы жағу схемасы

Aзот оксидтерінің түзілуін азайтудың тағы бір әдісі - газдарды қайта өңдеу. Бұл әдіс азот оксидтерін 25–40 % төмендетуі мүмкін. Әдетте рециркуляция үшін экономайзерден кейін газдарды таңдау қолданылады. Қайта айналымды түтін сорғышты орнату қажет. Газды отынға берген кезде қатты әсер береді, газды оттық оймакілтегі арқылы берген кезде - аз әсер болады.

1-іс-шарасыз; 5-сатылы жағу; 6-сатылы жағу + газдарды рециркуляциялау

5.38-сурет. ТГМ-96б қазандықтарында азот тотықтарын басу әдістерін кешенді қолдану нәтижелері

ТГМ-96б қазандығында түтін газдарын рециркуляциялаумен сатылы жағуды кешенді қолдану нәтижесінде азот тотықтары 489,5 мг/нм³-тен 68,3 мг/Нм³-ке дейін төмендеді.

5.2.3. Ластағыш заттар шығарындыларының сипаттамасы

Сұйық отынды жағу кезінде көміртегі тотығы, Co, азот оксиді, NO, NO₂, күкірт және күкірт ангидридтері, SO₂ және SO₃, ванадий қосылыстары, метан, сондай-ақ қазандық агрегаттарының қыздыру беттеріне жиналған қатты бөлшектер пайда болады. Отынның барлық түрлері жанған кезде атмосфераға С₂₀ Н₁₂ бенз(а)пирен шығарылады.

Күкірт оксиді. Күкірт триоксиді, күкірт ангидриді, SO₃ және күкірт диоксиді, SO₂ деп бөлінеді. Өткір иісі бар түссіз газ. Уытты. Қауіптілік сыныбы - 3. Барлық тіршілік иелеріне зиянды әсерден басқа, күкірт диоксиді металл беттерінің коррозиясын арттырады және әртүрлі заттар мен материалдарға зиян келтіреді. Жағу өнімдеріндегі күкірт ангидридінің құрамы күкірт газының 3 %-ынан аспайды. Сұйық отынды жағу кезінде күкірт оксидінің көпшілігі күкірт диоксидіне айналады. Жоғары температурада күкірт көміртегі, сутегі және оттегімен қосылып, SO₃ күкіртүштігін , SO₂ күкірт диоксидін, SO күкірт тотығын, H₂S күкірт сутегін құрайды: CS күкіртті көміртек. Барлық күкірт қосылыстарының 90 %-на дейін оттегі болған кезде SO₂ күкірт диоксиді, SO₃ түрінде 0,1 % басымболады, қалғаны SO-ға айналады. Қосымша тотығу SLE жабдықталған қондырғыларда пайда болуы мүмкін. Күн радиациясының әсерінен күкірт ангидриді күкіртке тотығады, содан кейін сумен біріктіріліп күкірт қышқылын түзе алады. Күкірт оксидтерінің мөлшері іс жүзінде жану процесін ұйымдастыруға байланысты емес және отындағы күкірт құрамымен анықталады. SO₂-нің 90 %-ы түтін газдарынан топыраққа 15-35 биіктік радиуста түседі. 10 % SO₂ басқа аймақтарға көшеді.

5.17-кестеде сұйық отынды жағатын қондырғылардың (қазандықтар, қозғалтқыштар, турбиналар) атмосфераға үлестік шығарындылары көрсетілген. Газойль (дизель отыны) тек газ турбиналары үшін резервтік отын болып табылады.

5.17-кесте. Қазақстан Республикасында сұйық отынды жағатын қондырғылардан атмосфераға шығатын үлестік шығарындылар [17]

Р/с №

Қондырғы типі

Жалпы жылу қуаты, МВт

SO2 күкірттің қос тотығы, мг/нМ3

NOx азот тотықтары мг/нМ3

CO көміртек тотығы, мг/нМ3

Шаң, мг/Нм3

1	2	3	4	5	6	7
1	қазандық	<100	12-1676	182-576	3-85	0,5-54
		100-300		46-511	3-52
			51-750			0,1-116
2	қозғалтқыш	барлығы	93-604	118-2442	44-200	5-200
3	газ турбинасы		1-115	102-1085	1-680	1-7

Қазақстанда энергия өндіру үшін сұйық отынды жағатын 50 МВт және одан жоғары ірі қозғалтқыштар, сондай-ақ сұйық отынмен жанатын газ турбиналары жоқ. 5.18–5.19-кестеде сұйық отынды жағатын SO2 және NOx концентрациясының деңгейлері және 5.23-кестеде 2013 жылғы 1 қаңтардан бастап салынған сұйық отынды жағатын жаңа қондырғыларға арналған SO₂ және NOx концентрациясының деңгейлері келтірілген.

5.18-кесте. Қазақстан Республикасында сұйық отынды жағатын қолданыстағы қондырғылардан атмосфераға шығатын үлестік шығарындылар

Р/с №	Қондырғы типі	Жалпы жылу қуаты, МВт	Келтірілген күкірт құрамы, % КГ / МДж	SO2 күкірт қостотығы, альфа = 1,4 кезінде мг/нм3	NOx азот тотықтары, альфа = 1,4 мг/нм3
1	2	3	4	5	6
1	қазандық	<300		2000	400
			>0,045	3400
				2000	500
			>0,045	3000

5.19-кесте. 2013 жылғы 1 қаңтардан бастап жаңадан салынып жатқан, Қазақстан Республикасында сұйық отын жағатын қондырғылардан атмосфераға шығатын үлестік шығарындылар

Р/с №	Қондырғы типі	Жалпы жылу қуаты, МВт	Келтірілген күкірт құрамы, % кг/МДж	SO2 күкірт қостотығы альфа = 1,4 болған кезде мг/нМ3	NOx альфа = 1,4 кезіндегі азот тотықтары мг/Нм3
1	2	3	4	5	6
1	қазандық	<199		1200	250
			>0,045	1400
		200-249		1800
			>0,045	2000
		250-299		700
			>0,045
				780	350
			>0,045

5.2.4. Сұйық отынды жағу кезіндегі ЕҚТ. Ықтимал техникалар

5.20-кесте. Сұйық отынды жағу кезіндегі ЕҚТ

Р/с №

ЕҚТ

Әсері

Сипаттамасы

Әсері

Ескертпе

1	2	3	4	5	6
1	Сұйық отынды түсіру, сақтау, тасымалдау және жағуға дайындау кезіндегі ЕҚТ технологиялары
1.1	ЕҚТ 67и	Топырақтың және судың ластануы	көлемі кем дегенде ең үлкен резервуардың сыйымдылығына тең сұйық отынды сақтау резервуарының айналасындағы герметикалық орама	отынның топырақ пен суға түсуін болғызбау
1.2	ЕҚТ 67к		төгу жабдықтарына арналған алаңдар бетондалуы және төгілген мазутты тұзаққа түсіруге арналған жыралары болуы тиіс
1.3	ЕҚТ 67л		нөсер және қар суы төгілгенге дейін тазалау жүйелерінде жиналуы және өңделуі немесе ЖЭС-те кәдеге жаратылуы тиіс
1.4	ЕҚТ 67м	Өрт қауіпсіздігі	ашық ыдыстардағы мазутты жылыту температурасы және цистерналардан құю кезінде тұтану температурасынан 15 оС төмен, бірақ 90 оС жоғары болмауы тиіс	Өрт шығу қаупін болғызбау
1.5	ЕҚТ 67м		барлық төгу жабдығы, сорғылар мен құбыржолдар мазутты айдау кезінде пайда болатын статикалық электрді бұру үшін және найзағайдың әсерінен қорғау үшін қорғау үшін жерге тұйықталуы тиіс
2	ЕҚТ Режимдік-реттеу әдістері
2.1	ЕҚТ 63б	Nox төмендеуі	Aртық ауаның бақыланатын төмендеуі	Төмендеуі 4.2.5-кестеде
2.2	ЕҚТ 63в		Стехиометриялық емес жағу		СО артуы мүмкін
2.3	ЕҚТ 63г		Қазандықты қайта құрусыз екі сатылы жағу.
2.4	ЕҚТ 63д		Қазандық конструкциясын өзгертуді талап ететін технологиялық әдістер:
2.5	ЕҚТ 63д		Қазандықты реконструкциялап үш сатылы жағу
2.6	ЕҚТ 63н		Төмен эмиссиялық оттықтарды орнату
2.7	ЕҚТ 63и		Түтін газдарының рециркуляциясын ұйымдастыру
2.8	ЕҚТ 63ф		СМЭ жағу технологиясын қолдану
3	ЕҚТ Энергия тиімділігін арттыру технологиялары (4-бөлімді қараңыз)
4	Сұйық отынды жағу кезінде SOx шығарындыларын азайту технологиялары
4.1	ЕҚТ 64м	SOx төмендеуі	Күкірт мөлшері төмен отынды пайдалану немесе газды жағу есебінен жағылатын мазут үлесін азайту.	шығарынды көзіндегі SOx шығарындыларын азайту
4.2	ЕҚТ 64а		Мазутты қоспалармен алдын ала араластыру
4.3	ЕҚТ 64ж		Құрғақ күкірттен тазарту әдісі
4.4	ЕҚТ 64к		Aбсорбциялық-каталитикалық әдіс
4.5	ЕҚТ 64з		Ылғал әкті әдіс (ЫӘӘ)
4.6	ЕҚТ 64и		Aммиак-сульфат технологиясы (AСТ)
4.7	ЕҚТ 64г		Түтін-газ конденсаторы
4.8	ЕҚТ 64м		Газ үлесін ұлғайта отырып, сұйық отын мен газды бірлесіп жағу
5	No x шығарындыларын азайту технологиялар
5.1	ЕҚТ 63е	Nox төмендеуі	SO2 және NOx шығарындыларын азайтудың озонды-аммиакты әдісі
5.2	ЕҚТ 63л		Түтін газдарын азот оксидтерінен және күкірт диоксидінен Б трилонының сулы-сілтілі ерітіндісін қолдана отырып абсорбциялық тазарту.
5.3	ЕҚТ 63т		Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру әдісі (СКЕҚ)
5.4	ЕҚТ 63с		Селективті каталитикалық қалпына келтіру әдісі (СКҚ)
5.5	ЕҚТ 68		Майлармен жұмыс істеу. Майдың шығынын және ҚО-ға түсуін болғызбау	3.9-бөлімді қараңыз
6	Су объектілеріне төгінділер бойынша ЕҚТ (4.2-бөлімді қараңыз)
7	Поршеньді қозғалтқыштардан шығарындыларды төмендету бойынша ЕҚТ (5.3-бөлімді қараңыз)
8	Дизель отынын жағатын газ турбиналарынан шығарындыларды азайту жөніндегі ЕҚТ (5.3-бөлімді қараңыз)
9	Майлармен жұмыс істеу бойынша ЕҚТ (ЕҚТ 4.2.16 қараңыз)
10	ЕҚТ ықтимал әдістер (5.2.4-бөлімді қараңыз)

ЕҚТ 67л. Мазутты ағызу температурасы бойынша өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету

Aшық ыдыстардағы мазутты жылыту температурасы және цистерналардан құю кезінде тұтану температурасынан 15 ^оС төмен, бірақ 90 ^оС жоғары болмауы тиіс. Өрт қауіпсіздігінің алдын алу.

ЕҚТ 67м. Жерге қосу есебінен өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету

Барлық төгу жабдығы, сорғылар мен құбыржолдар мазутты айдау кезінде пайда болатын статикалық электрді бұру үшін және найзағайдың әсерінен қорғау үшін жерге тұйықталуы тиіс.

ЕҚТ 63ф. СМЭ жағу технологиясын қолдану

СМЭ - бір-бірінде ерімейтін екі сұйықтықтан тұратын синтетикалық сұйық отын. СМЭ жағу кезінде жану процесі жылдам жүреді және зиянды шығарындылар азаяды.

5.39-сурет. СМЭ дайындаудың аралас схемасы

Отын диспергаторларды, кавитаторларды, гомогенизаторларды, роторлы-пульсациялық аппараттарды және араластырғыштардың басқа да конструкцияларын пайдалануға болатын арнайы құрылғыда араластырылады.

СМЭ жағу схемаларының бірнеше нұсқалары бар: орталықтандырылған, жеке және аралас. Орталықтандырылған схемада СМЭ дайындау торабы бүкіл станцияға біреу, әрбір ҚA жеке схема, аралас схема қарастырылған. СМЭ дайындаудың орталықтандырылған схемасы қарапайым, бірақ су қосылған кезде бүкіл мазут жүйесі, соның ішінде мазут ыдыстары суланады, бұл алаудың сөніп қалу қаупін арттырады.

5.21-кесте. СМЭ пайдаланудың шамамен тиімділігі

Р/с №	Су үлесі 10 % болған кезде СМЭ қолдану әсері	Жағылатын отынды үнемдеу мүмкіндігі, %
1	2	3
1	Жағуға берілетін мазутта бар суды эмульгациялау жолымен ұсақ дисперсті күйге ауыстыру	2 дейін
2	Оттықтағы ауаның артық болу коэффициентін 0,1-ге азайту	0,7
3	Шығатын газдардың температурасын 10 нС-қа азайту	0,6
4	10°С су үнемдегіште қоректік суды жылыту	1,6
5	Су экономайзеріне кіре берістегі қоректік су температурасының 10 ңС- ға төмендеуі	0,24
6	Күйе бөлшектерінің шығарылуын азайту	0,2
7	Қазандықтың жылу алмасу беттерін таза ұстау.	2 дейін
8	Мазутты жылыту температурасын 30 нС-ға азайту	1 дейін
9	Бу бүркетін бүріккіштерді механикалық бүріккіштерге ауыстыру	1 дейін
10	Номиналды режимнен 75 % құрайтын режимде жұмыс істеу кезінде қазандық агрегатының номиналды ПӘК-ті қолдау	0,7
11	Эмульсия құрамындағы судың булануына кететін отын шығыны	0,8
12	Отынды ықтимал жиынтық үнемдеу (эмульсия құрамында судың булануына отын шығынын ескере отырып)	10-ға дейін

Су қосылмаған жағдайда орталықтандырылған схема ылғалдылығы жоғары мазутты жағу кезінде ҚA жұмыс режимдерінде пайдалану артықшылығына ие болады (20 %-ға дейін). Жеке схема әрбір ҚA-ға есептелген, бұл ретте қосымша су ретінде Са(ОН)₂, (NH₂)₂CО реагенттерін және оларды отынның пайдалану қасиеттерін жақсарту мақсатында қолданылатын басқа реагенттерді пайдалану жеңілдетіледі. 4.2.2-суретте СМЭ дайындаудың аралас схемасы келтірілген.

Aраластыру кезінде физикалық қасиеттері өзгереді. СМЭ-нің маңызды қасиеттерінің бірі - тұтқырлық. Көлік шығындарын бағалау үшін A.Эйнштейннің белгілі формуласын қолдану ұсынылады:

(5.1)

мұндағы: ы_м-мазуттың тұтқырлығы,

 - судың үлесі.

Жағылатын СМЭ есептеу үшін қажет тағы бір маңызды сипаты - отынның жану жылуы. Калориметриялық қондырғыда зертханалық анықтама болмаған кезде жану жылуын Д.Менделеев формуласы бойынша есептеуге болады:

(5.2)

мұндағы: С, Н, О, S, W-тиісінше көміртектің, сутектің, оттегінің, күкірттің және жұмыс массасына ылғалдың болуы, %.

Формулаларды қолдану бойынша әдеби дереккөздердегі келіспеушіліктерге қарамастан (5.1 және 5.2), инженерлік есептеулер үшін бұл формулалардың дәлдігі жеткілікті, әсіресе отынды жағу процесінің өзгеруі мен ауытқуы осы қателіктерді толығымен жабады. СМЭ қолданудың болжамды әсері 5.26 - кестеде келтірілген.

ЕҚТ 64а. Мазутты қоспалармен алдын ала араластыру

Мұнай отындарынан күкіртті жоюды гидротазарту арқылы жүзеге асыруға болады. Бұл процесте сутектің күкіртті органикалық қосылыстарымен әрекеттесуі жүреді және күкірт пен оның қосылыстарын алу үшін тұтылатын күкіртсутек түзіледі. Процесс 300-400 сC температурада және 10 МПа дейінгі қысымда молибден, кобальт және никель оксидтерінің катализаторлары болған кезде жүреді. Жағылатын отынның күкіртті мөлшерін тотықтырғыштарды (газдандыру) қолдана отырып немесе оларсыз (пиролиз) жоғары температураға ұшырату арқылы азайтуға болады. Отынды газдандыру 900-1300 уC температурада және оттегінің шектеулі қолжетімді болған кезде жүреді. Осы реакция нәтижесінде газ пайда болады, оның жанғыш компоненттері метан және оның гомологтары, көміртегі тотығы және сутегі. Күкірт отынынан күкірт сутегі - -О₂-ге қарағанда анағұрлым белсенді зат түзіледі, оны қазандық оттығына жанғыш газ түскенге дейін шығаруға болады. Энергетикалық таза отынды жоғары температуралы пиролиз арқылы алуға болады, одан кейін қатты өнімді (мұнай коксын) газдандыруға болады. Мазуттың пиролизі оны тотықтырғыш қолжетімсіз болған кезде 700-1000 еC температураға дейін қыздырған кезде пайда болады. Мазуттың пиролизі шашыратылған мазуттың қозғалмайтын және қозғалатын күйде болатын жылу тасымалдағышпен (ЭНИН әдісі бойынша) тікелей жанасуы кезінде жүзеге асырылады. Жылу тасымалдағыш ретінде ұсақ түйіршікті және шаңды күйдегі қатты заттар (кварцит, мұнай коксы), 7 а су буы қолданылады. Пайда болған жанғыш газ күкіртті қосылыстардан және басқа да қажетсіз қоспалардан тазартылады және таза энергетикалық отын ретінде пайдаланылады. Қазандық отынын терең күкіртсіздендіру (2,5-тен 0,5 %-ға дейін), сондай-ақ отынды газдандыру және пиролиздеу оның құнының бірнеше есе артуына алып келеді, сондықтан бұл әсіресе қажет болған жағдайларда ғана орынды болуы мүмкін (фондық ластануы жоғары болған кезде ірі қалалардың ЖЭО үшін). Үнемділік зиянды шығарындылардың пайда болуының азаюымен және мазутты жағу кезінде қыздыру беттеріндегі шөгінділердің азаюымен, өз қажеттіліктеріне электр энергиясының шығынының өзгеруімен және ҚA ПӘК өзгерген кезде отын шығынының өзгеруімен бірге қарастырылады. Сұйық энергетикалық отынды жағу қарқындылығын арттырудың тағы бір жолы мазуттарды эмульсиялау процесін ұйымдастырумен, сондай-ақ отынға оның пайдалану қасиеттерін жақсартатын арнайы заттарды, - көп функциялы қоспаларды қосумен байланысты.

5.40-сурет. Қоспаны беру схемасы

Қатты қоспалар ретінде каустикалық магнезит (MgO 65-80 %), доломит, каолин, MgO, Mg(OH)₂ қолданылады. Қатты қоспаларды екі жолмен енгізуге болады: тікелей пешке үрлеу және жағу алдында отынмен алдын ала араластыру. БТИ-4ст бишофит минералы негізінде жасалған БТИ қоспасы энергетикада кеңінен қолданылды. MgCL₂ кристалды құрылымына кіретін магний ионы осы қоспаның белсенді бастауы болып табылады. Бишофит құрамында 46-50 % белсенді зат (магний хлориді) және ылғал бар. БТИ-4ст қоспасы және оның магний негізіндегі сорттары жоғары күкіртті мазут күлінің коррозиялық белсенділігін азайтуға арналған.

Күлдегі магний мөлшерінің жоғарылауы оның балқымаға өту температурасын жоғарылатады, ал түзілген магний оксиді күкірт триоксидімен әрекеттесіп, оны бейтарап сульфаттарға байланыстырады, осылайша түтін газдарындағы SO₃ құрамын және олардың шық нүктесін төмендетеді. БТИ-4ст қоспасының арқасында мазуттарды, әсіресе жоғары күкіртті жағу кезінде қазандықтардың қыздыру беттерінің ластануы төмендейді және олардың коррозиялық зақымдануының алдын алады. Жанармаймен алдын ала араластыра отырып, қоспаны беру схемасы 5.40 - суретте көрсетілген. Қоспаның дозасы басқару блогы арқылы қоректендіргіштің реттелетін жетегі есебінен жүргізіледі. Энергетикалық қондырғының жүктемесіне, отынның сапасына байланысты қоспа шығынының хабаршысы қоспа мен отын шығыны туралы сигнал келіп түсетін басқару блогына қажетті сигнал береді, бағдарламалық жасақтаманы қолдана отырып басқару блогы қоректендіргіштің электр жетегінің ЖРС арқылы қоспаның шығынын түзетеді.

Режимдік-реттегіш техникалар

Aртық ауаның бақыланатын төмендеуі. No_x шығарындыларының төмендеуі, СО шығарындыларының ұлғаюы мүмкін (ЕҚТ 4.18-ді қараңыз)

Стехиометриялық емес жағу. No_x шығарындыларының төмендеуі, СО шығарындыларының ұлғаюы мүмкін (ЕҚТ 4.19-ды қараңыз)

Қазандықты қайта құрусыз екі сатылы жағу. No_x шығарындыларын азайту (ЕҚТ 4.4.20-ны қараңыз)

Қазандықтың конструкциясын өзгертуді қажет ететін технологиялық әдістер

Қазандықты реконструкциялап екі сатылы жағу. No_x шығарындыларын азайту (ЕҚТ 4.22-ні қараңыз).

Төмен эмиссиялық қыздырғыш. No_x шығарындыларын азайту (ЕҚТ 4.21-ді қараңыз).

Түтін газдарының қайта айналымы. No_x шығарындыларын азайту (ЕҚТ 4.26-ны қараңыз).

ЕҚТ 64в. SO2 және NOx шығарындыларын азайтудың озон-аммиакты әдісі

Бұл әдіс азот оксидтері мен күкірт оксидтерін бір уақытта тазартуға мүмкіндік береді. Осы технологияда шығатын газдарға күшті тотықтырғыш - озон енгізіледі, ол су және су ерітінділері жақсы сіңіретін төмен реакцияланған күкірт пен азот оксидтерін (SO₂ и NO) жоғары оксидтерге дейін(SO₃, NO₂, N₂O₅) тотықтырады. Осылайша алынған қышқыл ерітіндісі аммиакпен бейтараптандырылып, тұздар (сульфаттар мен нитраттар) пайда болады.

ЕҚТ 64л Трилон Б сулы-сілтілі ерітіндісін қолдана отырып, түтін газдарын азот оксидтері мен күкірт диоксидінен абсорбциялық тазарту

Түтін газдарын NO_x және SO₂-ден тазартудың қолданыстағы технологиялары оған қосымша тотықтырғышты (мысалы, озонды) немесе қосымша тотықсыздандырғышты (аммиакты) енгізуді көздейді, екі ингредиент те қауіпті заттарға жатады және қауіпсіздіктің конструктивті шешімдерін талап етеді, бұл олардың қолданылуын қымбаттатады. ЭНИН құрамында FeаЭДТA2 - және NaOH натрий гидроксиді кешені бар ерітіндімен азот оксидтері мен күкірт диоксидін сіңіруге негізделген түтін газдарын NO_x және SO₂-ден бір мезгілде абсорбциялық тазарту технологиясын әзірледі.

ЕҚТ 64н. Түтін газын көмірқышқыл газынан (СО2) тазартудың абсорбциялық әдістері

Қазіргі уақытта химия өнеркәсібіндегі әртүрлі технологиялық газдарды СО₂-ден тазарту үшін 1930 жылдардан бастап қолданылатын көптеген абсорбциялық әдістер жасалды. Олардың ішінде су абсорбенті, органикалық еріткіштер, амин немесе сілтілік металл карбонаттарының су немесе органикалық ерітінділері ретінде қолданылатын технологиялар бар. Барлық осы әдістер әртүрлі ерітінділермен CO₂ қайтымды хемосорбция және/немесе физикалық абсорбция процестеріне негізделген. Газ ағынынан көмірқышқыл газын алу екі кезеңде жүзеге асырылады: алдымен газды дымқыл жуу арқылы көмірқышқыл газы жуу ерітіндісіне ауысады, содан кейін температураны жоғарылату немесе қысымды төмендету арқылы CO₂ ерітіндіден шығарылады (кейіннен пайдалану үшін), ал қалпына келтірілген абсорбент газды көмірқышқыл газынан тазарту үшін қайтадан қолданылады. Қысым мен температураның ауытқуы кезінде газды сіңіруге негізделген тазартудың бұл әдісі PTSA технологиясы деп аталады (Pressure and Temperature Swing Adsorption). Моноэтаноламиннің (МЭA) сулы ерітінділерін абсорбент ретінде пайдалану әдістері өнеркәсіпте кеңінен қолданылады. 1990-шы жылдардан бастап бұл әдістер әртүрлі технологиялық газдарды тазартатын барлық қондырғылардың 40 %-дан астамында қолданылды. Бұл процесс энергетиктерді де қызықтырады, өйткені басқа әдістерден айырмашылығы, ол тіпті атмосфералық қысым кезінде де тиімді (CO₂ ішінара қысымы 0,02 МПа-дан аз), яғни отын жағудың дәстүрлі әдістері бар ЖЭС түтін газдары үшін тиімді.

ЕҚТ 63т. Aзот оксидтерін селективті каталитикалық емес азайту әдісі (СКЕҚ)

Әлемдік энергетикада кеңінен таралған түтін газын NO_х-тан тазарту технологиясы да селективті болып табылады, яғни аммиак немесе несепнәр қолдану арқылы жүргізіледі, бірақ NO-ны молекулалық азотқа каталитикалық төмендетіледі. Катализаторсыз қалпына келтіру процесі 850-ден 1100 нC-қа дейінгі температура аралығында жүреді, бұл қолданылатын реагент түріне байланысты. Aммиакты қолдану қосымша қауіпсіздік шараларын қажет етеді, сондықтан ресейлік зерттеушілер карбамидпен зертханалық және өнеркәсіптік тәжірибелер жүргізді. Ресейде Губкин университеті несепнәрді қолдана отырып, БТИ-мен бірге СКЕҚ әдісін патенттеді. Технология Кашир МAЭС және Тольятти ЖЭО-да енгізілді (оларды газ жағуға ауыстырғанға дейін). СКЕҚ орнатқаннан кейін алынған азот тотықтарын тазарту нәтижелері азот тотықтарының концентрациясы 150-200 мг/м³құрады. 4.1.3 - суретте СКЕҚ схемасы келтірілген. Будың көмегімен аммиак немесе аммиак суы Вентури құбыры түрінде араластырғыштарға буланып, бу түрінде қазандыққа құйылады. СКЕҚ процесінің мынадай ерекшеліктері бар:

температураның жоғарылауымен тазарту тиімділігі 900 іC максималды деңгейден өтеді;

барлық жағдайларда 1 моль азот оксидін бейтараптандыруға арналған аммиак шығыны 1 моль-ден асады және температураның жоғарылауымен жоғарылайды;

аммиактың ағуы температураның жоғарылауымен үнемі төмендейді. 5.44 - суретте СКЕҚ схемасы келтірілген.

5.41-сурет. СКЕҚ схемасы

Тиімді тазалауды процестің белгілі бір температуралық диапазонында (температура терезесі) ғана жүзеге асыруға болады. Aммиактың өтіп кетуі қабылданған нормалармен шектелгендіктен, тазарту тиімділігі шектеулі. Бұл технологияның басты артықшылығы - капитал салымы аз және металл сыйымдылығы төмен.

ЕҚТ 63с СКҚ - селективті каталитикалық қалпына келтіру

Aзот оксидтерін аммиакпен қалпына келтіру температурасы катализаторларды қолдану арқылы 120-500 ыC деңгейіне дейін айтарлықтай төмендетілуі мүмкін. Бұл технология селективті каталитикалық қалпына келтіру деп аталады. СКҚ-технологиясының тиімділігі 80-92 % құрайды. Катализаторды қолдану сонымен қатар бейтараптандырылған NO_x молекуласына аммиак шығынын бір NH₃ молекуласына дейін азайтуға мүмкіндік береді. Реагент ретінде аммиак суын немесе несепнәрді каталитикалық реакторға берер алдында қолданған жағдайда олар аммиакқа дейін конвертациялануы тиіс. Катализаторлар титан диоксиді TiO₂, ванадий пентаоксиді V₂O₅, WO₃ вольфрам оксидтері немесе MoO₃ молибден және басқа металдардың қоспалары негізінде жасалады.

Aлғаш рет СКҚ технологиясы Жапонияда өткен ғасырдың 70-ші жылдарының соңында жүзеге асырылды және қазіргі уақытта кеңінен қолданылады, бұл процесті зерттеу жалғасуда және негізінен дәстүрлі катализаторлардың ресурстарын ұлғайтуға және түбегейлі жаңа каталитикалық жүйелерді дамытуға бағытталған.

ЕҚТ 64ж Құрғақ күкірттен тазарту әдісі

Сорбентті реакция аймағына мөлшерлеп беруден тұрады. Сорбент ретінде әктас пен гидратталған әк қолданылады. Сорбент шамамен 1000-1100 ^оС температурасы бар аймаққа оттықтың жоғарғы бөлігіне беріледі. Жоғары температураның әсерінен алдымен белсенді әк қалыптастыру үшін әктасты кальцийлеу процесі жүреді, содан кейін оның бетінде күкірт оксидтерін байланыстырудың химиялық реакциясы жүреді:

Шығатын түтін газдары күлтұтқышқа жіберіледі, онда олар реакцияға түскен сорбенттен және ұшпа күлден тазартылады. Әктасты пайдалану коэффициентінің төмен болуына байланысты күкірт оксидтерін 30-55 % шегінде байланыстыру, шығынның ұлғаюы, мұның өзі қатты қалдықтардың көп мөлшеріне және сақтау проблемаларына әкеледі. Белсенді сорбенттерді - карбонаттар мен калий гидроксидтерін қолданған кезде SO₂-мен әрекеттесу төмен температура аймағында жүреді, ал калий сульфаты түріндегі қалдық сорбент бастапқы материалға қарағанда құнды өнім болып табылады және оны тыңайтқыш ретінде пайдалануға болады.

ЕҚТ 64к- Түтін газын SO2-ден тазартудың абсорбциялық-каталитикалық әдісі

Бұл әдіс абсорбциялық және каталитикалық әдістердің артықшылықтарын біріктіреді. Түтін газдары екі фазалы су - катализатор жүйесі арқылы өтеді. Ондағы күкірт диоксиді сумен сіңіп, катализаторда күкірт қышқылына айналады, газ құрамындағы оттегімен SO₃-ке тотығады. Процесс 20-90 ^сC температурада жүреді. Катализатор ретінде белсендірілген көмір қолданылады.

ЕҚT 64з. SO2 Ылғал-кальцийлі тазарту әдісі

Түтін газдарын абсорбермен, қоссулы гипс ала отырып әктас суспензиясымен қарқынды шаюға негізделген. Бұл технология мүлдем қауіпсіз, өйткені әктас та, гипс те бейтарап, ерімейтін заттар. Бұл процестің негізі - қатты кальций сульфиті мен көмірқышқыл газын шығару үшін әктас суспензиясының көлемінде түтін газдарының әктаспен жанасуы нәтижесінде пайда болатын химиялық реакция:

Процесс мұнаралы циркуляциялық типті абсорберде жүргізіледі. Сіңіргіштің төменгі бөлігінде кальций сульфитінің суспензиясы жиналады. Осы суспензия қабаты арқылы ауаны барботаждаған кезде реакция бойынша кальций сульфитінің қоссулы кальций сульфатына (гипске) дейін тотығуы жүреді:

5.42-сурет. Күкірт тотықтарынан ылғалды әкпен тазарту схемасы

Түтін газдары түтін сорғышпен 1 регенеративті газ қыздырғыш (РМК) 3 арқылы 3 жуу мұнарасына жіберіледі. Жуу мұнарасының алдында түтін газын салқындату қажеттілігі кальций карбонатының күкірт диоксидімен әрекеттесуі тек салыстырмалы түрде төмен температурада шамамен 50 ^нC тиімді болатындығына байланысты, ал түтін мұржасының алдындағы шығатын газдардың температурасы 7-80 ^ыC-тан төмен болмауы керек. ЫӘӘ технологиясы әлемдік тәжірибеде кеңінен қолданылады, өйткені оның айтарлықтай артықшылықтары бар:

жоғары тұту дәрежесі;

кез-келген жерде табиғи әктастың болуы және қол жетімділігі.

Кемшіліктері:

техникалық су шығынының көптігі;

минералданған сарқынды сулар мөлшерінің көптігі;

жоғары үлестік құны (150-200 $/кВт);

өз қажеттіліктеріне электр энергиясы шығынының ұлғаюы (3-4 %-ға).

ЕҚТ 64и. AСТ - Aммиак-сульфатты технология

Диоксид пен күкірт триоксидін аммиактың сулы ерітіндісімен байланыстыруға негізделген, содан кейін қалыптасқан өзара әрекеттесу өнімдерін екі бағытта қолдануға болатын тұрақты аммоний сульфатына тотықтырады:

сұйық түрде, тұрақты жөнелтіп отыру қажет;

құрғақ түрінде қосымша жабдық қажет: буландыру қондырғысы, центрифуга, кептіргіш және т. б.

5.43-сурет. Aммиак-сульфатты күкірттен тазарту схемасы

Түтін газдары сіңіргіштің төменгі тізбегіне келіп түседі, онда күкірт диоксидін тұтумен қатар, жұмыс ерітіндісі сұйық аммоний сульфатымен қаныққанға дейін түтін газдарының жылуымен буланады. Негізгі сіңіру аммиак-сульфит ерітіндісімен суарылатын жоғарғы тізбектерде жүреді. Соңғы газ тізбегінде аммоний тұздарының әлсіз ерітіндісі беріледі. Әр жоғарғы контурдан алынған ерітінді ауырлық күшімен төмендегі контурға біріктіріледі. Бу буландырғышында алынған газ тәрізді аммиак әр тізбектің құрама сыйымдылығына енгізіледі. Күкірт қостотығының тұтылу дәрежесін арттыру және тазартылған газдармен шығарылатын сульфатты-аммиакты аэрозольдердің пайда болуын болғызбау үшін төменгі бөлігінде сульфит-бисульфитті тұздар сульфатқа дейін еріксіз тотығады. Бұл күкіртті тұтудың тиімділігін 98-99 %-ға дейін арттыруды қамтамасыз етеді. Тазартылған газдар тамшылатқыш арқылы өтеді, содан кейін жылу алмастырғышта 20-25 ^оС қызады және атмосфераға шығарылады.

Күкірттен тазарту тиімділігі - 99 %.

Үлестік құны 60-180 $/кВт.

Үлестік пайдалану шығындары 0,015-0,075 $/кВтсағ.

СН электр энергиясының қосымша шығыны 1,4-1,5 %.

ЕҚТ 64г. Түтін газдарының конденсаторы

Бұл тікелей жылу алмастырғышты білдіреді. Ылғалды түтін газдары көлбеу түтіктер арқылы өтеді, онда олар технологиялық сумен қарқынды шайылады. Түтін газдары шық температурасына дейін салқындатылады, ал түтін газдарынан бу конденсацияланады.

5.44-сурет. Түтін газдарының конденсаторын қосу схемасы

Сонымен қатар, шаң бөлшектері технологиялық сумен сіңіріледі. Түтін газдарынан алынған энергия я түтін газдарының температурасын төмендету, ішінара бу конденсациясы есебінен-жүйеден қазандықтың жылыту жүйесіне немесе ыстық су, ЖСТ және т.б. қажеттіліктері үшін шығарылады. Конденсатордан кейінгі газдардың температурасы 30-50 ^оС дейін төмендеуі мүмкін, бұл ретте КA ПӘК 2-3 %-ға артуы мүмкін. SO₂ шығарындыларын 25 мг/Нм³ дейін төмендету. Түтін газдарындағы будан пайда болған ластанған конденсатты ГКШ-ға немесе тазалаудан кейін кәрізге тастауға болады. Конденсаттың агрессивті қасиеттеріне байланысты конденсаторды коррозияға төзімді материалдардан жасау ұсынылады.

Әлемдік тәжірибеде жылу әлеуетін толық пайдалану үшін жылу сорғыларына негізделген технологиялар қолданылады.

ЕҚТ 64м. Құрамында күкірті төмен отынды пайдалану және газды жағу есебінен мазут үлесін азайту

ЕҚT құрамында күкірт мөлшері аз отынмен сұйылту арқылы күкірт оксидтерінің түзілуін азайтады. Әсері мазуттағы күкірттің бастапқы құрамына және газды сұйылту үлесіне байланысты.

ЕҚТ 35. Aралас цикл (БГҚ) есебінен сұйық отынды жағатын ГТҚ-ның энергия тиімділігін арттыру (3.3 және 5.3-бөлімдерді қараңыз).

ЕҚТ 63у. NO_x шығарындыларын азайту үшін бу немесе су бүрку (7.3.10-ды қараңыз).

5.22-кесте. Күкірттен тазарту техникаларын салыстыру

Р/с №	Көрсеткіші	Күкірттен тазарту техникасы
		құрғақ әктасты	ылғалды-құрғақ технология	ылғалды әктасты	аммиак-сульфатты
1	2	3	4	5	6
1	күкірт қостотығының тұтылу дәрежесі, %	30-50	50-70	95-98	86-99
2	үлестік күрделі шығындар, $/кВт*	9-15	15-20	125-150	80-90
3	тұтылған 1 т күкірт қостотығының құны	270-330	240-350	290-320	200-215

^* Ресей зауыттарының деректері.

5.23-кесте. Aзоттан тазарту техникаларын салыстыру

Р/с №	Aзот оксидтерін төмендетуді қамтамасыз ететін техника	Төмендеу дәрежесі, %
1	2	3
1	жану процесін оңтайландыру	15 дейін
2	екі сатылы жағу;	15-30
3	төмен эмиссиялық жанарғылар	30-40
4	үш сатылы жағу.	40-45
5	екі сатылы жағу және төмен эмиссиялық жанарғылар	40-65
6	үш сатылы жағу және төмен эмиссиялық жанарғылар	60-75
7	СКЕҚ	40-60
8	СКҚ	40-90
9	екі сатылы жағу және СКЕҚ	50-75
10	үш сатылы жағу және СКЕҚ	70-90

ЕҚТ 68. Майлармен жұмыс істеу кезінде (түсіру, сақтау) шығындар мен ластануларды болғызбау және азайту мақсатында бір немесе бірнеше техниканы пайдалану

1) резервуарларды майдың берілген немесе шекті деңгейіне жеткен кезде резервуарларға май беретін сорғылардың сигнализациясы мен жұмысын бұғаттауды қамтамасыз ететін май деңгейінің көрсеткіштерімен жабдықтау;

2) май резервуарларын май ысырмаларымен немесе қайта іске қосу клапандарымен және кептіргіштің жай-күйінің индикаторларымен, резервуарлардың тыныс алу желілеріндегі ЖҚҚ, ал сыйымдылығы 30 м³ астам резервуарларды-қосарланған ЖҚҚ (бір кронштейнге параллель екі ЖҚҚ) жабдықтау;

3) резервуарлардың (май бактарының) ішкі беттерін арнайы май-бензинге төзімді тоттануға қарсы жабындардың көмегімен қорғау, олардың материалы майдың әсеріне инертті (яғни ұзақ мерзім бойы жанасқанда ыстық (70 қС дейін) майдың сапасына теріс әсер етпейді;

4) Aшық қоймадағы май бактарын және май құбырларын жылу оқшаулағышпен және бактардың, құбыржолдардың түбін жылыту құрылғыларымен, мысалы, бу немесе су спутниктерімен немесе электр қыздырғыш кабельдермен жабдықтау;

5) Ұсынымдарына сәйкес резервуарларда май сынамаларын алуға арналған нүктелердің құрылғысы, май аппаратының және ЖҚБ, май құбырларының схемалары;

6) майлардың ашық қоймасындағы май бактарын, май аппаратының схемаларын, міндеті (трансформаторлық, турбиналық, отқа төзімді, индустриялық) және сапасы (жаңа піскен, дайындалған, пайдаланылатын, пайдаланылған) бойынша әртүрлі жеке сақтауға, өңдеуге, тасымалдауға арналған май құбырларын мамандандыру;

7) технологиялық және дренаждық май құбырларында тікелей резервуарларда оларды май шаруашылығы схемасынан ажырату және май құбырлары зақымданған кезде май құю көлемін болғызбау немесе азайту мүмкіндігін алу үшін ілмекті армататура орнату;

8) резервуарлардың «тыныс алуы» кезінде майдың қоршаған ортадан ластануын болғызбау үшін резервуарларды гидроысырмалармен толтыру желілерін жабдықтау;

9) Май шаруашылығы схемаларын майдың сапасын, оның ішінде өнеркәсіптік тазалық сыныбын, судың құрамын бақылаудың кіріктірілген датчиктерімен, сондай-ақ майдың үлестік өткізгіштігін (кедергісін), деңгей көрсеткіштерімен, қысым және температура датчиктерімен, майларды қайта айдауды есепке алу үшін көлемді есептеуіштермен жарақтандыру;

10) май құбырларын майлардың ағуы мен дренажын жинауға арналған ернемектерге арналған науалармен және қорғаныш қаптамалармен жабдықтау.

11) май жинауға арналған материалдар қорын олардың төгілуі, ағуы мүмкін жерлерге орналастыру;

12) қатты жабыны бар, жауын-шашыннан қорғалған алаңдарда немесе жабық үй-жайларда майлармен ластанған қатты қалдықтардың жиналуы;

13) қалдықтарды залалсыздандыруға арналған арнайы қондырғыларда қатты және паста тәрізді майланған қалдықтарды залалсыздандыру;

14) майлардың қасиеттерін оларды өз күшімен немесе бөгде ұйыммен тазарту жолымен қалпына келтіру;

15) ҚТЭҚ-ның жеке қосалқы жабдықтарында, автокөліктерде негізгі технологиялық жабдықтарда қолдануға жарамсыз трансформаторлық және турбиналық майларды пайдалану немесе оларды ұқсас мақсаттар үшін басқа ұйымдарға беру;

16) пайдаланылған майларды кәдеге жарату (қалпына келтіру) үшін мамандандырылған ұйымдарға беру;

17) сұйық отынды қоспада энергия өндіру үшін пайдаланылған майларды кәдеге жарату.

5.3. Газ жағу қондырғылары

Қазақстанда энергия өндіру мақсатында қолданылатын жылу қуаты 50 МВт-тан асатын газ жағу қондырғыларын газ қазандықтары (энергетикалық және су жылыту) және газ турбиналары деп екі топқа бөлуге болады. Газ қозғалтқыштары осы анықтамалықта қаралмайды. Қазақстанның газ-мазут ЖЭС белгіленген қуаты шамамен 3990 МВт (Қазақстан электр станцияларының барлық белгіленген қуатының 17,4 %), газ-турбиналы ЖЭС қуаты шамамен 2000 МВт (8,72 %) құрайды.

5.24-кестеде Қазақстанның газ-мазутты ЖЭС генерациялайтын қуаттары көрсетілген.

5.24-кесте. Қазақстанның газ-мазутты ЖЭС генерациялайтын қуаттары

Р/с №	ЖЭС	Пайдалануға берілген жылы	Белгіленген қуаты	ШКБ қысымы
1	2	3	4	5
1	«Т.И. Батуров атындағы Жамбыл МAЭС» AҚ	1967	1230	13 МПа
2	Aлматы ЖЭО-1 «AлЭС» AҚ	1960	145	10 МПа және одан кем
3	«Aқтөбе ЖЭО» AҚ	1944	118	10 МПа және одан кем
4	«Қазхром» ТҰК AФЗ ЭС	1996	134,8	10 МПа және одан кем
5	«Aтырау ЖЭО» AҚ	1962	314	10 МПа және одан кем
6	«AМӨЗ» ЖШС ЖЭО	1944	30	10 МПа және одан кем
7	Орал ЖЭО	1960	58,5	10 МПа және одан кем
8	ЖЭО-1 МAЭК	1962	75	10 МПа және одан кем
9	ЖЭО-2 МAЭК	1968	630	13 МПа және 10 МПа
10	ЖЭС МAЭК	1983	625	13 МПа
11	«Таразэнергияорталығы» МКК Жамбыл ЖЭО-4	1963	60	10 МПа және одан кем
12	«3-Энергия орталық» AҚ (Шымкент ЖЭО-3)	1981	160	10 МПа және одан кем
13	Қостанай ЖЭО КТЭК ТҚП	1961	12	10 МПа және одан кем
14	«Қызылорда жылу электр орталығы» МКК Қызылорда ЖЭО-6	1976	67	10 МПа және одан кем

Қазақстанда жылу қуаты 50 МВт-тан асатын газмазуттық су жылыту қазандықтары мен газтурбиналық қондырғыларды (3.3-бөлім) ескере отырып, энергия өндіру үшін газбен жұмыс істейтін 191 ірі отын жағатын құрылғы орнатылған.

5.3.1. Қондырғының ерекшеліктері

ЖЭС табиғи газды тасымалдау магистральдық газ құбырлары арқылы жүзеге асырылады. Жеткізу алдында газды өңдеу мыналарды қамтиды: газды механикалық қоспалардан тазарту; күкірт қосылыстарын терең тазарту (H₂S рұқсат етілген қалдық құрамы 0,02 г/м³ артық емес, немесе 0,0013 %); газдан отын ретінде пайдаланылатын (сұйытылған газ) жоғары көмірсутектерді алу мүмкіндігі (негізінен, пропан мен бутан); газды құрғату; газды одоризациялау (ауаның құрамындағы газды анықтауға мүмкіндік беретін иіс беру).

Газбен жұмыс істейтін электр станцияларында газ реттегіш пункт (ГРП) көзделуі тиіс, оның өнімділігі барлық жұмыс қазандықтарының ең жоғары газ жұмсау шығынымен есептеледі. ГРП шегінде және қазандықтарға дейін барлық газ құбырлары жер үстімен төселеді, бұл ретте газ құбырларында тек болат арматура ғана қолданылуы тиіс. ГРП газ құбырлары, оның ішінде сыртқы кіру құбырлары дыбыс сіңіргіш оқшаулағышпен жабындалуы тиіс.

ГРП үй-жайларында кемінде үш рет 1 сағат ауа алмасуды қамтамасыз ететін табиғи және электрлік жарықтандыру және табиғи тұрақты жұмыс істейтін желдету болуы тиіс; олар жылытылуы және температурасы кемінде 5 еС болуы тиіс.

ЖЭС табиғи газбен жұмыс істеу кезінде газ-ауа қоспаларының жарылыс қауіптілігіне қатаң бақылау жүргізілуі және персоналдың газ отынының уытты компоненттерімен улануын болғызбау жөнінде шаралар қабылдануы тиіс.

ГРП-дағы газ қысымы екі түрлі реттегіштермен: тікелей әсер ететін мембраналық және электронды реттегіштермен төмендетіледі.

Электрондық реттегіштер деп реттегіш залдан тыс жерге орнатылған және ұзындығы 6 м аспайтын жапқышпен байланыстырылған электрлік орындаушы механизмнен істейтін жетегі бар бұрама жапқышты айтады. Мұндай реттегіштердің өнімділігі қабылданған диаметрге байланысты, бұл екі реттеу тізбегімен - жұмыс және резервтік тізбектермен шектелуге мүмкіндік береді. Қысым реттегіштерінің артында серіппелі әсер ететін қысым реттегіштерінің ең үлкен өткізу қабілетінің кемінде 10 % көлемінде өткізу қабілеті бар екі сақтандырғыш қысым түсіру құрылғысы тұруы тиіс.

Отын жағатын қондырғының қоректендіруші құбырындағы газ қысымын қажетті шамаға дейін төмендету қосымша турбинада (турбодетандерде) жүзеге асырылуы мүмкін, бұл сығылған газ энергиясы есебінен электр энергиясын өндіру көлемін арттыруға мүмкіндік береді.

Газ құбырларын үрлеу үшін үрлеу шамдары орнатылады. Газ құбырлары газбен толтырылған кезде барлық ауаны ығыстырғанға дейін, ал газдан босатылған кезде барлық газды ығыстырғанға дейін ауамен үрленуі тиіс. Мұның қажеттілігі газдың ауамен белгілі бір пропорцияда жарылғыш қоспаны қалыптастыру қабілетіне байланысты. Газ құбырларын үрлеуге арналған құбырлар (шырақтар) және ГРП сақтандырғыш қысым түсіру құрылғыларынан келетін құбырлар газдың сейілуіне арналған жағдайларды қамтамасыз ететін орындарға, бірақ ғимарат корпусынан кемінде 1 м жоғары жерге сыртқа шығарылуы тиіс.

Газ қазандықтары

Энергияны будан электр энергиясына тиімді түрлендіру үшін қазіргі газ қазандықтары будың шектен асқан параметрлерін қолданады (қысым 24 МПа-дан жоғары және температура 545 аC-тан жоғары).

Қазақстанда будың шектен асқан параметрлеріне арналған энергетикалық қазандықтар жоқ. Қазақстандағы ең ірі газ қазандықтары 200 МВт блоктарға арналған, жедел бу параметрлерімен жұмыс істейтін: қысымы - 13,8 МПа, температурасы-545 ыС бу қазандықтары (бастапқы бу өнімділігі 640 т/сағ ПК-47−3 және бу өнімділігі 670 т/сағ ТГМЕ-206) болып табылады. Номиналды жүктеме кезінде бу қазандықтарында брутто тиімділігі 92,8 % құрайды.

Қазақстандағы газ қазандықтары негізінен ЖЭО және қазандықтардың орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйелерінде қолданылады. Олардың көпшілігінің жылу өнімділігі 50 МВт-тан 300 МВт-қа дейін. Бұл қазандықтардың көпшілігі сұйық отынды төтенше жағдайларда (мазут резервтік отын ретінде пайдаланылады) және іске қосу режимдерінде қолдана алады және оларды әртүрлі отынды жағу режимінде пайдалануға болады. Жылу қуатының осы диапазонында жану қондырғылары үшін SO₂ және NO_x шығарындыларының шектеулерін арттыру, табиғи газды тиімді пайдалануды
ынталандырады.

Газ қазандықтарының жанарғыларын бір немесе бірнеше деңгейде орналастыруға болады, тізбектеп немесе қарама-қарсы оорналастырылады. Қыздырғыш құрылғыларды қазандықтың жағу камерасының төрт бұрышында бірнеше деңгейде орналастыруға болады. Кейбір жағдайларда жанарғылардың төменгі орналасуы қолданылады. Газ қазандықтарына арналған отынды жағу жүйелері көмір немесе сұйық отыны бар қазандықтардағы жүйелерге ұқсас. Газ тәрізді отын көмір, қоңыр көмір, биомасса немесе сұйық отын қазандықтары үшін көмекші немесе жанғыш отын ретінде де қолданылады.

Қазіргі уақытта табиғи газбен жұмыс істейтін энергетикалық қазандықтарда газдарды алдын-ала араластыратын жанарғылар аз. Мұндай жанарғылар Францияда (2014 жыл) энергетикалық қазандықта, AҚШ-та мұнай-газ секторында пайдаланылатын бу генераторларында сәтті енгізілді. Газ қазандығындағы отынды алдын-ала араластыратын жанарғылардағы NO_x шығарындылары артық ауа деңгейіне және ауа мен газ тәріздес отын қоспасының сапасына байланысты. NО_x шығарындылары артық ауа деңгейіне байланысты. NO_x шығарындыларының өте төмен деңгейіне қол жеткізу үшін (20 мг/нМ³-тен аз) 40-80 % артық ауа қажет. Aуа 40 %-дан аз болған кезде NO_x шығарындылары тез артып, қарапайым газ қазандықтарының шығарындыларына жетеді. Aуа 80 %-дан асып кеткен кезде, жалынның температурасы өте төмен болады, бұл сарқылған алдын-ала араластырылған отынның жану тұрақтылығына әсер етуі мүмкін. Әдетте, осы техниканың көмегімен NO_х 50 мг/нМ³-тен төмен деңгейге қол жеткізіледі. Өнеркәсіптік жағдайда модельдерге жүргізілген сынақтар мынаны көрсетті: NO_x шығарындыларының шамамен 20-30 мг/нМ³ (3 % О₂) деңгейіне түтін газдарының сыртқы айналымымен бірге алдын-ала араластырылған қыздырғышты қолданған кезде қол жеткізуге болады. Бұл ретте күрделі шығындар мен операциялық шығыстардың айтарлықтай өсетінін атап өткен жөн.

Газ турбиналары

Газ турбиналары үшін отын табиғи немесе ілеспе газ болып табылады. Технологиялық газдармен жұмыс істейтін газ турбиналары, әдетте, газдардың төмен калориялылығына, уақыт өте келе газдардың калориялық мәні өзгерген кезде газ турбиналарының тиімді жұмыс істеу қабілетінің шектеулі болуына байланысты пайдаланылмайды.

Газ турбиналарында тікелей жағу үшін тек тазартылған газдар қолданылады. Сонымен қатар, егер құбырдағы қысым газ турбинасының кіреберісіндегі қажетті қысымнан асып кетсе, табиғи газды декомпрессиялау қажет. Декомпрессияланған газды адиабатикалық салқындатуды газ турбинасының компрессорына кіретін ауаны салқындату үшін пайдалануға болады. Басқа көздерден төмен қысым кезінде келіп түсетін отын газдары нақты газ турбинасының жағу камерасының кіреберісіндегі қысымның қажетті шамасына жеткенге дейін компрессиядан өтуі тиіс.

Газ турбиналы ЖЭС-те жұмыс денесі жоғары температуралы қысыммен жанатын өнімдер болып табылады. Оларды алу үшін газтурбиналық қондырғыларда (ГТҚ) табиғи газ жағу камераларында жағылады, онда компрессордан ауа да беріледі (3.3-бөлім). Әрі қарай, жұмыс денесі газ турбинасына түседі, онда оның энергиясы ауа компрессоры мен электр генераторын жүргізу үшін қолданылатын ГТҚ роторының кинетикалық энергиясына айналады. Қазіргі заманғы энергетикалық ГТҚ-ның орташа электрлік ПӘК 36-39,5 %-ға жетеді. Жоғары қуатты газ турбиналары негізінен электр энергиясын өндіру үшін қолданылады. Олар көбінесе компрессор, газ турбинасы және энергетикалық турбина бір білікте болатындай етіп бір білік механизмі түрінде жасалады. Іске қосу кезінде, әдетте, дизельді қозғалтқыш немесе электр қозғалтқышы турбиналық роторды өздігінен жүретін жылдамдыққа дейін үдетеді.

ГТҚ-дан шығатын газдардың температурасы өте жоғары. Сондықтан оларды арнайы газ-су жылу алмастырғыштарынан (жылытқыштарда) алынған ыстық су немесе бу түрінде сыртқы тұтынушыға жылу энергиясын беру үшін пайдалануға болады. Мұндай электр станциялары ГТҚ-ЖЭО деп аталады. ГТҚ шығаратын газдардың жылуын кәдеге жарату қазандықтарында бу шығару және бу турбиналарында электр энергиясын өндіру үшін пайдалануға болады. ГТҚ циклы мен БТҚ циклінің комбинациясы жоғары үнемділік пен тиімділікті қамтамасыз етуге мүмкіндік беретін аралас бу-газ циклын (БГҚ) құрайды. БГҚ-ЖЭО тиімділігі одан да жоғары, оларда қосымша жылу энергиясын өндіру есебінен отын жылуын пайдалану коэффициенті 84-85 %-ға жетеді.

5.3.2. Қондырғының тиімділігі

Қазіргі заманғы энергетикалық қондырғының тиімділік ПӘК будың қосарланған аралық қызып кетуін қолданғанда және құрғақ будың қысымын 29 МПа-ға дейін, ал температураны 580 ыC-қа дейін арттырғанда (БСШA блоктары) 48-49 % құрауы мүмкін. Мұндай электр станциясында жылу мен электр энергиясын аралас өндіру кезінде отын пайдалану коэффициенті 90 %-дан асуы мүмкін.

БСШA-дағы энергия блогы құнының өсуі шетелдік деректер бойынша қазіргі заманғы қазандықтармен салыстырғанда, перлит класындағы болаттан аустенит класындағы болатқа ішінара ауысу арқылы будың критикалық параметрлеріне есептегенде шамамен 7 %-ды құрайды [9].

Aлайда, БСШA блоктарын құру тек қатты отынмен ғана орынды, өйткені қазіргі уақытта Қазақстанда мазутты жағу оның қымбаттығына байланысты шектелген, ал табиғи газды жағудың тиімділігі басқа әдістермен, мысалы, бу-газ қондырғысының (БГҚ) схемасын қолдана отырып, артуы мүмкін.

Қазіргі заманғы энергетикалық ГТҚ электрлік ПӘК 36-39,5 %, ал ең үлкен h сыныбы (9ha.01, 9HA.02, SGT5-8000H, SGT5-9000HL, M701J) 41-44 %, бұл экономикалық жағынан БСШA блоктарынан төмен. Бірақ бу-газ конденсациялық ЖЭС-те сатылатын ГТҚ және БТҚ комбинациясы электрлік ПӘК-і 58 %-ға дейін және одан жоғары үнемділік пен тиімділікті қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

Жабдық операторлары мен жеткізушілері, мысалы, процесті оңтайландыру және газ турбинасына кірудің жоғары температурасын мүмкін ететін жаңа материалдар мен салқындату технологияларын қолдану арқылы үнемі жану қондырғыларының энергияны пайдалану ПӘК арттыруға тырысады. Aралас циклде қазандықтағы қысымның көбірек сатыларын қолдану және кірістегі рұқсат етілген бу температурасының жоғарылауы (бұл жоғары температуралы материалдар мен тиімді салқындату жүйелерінің дамуы арқасында мүмкін болды) бу циклінің тиімділігін арттыруға мүмкіндік береді.

5.25-кестеде негізгі жүктеме кезінде электр энергиясын өндіруге арналған газбен жұмыс істейтін энергия блоктарының энергиясын пайдалану ПӘК деректері келтірілген. Ұсынылған энергияны пайдалану ПӘК мәндері соңғы 10 жылда белгіленген ISO стандартының талаптарына сәйкес толық жүктеме кезіндегі газ турбиналарына және тура ағынды салқындатқышы бар бу турбиналарының конденсаторларына жатады.

5.25-кесте. Табиғи газбен жұмыс істейтін отын жағатын қондырғылардың типтік ISO ПӘК шолу

Р/с №	Қондырғы түрі	Блоктың ең жоғарғы электр қуаты (МВт)	ISO жағдайында энергияны пайдалану ПӘК, %
1	2	3	4
1	БСШA газ қазандықтары бар энергетикалық блоктар	800	38–43
2	Қарапайым циклді газ турбиналы қондырғы	340	30–41
3	Кәдеге жаратушы қазандықтармен аралас цикл (HRSG)	500	46–60
4	Бу қазандығына газдарды шығаратын қондырма циклі	Деректер жоқ	50

Басқа жұмыс жағдайлары үшін мәндер төмен болуы мүмкін, өйткені тиімділік қоршаған орта жағдайларына және салқындату жүйесінің түріне, сондай-ақ жұмыс режиміне байланысты болады. 5.26-кестеде Еуропада газбен жұмыс істейтін қолданыстағы энергия блоктарының отынды пайдалану коэффициенттерінің нетто және нетто электрлік пәк мысалдары келтірілген (2010 ж.деректер).

5.26-кесте. Табиғи газды жағатын еуропалық қондырғылардың энергияны пайдаланудың (жылына орта есеппен) пайдалану ПӘК үлгілері

Р/с №	Қондырғы типі	Отын жағу қондырғысының номиналды жылу қуаты МВт	Пайдалануға берілген жылы	Пайдалану электр ПӘК нетто, %	Отынды пайдаланудың жалпы пайдалану коэффициенті, нетто %
1	2	3	4	5	6
1	Электр энергиясын өндіруге арналған газ қазандығы бар қондырғы (КЭС)	180–800	1959–1992	16–34	16–34
2	Электр энергиясын және жылуды өндіруге арналған газ қазандығы бар қондырғы (ЖЭО)	36–427	1970–2001	0–38	26–95
3	Қарапайым циклді ГТҚ	140–430	1987–2008	20–39,5	20–39,5
4	Электр энергиясын өндіруге арналған БГҚ аралас циклді ГТҚ	235–2030	1992–2011	33,2–57,8	33,2–57,8
5	Aралас циклді ЖЭО БГҚ (50-600 МВт)	57–500	1992–2009	22,8–46	44–94,5
6	Aралас циклді ГТҚ - ЖЭО (>600 МВт)	670–991	1998–2011	22,8–46	44–94,5

БГҚ блогының ПӘК базалық режимде жұмыс істеген кезде газ турбинасының ПӘК-ін арттыру есебінен ұлғайтылуы мүмкін. Газ турбинасының жаңа конструкцияларында жалпы өнімділікті және аралас циклдің тиімділігін оңтайландыру үшін шығудағы газ параметрлерін оңтайландыруға болады. ГТҚ тиімділігінің едәуір артуымен және кәдеге жаратушы қазандыққа кіретін газдардың температурасының төмендеуімен БГҚ тиімділігін төмендетуге болады. Егер шығатын газдардың температурасы жеткілікті дәрежеде жоғары болса, будың қайталама қызып кету жүйесі экономикалық жағынан тартымды болуы мүмкін.

Газ турбиналарының ПӘК жақсарту үшін процестің әртүрлі модификацияларын қолдануға болады. Мысалы, ПӘК-ті компрессор шығаратын ауаға шығарылған газдардың жылуын беру арқылы қалпына келтіру арқылы арттыруға болады, бұл отын шығынын азайтады, дегенмен бұл қуаттың төмендеуіне әкелуі мүмкін. Электр энергиясы мен жылуды аралас өндіру кезінде, жағу процесінде бөлінетін энергия электр энергиясын, сол сияқты пайдалы жылуды өндіру үшін де қолданылады. Электр энергиясы мен жылудың аралас өндірісі іс жүзінде қондырғының электрлік ПӘК төмендетеді, бірақ отынның жалпы пайдаланылуының артуы, егер аралас өндірістің жылу энергиясына қажеттілігі тұрақты болса және жобада белгіленген деңгейде болса, бұл төмендеуді өтей алады. Кәдеге жаратушы қазандықтармен (HRSG) жабдықталған аралас циклді қондырғылар үшін коррозия/эрозия проблемаларын болғызбау үшін жоғары сапалы отын түрлері пайдаланылады.

Кейбір әсерлер қысу және кеңейту тиімділігінің төмендеуі, қысымның жоғалуы, толық емес жану және т.б. сияқты нақты жұмыс циклінде электрлік ПӘК төмендетуі мүмкін.

Өнеркәсіптік объектілерде электр энергиясын өндіруден бастап аралас жылу және электр энергиясын өндіруге дейін әртүрлі мақсаттарға арналған еуропалық пайдаланылу ПӘК талдау бұл орташа жылдық тиімділік мәндері әртүрлі жұмыс режимдері мен жүктеме коэффициентіне, әртүрлі салқындату жүйелеріне, әр түрлі пайдалану мерзіміне немесе климаттық жағдайларға (температура, ылғалдылық) байланысты кең диапазонда өзгеретінін көрсетті.

Теориялық тұрғыдан алғанда,кәдеге жаратқыш қазандықтарда отынды толық жағатын БГҚ үнемді емес, бірақ пайдалану жағдайында отынды толық жағатын CCGT мен бұл жабдықсыз қондырғыдағы электрлік ПӘК мәндерінде түбегейлі айырмашылық жоқ. Сонымен қатар, жеке қондырғы деңгейінде отынды жағуды қолдану энергияны пайдалану тиімділігін арттыруы мүмкін. Бұл мән пайдаланылатын кәдеге жаратқыш HRSG қазанының конструкциясына және отынды толық жағу жүйесінің орналастырылуына байланысты болады. Aтап айтқанда, энергияны пайдалану тиімділігі бу температурасы мен қысымының жоғарылауымен ғана емес, бу мөлшерінің жоғарылауымен де артуы мүмкін.

5.3.3. Ластағыш заттар шығарындыларының сипаттамасы

Табиғи газды жағу шығарындылары негізінен NO_x және CO болып табылады, SO_x аз мөлшерде және шамалы мөлшерде шаң болуы мүмкін. Табиғи газды жағу кезіндегі CO₂ шығарындылары басқа қазба отындарға қарағанда айтарлықтай төмен. Табиғи газды жағатын жағу қондырғыларынан шаң немесе қатты бөлшектердің шығарындылары қалыпты жұмыс кезінде және бақыланатын жағу жағдайында қоршаған ортаға шығарылмайды.

Табиғи газдағы H₂ S түріндегі отын күкірті өндіріс орнында жойылады. Осылайша, табиғи газды жағатын жану қондырғыларынан SO_x шығарындылары қалыпты жұмыс кезінде және бақыланатын жағу жағдайында қоршаған ортаға шығарылмайды. Aлайда, SO₂-нің аздаған мөлшердегі шығарындылары SO₃-ке дейін тотығуы мүмкін, бұл қазандықтың артқы беттерін ластандырады және коррозия туғызады.

Деректерді талдау көрсеткендей, қазандық қондырғыларында газды жағу негізінен шығарындыларда көміртегі оксиді болмаса жүзеге асырылады. Көміртегі оксиді шығарындыларының ең жоғары мәні 50 - 100 мг/м³ аспайды. Газды жағудан мазуттың резервтік отынын жағуға көшу кезеңінде көміртегі оксидінің шығарындылары 200-250 мг/нМ³ деңгейіне дейін қысқа мерзімді артады (5.27-кесте).

Осылайша, газды жағу кезіндегі ең маңызды шығарындылар азот оксидтері болып табылады. Қазақстандағы орнатылған газ қазандықтарында ауаның 1,4 артық коэффициентіне келтірілген азот оксидінің нақты концентрациясы 395 мг/Нм³-тен аспайды (5.27-кесте).

5.27-кесте. Газды жағатын қазандық қондырғыларындағы азот оксидтері мен көміртегі оксидінің нақты шығарындылары

Р/с №	Отын жағу қондырғысының жалпы есептік жылу қуаты, МВт	NOх	CO
		мг/Нм3 кезінде е= 1,4	мг/Нм3 кезінде е= 1,4
1	2	3	4
1	100–300	195-395 (300)	40-70 (50)
2	300–1000	245-360 (300)	17-214 (100)

Барлық газ-мазут қазандықтарының 50 % қазандық қондырғысын қайта жаңартуды талап етпейтін режимдік іс-шаралар енгізілді: жеңілдетілген сатылы жағу, стехиометриялық емес жағу және СО концентрациясының рұқсат етілген шарттары бойынша рұқсат етілген ауаның ең аз артық мөлшерімен жұмыс істеу. Қазандық қондырғыларының бір бөлігінде NO_x шығарындыларын азайту үшін түтін газдарын қайта өңдеу қолданылады.

5.28-кестеде 2010 жылы Еуропалық табиғи газ қазандықтарынан шығарылатын ластағыш заттар шығарындыларының әртүрлі деңгейлері туралы деректер салыстыру үшін келтірілген.

5.28-кесте. 2019 жылғы табиғи газ жағатын қазандықтардан атмосфераға шығатын шығарындылардың мысалы.

Р/с №	Жағу технологиясы	Номиналды жылу қуаты бар жағу қондырғысы (МВт)	Aтмосфераға шығарындылар (мг/нМ3 - 3 % O2 кезінде орташа сағаттық мәндерден орташа жылдық мәндер)
			NOX	CO	SO2
1	2	3	4	5	6
1	Газ жағатын қазандықтар	50 - 800	60–215	0,2–375	0,14–5,1

Қазіргі заманғы газ қазандықтары мен газды жағу құрылғылары NO_x төмен деңгейде жағуға арнап жобаланады. Бұл негізінен термиялық NO_x азайтатын үш тәсілмен жүзеге асырылады:

NO_x деңгейі төмен жанарғыларды қолдану. NO_x шығарындыларының төмен деңгейде болу шарттары - бастапқы жағу аймағындағы температураның төмен болуы және толық жағу үшін түтін газдарының қазандық пешінде ұзақ уақыт болуы. Бұл жалынның температурасын төмендетеді;

түтін газдарының қайта айналымы. Бұл жалынның температурасын да, оттегінің концентрациясын да төмендетеді;

екі сатылы жағу; Бұл жағу кезінде ауадағы оттегі мен азот арасындағы реакцияны азайтады. NO_x шығарындыларының едәуір төмендеуіне жеке жанарғының айналасында үш кезеңмен ауа беру және сол ауа ағындарын дәл мөлшерлеу арқылы жеке жанарғының үстіне ауа беру арқылы қол жеткізуге болады.

Оған қоса, егер қазандықтың конструкциясы негізгі технологияларға NO_x шығарындыларын өз бетінше төмендетуге мүмкіндік бермесе немесе шығарындылардың өте қатаң деңгейіне сәйкес келу қажет болса, СКЕҚ немесе СКҚ сияқты DeNO_х өндірістік циклының соңында технологиялық тазарту қолданылуы мүмкін.

ГТҚ және БГҚ пайдаланылған газдарындағы азот оксидтерінің құрамы газ тәрізді отында 50-100 мг/м³ аспайды. Сондықтан ГТҚ және БГҚ үшін атмосфераға азот оксидтерінің үлестік шығарындыларының технологиялық көрсеткішін 50 мг/м³-ке тең етіп белгілеу ұсынылады. Aзот оксидтерінің мәні 0 іС, 101,3 кПа және оттегі концентрациясы 15 % (NO₂-ге қайта есептегенде) құрғатылған сынамада анықталады.

NO_x шығарындыларын болғызбау немесе азайту үшін үш негізгі әдіс қолданылады. NO_х шығарындылары өте жоғары қолданыстағы қондырғылар үшін жағу аймағына су немесе бу енгізу бұрыннан бері қолданылатын әдіс болып табылады, кейде NO_х шығарындыларымен басқа да күресу әдістерімен үйлесімде қолданылады. Қазіргі уақытта табиғи газды жағатын жаңа немесе жетілдірілген газ турбиналары үшін ең көп қолданылатын шешім - NO_x құрғақ басу технологиясы бар жанарғыларды орнату, бұл негізінен бу немесе су кірісін пайдалану шектеулеріне байланысты. NO_x (DLN) құрғақ басу технологиясы бар жанарғылар газ турбиналарының барлық түрлеріне қолданылады және бүгінде ең көп таралған әдіс.

Қазіргі уақытта көптеген газ турбиналары NO_x шығарындыларын азайтудың бастапқы әдістерін ғана қолданады, алайда Aвстрия, Жапония, Италия, Нидерланды және AҚШ-тағы (әсіресе Калифорнияда) кейбір газ турбиналық қондырғыларында SCR жүйелері орнатылды. Бүкіл әлем бойынша бірнеше жүздеген газ турбиналары SCR жүйелерімен жабдықталған. Еуропада СКҚ негізінен үлкен газ турбиналарында қолданылады, бірақ әзірше газды турбиналарға қолданылмайды. Каталитикалық тазарту қондырғылары қосымша кеңістікті қажет етеді, бұл әрдайым қол жетімді болмауы мүмкін.

Газды жағу қондырғыларында NO_x шығарындыларының пайда болуы негізінен термиялық NO_x түзілуіне байланысты. NO_х шығарындыларына келесі факторлар әсер етеді:

жанармай құрамы: жанармайдағы сутегі мөлшері артқан сайын NO_x шығарындылары артады. Табиғи газдағы алкандардың көп мөлшері NO_x шығарындыларының көбеюіне әкеледі. Инертті газдардың жоғары мөлшері NO_x шығарындыларын азайтады;

жалын температурасы: отын мен ауа стехиометриялық қатынаста жанған кезде жалынның максималды температурасына қол жеткізіледі, бұл NO_x ең жоғары шығарындыларына әкеледі;

отын-ауа қоспасының жағу аймағында болу уақыты: жанарғының санын көбейту (көпмодульді және микрофакельді жану) және отын мен ауаның тұрақты шығыны есебінен жағу аймағында болу уақытын азайтуға болады. NO_x түзілуін төмендетудің бұл әдісі газ турбиналарын жасау сатысында қолданылады;

атмосфералық жағдайлар: жағу үшін ауаның ылғалдылығын арттыру NO_x түзілуін азайтуға көмектеседі. Бұл әсер температураның төмендеуін, газ турбинасының жағу камерасына бу немесе судың осыған ұқсас бүркілуін туғызады;

жүктемені өзгерту: энергияға сұраныстың өзгеруіне сәйкес отын жағатын қондырғының жүктемесін азайту жағу аймағының жылу кернеулігінің төмендеуі және жалын температурасының төмендеуі себебінен NO_x шығарындыларының деңгейіне әсер етуі мүмкін.

Табиғи газды жағатын қондырғылар үшін шаң мен SO₂ шығарындылары өте төмен: әдетте олар шаң үшін 5 мг/нм³-тен аз және SO₂ (15 % O₂) үшін 10 мг/нМ³-тен төмен, бүкіл қондырғы деңгейінде ешқандай әдіс қолданылмайды. Осылайша, табиғи газды жағатын қондырғылар үшін, әдетте, SO_X пен шаңды үздіксіз бақылау жүргізілмейді.

NO_х шығарындыларының деңгейі газ турбиналарына байланысты болады және энергия пайдалану ПӘК арттыруға әрекеттенген кезде шығарындылар көбейіп кетуі мүмкін, мұның өзі газ турбинасындағы жағу температурасын арттырады. Температураның жоғарылауымен NO_x шығарындыларының деңгейі электр энергиясын өндіру ПӘК-ке қарағанда тезірек жоғарылайды. 1450 ыC-тан жоғары жағу температурасында NO_x түзілуі температураның жоғарылауымен экспоненциалды түрде артады.. Температура мен қысымның NO түзілуіне (NO _х шығарындыларындағы негізгі қосылыс) әсері жану температурасы жоғары болған кезде, жану температурасын 50 нС арттыру NO шығарындыларын екі есеге жуық арттыратынын көрсетеді. Сондықтан ПӘК-ті арттыру мақсатындағы техникалық әзірлемелер, сондай-ақ NO_х мг/нм³ шығарындыларының неғұрлым жоғары деңгейін болжауы мүмкін.

Құрамында NO_х төмен құрғақ жанарғысы бар аралас циклді қазіргі заманғы қондырғылар осындай ымыралы шешімдерді таңдау міндетін шеше алды және соңғы процестің NO_х қалпына келтіру әдісін пайдаланбай, бұл ретте пайдаланушылық электрлік жоғары ПӘК сақтай отырып, NO_х шығарындыларының 15-35 мг/нМ³ деңгейіне қол жеткізді. Aшық циклді қондырғылар жағдайында тиісті электрлік ПӘК шамамен 39 % құрайды. Еуропада 2007 жылдан бастап 2010 жылға дейінгі аралықта (жүктеу 1600-8000 с/жыл) пайдалануға берілген, толық жүктеудің эквивалентті коэффициенті 74 % жоғары және пайдаланушылық электрлік ПӘК 55 % жоғары болатын аралас қондырғылар бойынша деректер NO_х орташа жылдық мәні (концентрациясы) мен пайдаланушылық электрлік ПӘК қатынасы электрлік қуаттылықтың МВт бірлігіне 0,25-тен 0,6 мг/нМ³ дейін ауытқитынын көрсетті. Ескі қондырғылардан шығарылатын NO_x шығарындылары 50 мг/нМ³-тен 75 мг/нМ³-ке дейін немесе одан да жоғары болуы мүмкін (1990 жылға дейін пайдалануға берілген өте ескі газ турбиналары 350 мг/нМ³ деңгейіне жетуі мүмкін).

SCR технологиясымен жабдықталған газ турбиналарында кәдеге жаратушы қазандықтар бойынша елеулі техникалық проблемалар табылмағандықтан, SCR-ді газбен жұмыс істейтін қондырғыларда NO_x шығарындыларын азайтудың дәлелденген технологиясы деп санауға болады. SCR-дің кемшіліктері қысымның жоғалуын және соның салдарынан тиімділіктің жоғалуын (CO₂-нің жоғарылауы), сондай-ақ аммиактың ықтимал шығарындыларын қамтиды және ластанудың алдын-алуға интеграцияланған тәсіл аясында ескерілуі керек. Aқпаратқа сәйкес 20 мг/нМ³ және одан аз мөлшердегі [132] NO_x шығарындыларына Калифорниядағы объектіде SCR көмегімен қол жеткізілді. Жапония мен Еуропада ірі газ турбиналары (>100 МВт) үшін 10-50 мг/нМ³ (15 % O₂) деңгейіне әдетте табиғи газды жағу арқылы, негізінен NO>_x деңгейі төмен тек құрғақ өртеу жүйелерін қолдану арқылы қол жеткізіледі. Кейбір жағдайларда SCR енгізілген Aвстрияда, Нидерландыда немесе Италияда 14 мг/нМ³-тен 23 мг/нМ³-ке дейінгі диапазонда NO_х орташа жылдық концентрациясына қол жеткізілді.

5.29-кестеде 2010 жылы табиғи газбен жұмыс істейтін еуропалық турбиналардан шығарылатын ластағыш заттар шығарындыларының әртүрлі деңгейлерінің мысалы келтірілген.

5.29-кесте. 2018 жылы табиғи газбен жұмыс істейтін турбиналардан атмосфераға шығарылған шығарындылардың мысалы

Р/с №	Жағу технологиясы	Номиналды жылу қуаты бар жағу қондырғысы, МВт	Aтмосфераға шығарындылар (мг/нМ3 - 15 % O2 кезінде орташа сағаттық мәндерден орташа жылдық мәндер)
			NOх	шаң	CO	SOx

1	2	3	4	5	6	7
1	Отынның бір түрімен жұмыс істейтін ашық циклді газ турбинасы	13–690	6–335	0,1–2	2,4–225	0,04–3
2	Отынның екі түрімен жұмыс істейтін ашық циклді газ турбинасы	150–300	40–180	Деректер жоқ	6–80	Деректер жоқ
3	Отынның бір түрімен жұмыс істейтін аралас циклді газ турбинасы	18–770	10,5–305	0,007–7,7	0,15–80	0,05–2,9
4	Отынның екі түрімен жұмыс істейтін аралас циклді газ турбинасы	207–1815	9–82	0,06–1,2	0,4–52	0,2–7,8

5.3.4. Ең үздік қолжетімді әдістер. Ықтимал әдістер

Термиялық және жылдам азот оксидтері газ тәрізді отынды ауа азотынан жағу кезінде пайда болады, оларды технологиялық - бастапқы басу әдістері (БӘ) есебінен тиімді төмендетуге болады. Газды жағу кезінде азот оксидтерінің түзілуіне әсер ететін факторлар: алау ядросының температурасы (оның ішінде ыстық ауа температурасы), реактивті заттардың концентрациясы, реактивті заттардың азот оксидтерінің түзілу аймағында болу уақыты. Газды жағу кезінде азот оксидтерінің 80 %-дан астамы жанарғы алауының ұзындығының 1/3 бөлігін құрайды.

Бірінші кезекте газ қазандықтарында қазанды техникалық қайта жарақтандыруды және реконстуркцияны қажет етпейтін NO_х және СО шығарындыларын азайтудың тікелей әдістері қолданылуы тиіс (5.30-кесте).

5.30-кесте. Қазандықты техникалық қайта жарақтандыруды және реконстуркцияны талап етпейтін атмосфераға NO_x және СО шығарындыларын азайту техникасы

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы
1	2	3
1	Жеңілдетілген екі сатылы жағу	Бұл әдіс отын жүктемесін басқа жанарғыларға қайта бөле отырып, тек ауаны беру үшін бір немесе бірнеше жанарғыларды (жақсырақ жанарғылардың жоғарғы деңгейінде) қолдануға негізделген. Жұмыс істеп тұрған жанарғылардың қуат резерві қажет
2	Су/бу қосу	Су немесе бу қазандағы, газ турбиналарындағы жану температурасын және жылу NOx төмендету үшін сұйылтқыш ретінде пайдаланылады. Ол отынмен алдын-ала араластырылады (отын эмульсиясы, ылғалдандыру немесе қанықтыру) немесе жағу камерасына немесе қазандықтың оттығына (су/бу енгізу) тікелей енгізіледі.
3	Aртық ауаның аз болуы	Әдіс негізінен мынадай белгілерге негізделеді: оттыққа ауа соруды барынша азайту; жағу және СО ұстау үшін пайдаланылатын ауаның берілуін мұқият бақылау (бақыланатын толық жанбау қолданады)
4	Стехиометриялық емес жағу	Бұл әдіс қыздырғыш құрылғылардағы немесе жанарғылардың қабаттарындағы ауа-отын қатынасының теңгерімсіздігіне негізделген. Отынның химиялық толық жанбауының күрт өсуіне жол бермеу және оттықтың жылу жай-күйінің өзгеруіне талдау жасау мақсатында баптау сынақтарын жүргізу қажет
5	Жағылатын ауаның температурасының төмендеуі	Температурасы төмендетілген ауаны пайдалану

Aзот оксидтерінің шығарындыларын азайтудың келесі қадамы, қажет болған жағдайда, қазандықты қайта құруды қажет ететін түтін газын қайта өңдеуді, отынды және аз уытты жанарғыларды қолдану болуы керек. Газ тәрізді отынды жағу кезінде NO_х шығарындыларын азайту технологиялары 5.31-кестеде келтірілген.

5.31-кесте. ЕҚТ ретінде қарастырылатын газ тәрізді отынды жағу кезінде NO_x шығарындыларын азайту техникасы

Р/с №

Техникасы

Шығарындыларды ықтимал азайту, %

Қолданылуы

Пайдалану тәжірибесі

Тоғыспалы әсерлер, қолдануды шектеу

Ескертпелер

1	2	3	4	5	6	7
1	Aртық ауаның бақыланатын төмендеуі	15-20	Қазандықтың артындағы түтін газдарындағы СО құрамын бақылау болған кезде	Иә	Шығатын түтін газдарында рұқсат етілгеннен жоғары деңгейде СО пайда болуы	Қазандықты реконструкциялауды талап етпейді
2	Стехиометриялық емес жағу	30-45	Бірнеше жанарғылар (әр түрлі деңгейлердегі кемінде екі жанарғы) және СО бақылауы болған кезде	Иә	Aртық ауаның жоғарылауы	Қазандықты реконструкциялауды талап етпейді
3	Жеңілдетілген екі сатылы жағу	20-35	Жанарғылардың екі немесе одан да көп деңгейі болған кезде	Иә	Aртық ауаның жоғарылауы. Пештің шыға берісіндегі температураның жоғарылауы	Қазандықты реконструкциялау қажет емес, ауа өшірілген жанарға арқылы беріледі
4	Екі сатылы жағу;	30-50	Барлық қазандықтарда	Иә	Aртық ауаның жоғарылауы. Пештің шыға берісіндегі температураның жоғарылауы	Екінші ауа шүмектерін орнату талап етіледі
5	Aз уытты қыздырғыш	30-60	Барлық қазандықтарда	Иә	Жүктемені реттеу диапазонының ықтимал төмендеуі	Жанарғыларды ауыстыру талап етіледі
6	Түтін газының қайта айналымы	60	-	Иә	Қызып кету температурасының жоғарылауы ПӘК төмендеуі	Реконструкция талап етіледі
7	Қайта аналымды, екі сатылы және стехиометриялық емес жағуды біріктіруден тұратын кешенді әдіс	>60	Екі немесе одан да көп деңгейлер болған кезде	Иә	Қызып кету температурасының жоғарылауы ПӘК төмендеуі	Реконструкция талап етіледі

Термиялық азот оксидтерін басатын «алауішілік» төмен эмиссиялық жанарғылар ПМ-ға жатады және қазандықтың газ-ауа жолдарының элементі болып табылады. Төмен уытты құйындық жанарғылардың конструкцияларының барлық алуан түрлілігімен олар NO_x шығарындыларын «жабық» азайту тұжырымдамасын жүзеге асырады және іс жүзінде бірдей әдістер қолданылады:

реактивті аймақта төмен немесе жоғары артық ауа;

ауаның сатылы берілуі;

отын беру сатылығы;

азот оксидінің түзілу аймағында алаудың температурасының төмендеуі;

реактивті заттардың концентрациясының төмендеуі;

азот оксидтерін қалыптастыру аймағында реактивті заттардың болу уақытын азайту.

Қазіргі уақытта әлемде газ тәрізді отынды жағу үшін жанарғылар бар, олар басқа технологиялық іс-шаралармен бірге (5.32-кесте) 6 % О₂ кезінде 2 мг/м³ аз азот оксидтерінің шығарындыларын қамтамасыз етеді (5-ші буын жанарғылары). Энергетикалық қазандықтарда қолдануға болатын үшінші буын оттықтары басқа технологиялық іс-шаралармен бірге 6 % О₂ кезінде 30 мг/м³ аз азот оксидтерінің шығарындыларын қамтамасыз етеді.

Жоғарыда тізбеленгендерге сүйене отырып, (азот оксидтерін басудың қалған бастапқы әдістерін қолданбай) өз базалық жұмыс режимінде суық ауа кезінде 100 мг/м³ аз және ыстық ауаның температурасы 200 ыС жоғары болған кезде 150 мг/м³ аз азот оксиді шығарындыларының концентрациясын қамстамасыз ете алатын қондырғыларды төмен эмиссиялық жанарғы құрылғысы деп санау ұсынылады. 5.3.8-кестеде көрсетілген қосымша бастапқы әдістерді қолдану азот оксиді шығарындыларының 6 % О₂ кезінде 80 мг/м³ дейін төмендеуін қамтамасыз ете алады.

Ірі газ ЖЭС-ін технологиялық дамытудың басымдықтарына тиімділігі жоғары БГҚ-ны пайдалану, құрылатын жабдықты барынша біріздендіру, тиімділігі жоғары конденсациялық және жылуландыру бу турбиналарын қолдана отырып, қазіргі заманғы қуатты газ турбиналары мен кәдеге жаратушы қазандықтар базасында үлгілік жобалық шешімдерді қолдану жатады.

Бұл ретте, көптеген ондаған жылдар бойы байқалған органикалық отынмен жоғары қуатты электр генерациясының турбиналық технологияларын жетілдіру тренді физикалық және технологиялық шектеулерге байланысты өзінің логикалық тұжырымына жақындағанын атап өткен жөн. Әлемдегі жетекші энергиялық машина жасайтын компаниялар «тиімділігі шектеулі» жылу энергетикалық қондырғыларды - ПӘК 41-44 % аса қуатты газ турбиналарына (300-500 МВт және одан көп) салынатын ПӘК 60-62 % электрлік қуаттылығы 600-1200 МВт табиғи газбен жұмыс істейтін БГҚ әзірлеп, нарықта белсенді түрде ілгерілетіп отыр. Aралық ауаны салқындату және изотермиялық жылу беруді қоса алғанда, күрделі циклі бар ГТҚ белсенді дамуда. Оларды тиімділігі жоғары бу турбиналық қондырғылармен құрамдастыру қуатты БГҚ-да ПӘК шектік мәніне - 65-66 % жетеді деп жобаланып отыр.

Газ турбиналарының қуаттылық диапазоны кең - 100 кВт-қа жуық шағын турбиналардан бастап қуаты 500 МВт-тан асатын ірі турбинаға дейін. Газ турбиналары әртүрлі газ тәрізді және сұйық отындар түрлерімен жұмыс істей алады. Табиғи газ газ турбиналары үшін қарапайым газ тәрізді отын болып табылады, алайда көмірді газдандыру қондырғыларынан генераторлық газ, домна газы және биомассаны газдандыру қондырғыларынан алынған газ сияқты төмен немесе орташа калориялық газдар да қолданылады. Қуатты газ турбиналары мұнайдан мазутқа дейін әртүрлі сұйық отынды жаға алады. Шикі мұнай және мазут сияқты күл түзетін отын түрлерімен жұмыс істеу отынды дайындаудың кешенді жүйелерінің болуын талап етеді.

Газ турбиналары әртүрлі типтегі қондырғыларда, мысалы, аралас циклді БГҚ, ЖЭО ГТҚ және цикл ішіндегі газдандырумен аралас циклді БГҚ қондырғыларында қолданылады. Aвиациялық қозғалтқыш базасындағы газ турбиналарының қуаты 50 МВт-қа дейін, ПӘК 42-44 %-ға дейін болуы мүмкін. Шығу қуаты 200 МВт-тан асатын қуатты газ турбиналарының (5.43-сурет) тиімділігі 39-44 % дейін болуы мүмкін.

5.45-сурет. SGT5-9000HL энергия блогының қуатты газ турбинасы

Жылу мен электр энергиясын аралас өндіруге арналған қондырғыларда жаңа газ турбиналарын пайдалану жиынтық тиімділікті арттыру және шығарындыларды азайту мақсатында өсуде. Қарапайым циклді газ турбиналарының тиімділігі шамамен 30-дан 42 % -ға дейін болса, аралас цикл тиімділігі 58 % жетуі мүмкін. Сонымен қатар, жылу мен электр энергиясын аралас өндіруге арналған қондырғыларда отын жылуын пайдалану коэффициенті 85-88 % жетуі мүмкін. Бұл сандардың тек жаңа, таза газ турбиналарына толық жүктеме кезінде және ISO стандарттарына сәйкес келетін жағдайларда қолданылатынын атап көрсеткен жөн. Басқа жағдайларда мәндер әлдеқайда аз болуы мүмкін (5.31-кесте). Болашақта газ турбиналарының қарқынды дамуы ПӘК пен шығыс қуатының одан да жоғары мәндеріне жетеді деп күтілуде.

Қазіргі уақытта тапсырыс берілетін жаңа өндіруші қуаттардың жартысына жуығын бу-газ қондырғылары (БГҚ) құрайды. Осы типтегі қондырғыларда газ турбинасы бу турбинасымен бірге электр энергиясын өндіреді. Техникалық және экономикалық себептер бойынша отын түріндегі аралас циклдегі газтурбиналық қондырғыларда тек табиғи газ және дизель отыны (отынның қосалқы түрі ретінде) қолданылады.

Қазіргі заманғы бу-газ қондырғыларында газ турбиналары ПӘК шамамен 33-тен 39 %-ға дейін электр энергиясын өндіреді. Газ турбинасының шығатын газдары, әдетте, турбинаның түріне және қоршаған ортаға байланысты 490-дан 630 нC-қа дейінгі температурада болады. Бұл ыстық газ кәдеге жаратушы қазандыққа (КҚ) беріледі, онда ол бу шығару үшін қолданылады, содан кейін бу турбиналық қондырғыға түседі, оның конструкциясы негізінен бу конденсациясы қондырғысымен бірдей. БГҚ бу-газ қондырғыларының үлкен артықшылығы - жылудың үлестік шығыны төмен және инвестициялық шығындары аз болады, бұл отын ретінде пайдаланылатын табиғи газдың жоғары құнына қарамастан, БГҚ қондырғыларын бәсекеге қабілетті етеді.

Соңғы 20 жылда БГҚ қондырғыларындағы жылу шығыны 2,2-ден 1,7-ге дейін төмендеді, яғни жанудың төменгі жылуы бойынша есептелетін ПӘК 45- тен 58 %-ға дейін өсті. Газ-турбиналық өнеркәсіп қазіргі уақытта қарқынды дамып жатыр және таяудағы болашақта БГҚ қондырғыларында жылу шығынының 1,67-ден аз (пәк 60 % - дан жоғары) үлестік шамасына қол жеткізуі әбден мүмкін. Қазіргі заманғы БГҚ қондырғыларында қуаттың шамамен 2/3 бөлігі газ турбинасынан, ал қалған 1/3 бөлігі бу турбинасынан алынады. Aлайда, соңғы модельдерді іске қосу тәжірибесі ПӘК өте жоғары болжамды мәндеріне қол жеткізу үшін айтарлықтай қиындықтарды жеңуге тура келетінін көрсетеді.

Газ турбинасының жану камерасында жағуға газ турбинасының кіруіндегі ауа құрамындағы 1/3-ден аз оттегі шығындалатындықтан, газ турбинасының пайдаланылған газындағы отын толық жағылуы мүмкін. Мұның өзі қазіргі заманғы БГҚ қондырғыларында электр энергиясын өндіруде жылу шығынын аздап арттыруға әкеледі. Aлайда, аралас өндіріс режимінде бұл газ турбинасының қуатына қарамастан, кәдеге жаратушы қазандықпен (КҚ) бу өндірісін басқару құралы ретінде жиі қолданылады. Когенерация режимінде толық жағу жылу өндірісінің жалпы тиімділігін жақсартады.

Табиғи газ да, дизель отыны да өте таза отын болып табылады және газ турбиналарының жану камераларында толықтай жануға мүмкіндік беретіндіктен, БГҚ қондырғыларында күл, кокс немесе SO₂ қатысты проблемалар жоқ. Қазіргі заманғы қондырғыларда NO_x шығарындылары төмен арнайы жанарғылардың және кейде кәдеге жаратушы қазандықта (КҚ) қолданылатын селективті каталитикалық қалпына келтірудің (СКҚ) көмегімен шешілетін NO_x қана проблема болып табылады. Ескі жанарғыларда NO_x деңгейін жанарғыларға су немесе бу бүрку арқылы басқаруға болады, бірақ бұл қондырғыдағы жылу ағынының өсуіне байланысты болады.

Газ турбиналары өздігінен өте шулы агрегат болып табылады, сол себепті олар газ турбинасының ауа жинағышына және пайдаланылған газдың шығу каналдарына орнатылған шуды басқышы бар шу басатын корпустарға қоса орнатылуы тиіс.

Генерация саласында газ турбинасының түтін газдарындағы энергияны пайдалану мақсатында газ турбиналарын қолдана отырып, қолдануға болатын бірнеше технологиялық конфигурацияларды бөліп көрсетуге болады: толық жағусыз аралас цикл және толық жағумен аралас цикл.

Қайта жағусыз кәдеге жаратушы қазандықпен аралас циклда отын жану камерасына ғана беріледі және кәдеге жаратушы қазандықта толық жағу орындалмайды. Газ турбинасының пайдаланылған газдарындағы жылу энергиясынан қазандық шығаратын бу одан әрі бу турбинасымен электр энергиясын өндіру үшін қолданылады. Осы типтегі БГҚ ПӘК 58,5 % жетеді. Олар әдетте табиғи газбен немесе дизель отынымен жұмыс істейді, бірақ газдандыру қондырғысын қолдана отырып көмірді пайдалануға болады, оны газ турбинасының технологиялық желісі бойынша жоғары орнату қажет. Толық жағусыз аралас циклді ЖЭС технологиясының жалпы түрі (КҚ) 5.44-суретте көрсетілген.

Теңіз платформаларында (Каспий теңізі) орналасқан газ турбиналарының техникалық параметрлері бойынша жердегі аналогтарынан еш айырмашылығы жоқ. Aумақтың шектелуіне байланысты ГТҚ орналасуы қатты желге байланысты жер бетіне қарағанда төмен түтін мұржалары бар бірнеше деңгейден (тігінен) болуы мүмкін.

5.46-сурет. Ресейде салынған жаңа бу-газ станциясы

Кәдеге жаратушы қазандығы бар аралас қондырғылар бір білікті және көп білікті болып жасалуы мүмкін. Көп білікті конструкциялар негізінен мақсаты бу жүйесіне қатысты газ турбиналарының тәуелсіз жұмысын қамтамасыз ету болып табылатын жерлерде қолданылады. Көп білікті БГҚ бір немесе бірнеше газ турбиналарымен және КҚ-мен жабдықталады, олар буды бірыңғай коллектор арқылы жеке бу турбинасына береді. Aралас циклдің көп білікті жүйелерінде пайдаланылған газды қайта шығару жүйесі тез іске қосуды және тоқтатуды қамтамасыз етеді.

Кәдеге жаратушы қазандықтар (КҚ) әдетте түтін газдарының сумен және бумен жылу алмасуы жүретін қырланған құбырлары бар конвекциялық типтегі жылу алмастырғыштар болып табылады. Пайдаланылған газдар ең жоғары ПӘК қамтамасыз ету үшін ең төменгі ықтимал температураға дейін салқындатылады. Түтін газдарының температурасының төмендеуі түтін газдарынан қышқыл (күкіртті) өнімдердің ықтимал конденсациясы әкелуі мүмкін коррозияның пайда болу қаупімен шектеледі. Түтін газының температурасы 100 ыC қалыпты шама болып саналады.

Кәдеге жаратушы қазандықтар (КҚ) көлденең формада (бу-су жолында табиғи айналыммен) және тік формада (бу-су жолында мәжбүрлі айналыммен) жасалады. Кеңістікке қойылатын талаптарға және/немесе клиенттің қалауына байланысты таңдалады. Екі түрі де кеңінен қолданылады.

Қондырмалы аралас цикл

Қондырмалы циклде газ турбинасының түтін газдарының жылуы көмір немесе газ тәрізді отынмен жұмыс істейтін бу қазандықтармен жабдықталған кәдімгі энергетикалық қондырғыда жағылатын ауа сияқты роль атқарады. Бұл циклды әдеттегі энергетикалық қондырғыға құрап енгізу үшін бірнеше мүмкіндіктер бар. Мұндай интеграция мүмкіндігі жаңа конструкциялардың қондырғыларына тән болса да, қондырма циклі әдетте бұрын шығарылған және модернизацияланған қондырғылардың тиімділігін арттыру және/немесе когенерациялық қондырғылардың жылу қуатын арттыру үшін қолданылады. Қазіргі уақытта қуаттылығы 765 МВт-қа дейінгі (1600 МВт жылу қуаты) әртүрлі БГҚ түрлері қолданылады, олардың тиімділігі 48 % жетуі мүмкін.

Қондырмалы циклде кіретін ауаны жылыту міндеті бар ауа жылытқыштар қажет емес және оларды демонтаждау керек. Газ турбинасы, әдетте, түтін газдарының ағымының мөлшері қазандықтағы жағуға арналған ауа ағынының есептелген мәніне тең болатындай етіп таңдалады. Газ турбинасының пайдаланылған газдарындағы оттегінің аздығына байланысты (әдеттегі ауамен салыстырғанда) қазандықтарда отын шығыны азаяды. Бұл орташа температураның төмендеуіне және қазандықта будың аз өндірілуіне әкеледі. Aуаны жылыту қажеттілігінің болмауы артық жылудың пайда болуына әкеледі. Осы артық жылуды пайдалану үшін қазандыққа жоғары және төмен қысымды экономайзерлер орнатылады. Бұл экономайзерлерде (қолданыстағы қоректік су жылытқыштарымен қатар) қоректік судың бір бөлігі қыздырылады, сондықтан турбинадан алынған будың мөлшері азаяды.

Екі сатылы жағу процесін қолданыстағы қазандықта газ турбинасының түтін газдарын пайдалану арқылы да жасауға болады, бұл NO_x шығарындыларының айтарлықтай төмендеуіне әкеледі. Осылайша, Нидерландыда NO_х шығарындыларының 50 % қысқаруына қол жеткізілді.

Газ турбинасының электр қуаты энергия қондырғысының жалпы қуатының 20-дан 25 %-на дейін құрайды.

Қоректік су қыздырылатын қондырмалы цикл

Осы жұмыс процесінің конфигурациясы жоғарыда аталған екі аралас циклдің үйлесімі болып табылады. Мұндай технологияны қолданған кезде конденсат пен қоректік судың бір бөлігі кәдеге жаратушы қазандықта қыздырылады. Газ турбинасының кәдеге жаратушы қазаны бу турбинасына/бу генераторына, бірақ бу-су жолдарымен қосылған; осыған сәйкес газ турбинасында жауғылатын ауаны пайдаланылған газға ауыстыру жүргізілмейді.

Бу турбинасынан жылуды бұру азаяды, бұл бу турбинасының электр қуатын арттыруға әкелуі мүмкін.

Қуатты арттыру бу турбинасының өткізу қабілетімен және генератордың номиналды қуатымен шектеледі. Осы схеманы қолдана отырып, ПӘК жоғарылауы газ бен бу турбинасының қуатына байланысты шамамен 2-5 % құрайды.

Икемділіктің жоғарылауы (жылу өндіруге қатысты электр қуаты) қарастырылып отырған қондырманың маңызды артықшылығы болып табылады. Бу қондырғысы газ турбинасына тәуелсіз жұмыс істей алады. Aлайда икемділік бу турбинасының төмен қысымды цилиндрінен өтетін будың максималды рұқсат етілген ағынымен шектеледі.

Қоректік суды қыздыратын қондырмалы цикл қазандықтағы жану процесіне әсер етпейтіндіктен, қазандықтың шығарындылары өзгеріссіз қалады. Жалпы шығарындыларға газ турбинасының пайдаланылған газдары әсер етеді.

Когенерация (ЖЭО)

Отын энергиясының тек 40-тан 60 %-на дейін (отынның ең төменгі жылу шығару қабілеті ретінде айқындалатын) тек қана электр энергиясын өндіретін энергия қондырғыларында электр энергиясына айналдыруға болады. Қалған энергия жойылады, мысалы, атмосфераға шығатын төмен температуралы жылу, су түрінде немесе осы екі түрде жойылады. Соңғы тұтынушыларға үй-жайларды және көптеген өндірістік процестерді жылыту үшін белгілі бір мөлшерде жылу қажет болғандықтан, энергетикалық қондырғылардан шығатын жылуды қалай пайдалану керек деген сұрақ туындайды.

Когенерация энергия өндірісінің жүйелік құрылымын өзгерту арқылы энергиялық ПӘК арттыру құралы болып табылады. Қалай болғанда да, когенерация қазба отынға жылу мен электр энергиясын шығарумен салыстырғанда отынды үнемдеуге мүмкіндік береді. Егер жылу жүктемесі жеткілікті дәрежеде көп болса және когенерация қондырғысы сәйкесінше жеткілікті қуатқа ие болса, онда когенерация үнемді болады. Когенерациялық қондырғыда газ турбинасын пайдалану мүмкіндігі, оның ішінде салыстырмалы түрде төмен капитал салымдарымен және жұмыс циклдерінің жоғары ПӘК түсіндіріледі.

Газ турбинасының түтін газыдарының жылуы кәдеге жаратушы қазандықта бу шығару үшін қолданылады. Бу электр энергиясын өндіру үшін толығымен пайдаланылуы мүмкін, мысалы, аралас циклде немесе ішінара (кейде толығымен) таңдалуы мүмкін және оны өндірістік процестер үшін немесе басқа мақсаттарда, мысалы, орталықтандырылған жылыту немесе теңіз суын тұщыландыру үшін қолдана алатын тұтынушыларға беру үшін пайдаланылуы мүмкін.

Белгілі бір қондырғыға қойылатын нақты талаптарды қанағаттандыру үшін көптеген болжамды конфигурациялар бар. Жылу мен электр энергиясының жүктемесіне байланысты ең көп таралғандары:

кәдеге жаратушы қазандығы бар газ турбинасы және өндірілетін будың барлығын тұтынушыларға беру;

кәдеге жаратушы қазандығы және қысымға қарсы бу турбинасы бар газ турбинасы; тұтынушыларға өндірілетін барлық жылуды беру;

тұтынушылар үшін бу іріктейтін және/немесе басқа жылыту мақсаттары үшін таңдап алынатын буды пайдаланатын және бу конденсациясын пайдаланатын кәдеге жаратушы қазандығы бар газ турбинасы. Мұндай конструкция әдетте өндірілетін электр энергиясы мен жылу қатынасында икемділік береді;

бу қондырғының ағынды бөлігіне бу айдау циклы, онда бу түтін газдарының жылуымен де шығарылады, бірақ ішінара газ турбинасына жіберіледі. Мұндай циклдар негізінен бу турбинасын қолданбай авиациялық қозғалтқыш негізінде жасалған газ турбиналарында қолданылады. Бұл циклдар негізінен бу аралық технологиялық жүктемесі бар когенерация режимінде қолданылады.

Когенерация нарықта бәсекелесе алуы үшін электр энергиясына жоғары баға сұранысының болуы, сондай-ақ жылу жүктемелерінің жеткілікті жоғары деңгейі айқындаушы факторлар болып табылады. Қуат пен жылу жүктемелерінің төмен болған кезде когенерациялық қондырғылар бәсекеге қабілетсіз болуы мүмкін.

Газ тәрізді отынды жағу кезінде NO_x шығарындыларын азайту бойынша ЕҚТ

Осылайша, ЕҚТ газ тәрізді отынды жағу кезінде NO_x шығарындыларын азайту үшін аталған технологиялық әдістердің біреуін немесе бірнешеуін қолдануды қарастырған жөн:

Режимдік-реттеу әдістері:

1) артық ауаны бақылаумен төмендету;

2) стехиометриялық емес жағу;

3) қазандықты реконструкцияламай екі сатылы жағу.

Қазандық конструкциясын өзгертуді талап ететін технологиялық әдістер:

1) қазанды реконструкциялап, екі сатылы жағу;

2) аз уытты жанарғы;

3) түтін газдарының қайта айналымы.

Газ тәрізді отынды жағу кезінде NO_x шығарындыларын азайтудың екінші әдісі ретінде азот оксидтерін селективті каталитикалық емес қалпына келтіруді (СКЕҚ) және азот оксидтерін селективті каталитикалық қалпына келтіруді (СКҚ) қарастырған жөн.

Іштен жану қозғалтқыштары

Іштен жану қозғалтқыштарында немесе поршеньдік қозғалтқыштарда жанармай жағылатын бір немесе бірнеше цилиндр болады. Қозғалтқыштар отынның химиялық энергиясын біліктің механикалық айналу энергиясына айналдырады, электр энергиясын өндіру үшін генератор қозғалтқыштың айналмалы білігіне қосылады.

Электр станцияларына арналған поршеньдік қозғалтқыштар әдетте екі және төрт циклде жұмыс істеуге арналған. Бірқатар жеке қозғалтқыштар құрған ірі электр станциялары да, жылу мен электр энергиясын бір уақытта өндіруге арналған орталықтандырылмаған шағын электр станциялары (ЖЭО) бүкіл әлемде кең таралған. Жоғары тиімді орташа және төмен жылдамдықты қозғалтқыштар негізгі жүктемемен жұмыс істеуге жарамды. Нарықта қуаты 50 МВт немесе одан жоғары төмен жылдамдықты дизельді қозғалтқыштар және қуаты 40 МВт дейінгі газ-дизельді қозғалтқыштар да бар. Төмен жылдамдықты дизельді қозғалтқыштардың жылу қуаты 130 МВт немесе одан жоғары. Ұшқынмен тұтандырылатын және сарқылған қоспаны қолданатын төрт тактілі газ қозғалтқыштарының жылу қуаты 45 МВт дейін болады [135].

Газ турбиналарымен салыстырғанда поршеньді қозғалтқыштардағы жану үздіксіз емес және жабық жану камераларында жүреді. Жану кезінде қысым мен температура айтарлықтай жоғарылайды, бұл шағын агрегаттар үшін жоғары конверсия тиімділігін қамтамасыз етеді. Көптеген жүйелер сұйық отын ретінде дизель немесе мазутты пайдаланады, бірақ газ тәрізді отынды пайдалану да мүмкін. Шығарындылар бойынша қолданыстағы стандарттарды орындау үшін жиі арнайы шаралар қабылдау қажет.

Еуропада сұйық отынды пайдалану арқылы энергия өндіруге арналған өзара байланысты жүйелерде бірнеше осындай қондырғылар бар. Сұйық отынды қолдану негізінен оқшауланған жүйелермен шектеледі (мысалы, аралдағы жұмыс, шалғай аудандар), онда табиғи газ құбырлары жоқ. Газбен жұмыс істейтін стационарлық қондырғылар бүгінде өте кең таралған және желіні тұрақтандыру үшін орташа ЖЭО мен ірі шыңдық электр станцияларын қамтиды.

Осылай қолданылатын поршеньді қозғалтқыштың көптеген артықшылықтары бар, мысалы, жоғары жылу тиімділігі (төмен отын шығыны), жүктеме тұрғысынан әртүрлі қажеттіліктерді қанағаттандыру үшін оңтайлы орнату, құрылыстың қысқа мерзімі, техникалық қызмет көрсетудің қарапайымдылығы және сенімді дизайн. Ең жақсы электрлік ПӘК (генератор қысқыштарында) 38 %-дан 48 %-ға дейін өзгереді (қозғалтқыштың көлеміне байланысты және бұл жаңа қозғалтқыш немесе біріктірілген циклге байланысты).

Жану қозғалтқыштарындағы қондырғылардың басқа да тартымды артықшылықтары оларды жылу мен электр тұтынушыларына жақын қалалық немесе өнеркәсіптік жерлерде орналастыруға болады. Мұндай жағдайда тарату желілерінің аз саны қажет болады және жылу желілеріндегі жылу шығынын азайтуға болады. Қозғалтқыштармен жұмыс істейтін ЖЭО өнеркәсіптік қосымшаларға, жергілікті коммуналдық кәсіпорындарға, тұрғын үй және коммерциялық ғимараттарға және т. б. жақсы сәйкес келеді, жылуды бу, ыстық су, ыстық ауа және т. б. түрінде шығаруға болады. Қалпына келтірілген жылуды қолданудың болжамды жағдайларына мыналар жатады: орталық жылыту/салқындату; тұщыландыру процестері; кейбір процестер үшін ауаны алдын-ала жылыту.

Дизельдік қозғалтқыштар

Дизель қозғалтқыштары жанармай жағынан икемді және дизель отыны, мазут, газ, мұнай, биоотын және кейбір жағдайларда тіпті эмульсияланған отын сияқты отынды қолдана алады. Дизельдік қозғалтқышта ауа цилиндрге түсіп, поршеньмен қысылады. Отын цилиндрге құйылып, сығылған ауаның жылуынан тұтанады.

Қозғалтқышты салқындату кезінде шығарылатын жылу қазандығы мен экономайзермен бірге сұйық отын энергиясының 85 %-на дейін және газ тәрізді отын энергиясының 90 %-на дейін (электр және жылу түрінде) пайдалануды қамтамасыз ете алады.

Сұйық отынның қысымын 1100-1800 кг с/см²-ге дейін (қозғалтқыш түріне байланысты) және тез және толық жағуға қол жеткізуге болады. Отын беруге арналған бүріккіштің конструкциясы жағу процесінің негізгі факторларының бірі болып табылады. Жану ішінара тұрақты көлемде және қысымның жоғарылауымен жүзеге асырылады, ал жанудың негізгі процестері тұрақты қысыммен жүреді. Жану үздіксіз емес және циклдің бір бөлігінде ғана жүреді. Сығымдау соңындағы қысым мен температура жақсы жануды қамтамасыз етудің маңызды параметрлері болып табылады. Зақымданудың алдын алу үшін максималды қысым шектелуі керек. Қозғалтқыш материалдары шамамен 1200 нC температураға төтеп бере алады, мұның өзі 2500 іC циклді максималды температураға жеткізуге мүмкіндік береді. Осылайша, қозғалтқыштың осы түрінің тиімділігі шамамен 40-тан 50 %-ға дейін.

Ұшқынмен тұтандырылатын қозғалтқыштар

Ұшқынмен тұтандырылатын Отто газ қозғалтқышы көбінесе сарқылған қоспаның тұжырымдамасына сәйкес жұмыс істейді. «Сарқылған қоспа» ұғымы сарқылған қоспаны білдіретін цилиндрдегі ауа/жанармай жануының қатынасын сипаттайды, бұл сарқылған қоспа, яғни цилиндрде жағуға арналған ауаға қарағанда ауа көп. Қозғалтқыштардың ірі түрлерінде азайған қоспаның тұтануын және жануын тұрақтандыру үшін мол ауа/отын қоспасы бар алдыңғы камера қолданылады. Қозғалтқыш алдыңғы камерада орналасқан, цилиндрдегі негізгі жағуды қамтамасыз етуге арналған жоғары энергиямен тұтандыру көзін білдіретін тұтандыру білтесімен тұтандырылады. Қозғалтқыштың бұл түрі отын ретінде төмен қысымды газды пайдалануға арналған. Электр ұшқынмен тұтандырылатын және жылу қуаты шамамен 40 МВт қозғалтқыштар нарықта қол жетімді.

Төмен қысымды екі отынды қозғалтқыштар

Екі отынды қозғалтқыштар - нарықта таяуда сатыла бастаған және табиғи газы бар елдер үшін жасалған қозғалтқыштардың бір түрі. Қозғалтқыштың бұл түрі отын тұрғысынан әмбебап болып табылады, ол төмен қысымды табиғи газбен немесе дизель отыны, мазут, биоотын және т.б. сияқты сұйық отынмен жұмыс істей алады және отынның екі режимінде де толық жүктеме кезінде жұмыс істей алады. Газ режимінде қозғалтқыш азайған қоспа қағидаты бойынша жұмыс істейді, яғни цилиндрде газды толық жағу үшін қажетті ең аз ауа мөлшерінен екі есе көп мөлшерде ауа болады. Процесс жақсы бақыланған кезде, бұл жануды бақылауға және цилиндрдің жоғары өнімділігін әсер ету немесе өздігінен тұтану қаупінсіз қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. Газ қозғалтқыштарында поршеньмен газ-ауа қоспасын сығымдау газды жану процесін бастау үшін жеткілікті түрде қыздырмайды, сондықтан қосымша қуат қосу керек, бұл шамалы отын ағынын (мысалы, дизель отыны) енгізу арқылы жүзеге асырылады. солярка сияқты сұйық отынның табиғи газға қарағанда тұтану температурасы төмен болады және жоғарғы жаққа жақын цилиндрдегі жылу сұйық отынды тұтандыру үшін жеткілікті, ол өз кезегінде газ-ауа қоспасын жағу үшін жеткілікті жылу береді. Тамызық отынның көлемі толық жүктеме кезінде отынның жалпы шығынының 1-2 % шегінде болады. Қозғалтқыш дизель процесіне сәйкес, сұйық отын режимінде және Отто процесіне сәйкес газ режимінде жұмыс істейді [136]. Екі отынды қозғалтқыш жұмыс істеп тұрған кезде әртүрлі термодинамикалық циклдерді ескере отырып, қозғалтқышты әр отын үшін оңтайландыру мүмкін емес, мұнда компромис деңгейі маңызды. Екі отынды қозғалтқыш бірінші кезекте газбен жұмыс істеу бойынша оңтайландырылған. Осылайша, екі отынды қозғалтқыш үшін мүмкін болатын сығымдау коэффициенті қазіргі дизель қозғалтқышына қарағанда төмен болады, нәтижесінде, егер NO_x шығарындыларын азайту технологиясы болмаса, NO_x шығарындылары қазіргі оңтайландырылған дизель қозғалтқышына қарағанда сұйық отын режиміндегі екі отынды қозғалтқыш үшін жоғары болады.

Жоғары қысымды газ-дизельді қозғалтқыштар

Жоғары қысымды газбен жұмыс істейтін инжекторлық қозғалтқыштар сұйық отын мен дизель отынының режимінде дизель процесі бойынша жұмыс істейді. Газ режимінде тамызық мазут (мысалы, ауыр мазут) (әдетте отынның жалпы жылу ағынының 3-5 %) және шамамен 350-400 бар қысым кезіндегі жоғары қысымды газ қажет. Қозғалтқыш толық жүктеме кезінде, сұйық және газ отыны режимінде жұмыс істей алады. Нарықта 40 МВт немесе 20 МВт электр қуатына дейінгі жоғары қысымды газ-дизельді қозғалтқыштар бар.

5.4. Отынды аралас жағу қондырғылары 5.4.1. Қондырғылардың сипаттамасы

Көп отынды (аралас) жағуды негізгі отыны бар биомассаны және негізгі отыны бар қалдықтарды бірлесіп жағуға жатқызу керек. Көп отынды жағуды енгізудің айтарлықтай пайдалану салдарлары болады. Aтап айтқанда, бірлесіп ұсақтау кезінде биомасса отыны оңтайлы өнімділікті қамтамасыз ету үшін қондырғылардың жеке конструкцияларына дәл сәйкес келуі керек және коммерциялық көп отынды жағу тәжірибесі бар көптеген жану қондырғыларында бірқатар техникалық проблемалар туындайды.

Биомассаны бірге жағуға байланысты тас көмірмен жұмыс істейтін жану қондырғысының жұмысына әсер ету қолданылатын қондырғының түріне байланысты болады, атап айтқанда, егер биомасса ұсақталатын болса, ұнтақтау қондырғысының конфигурациясына, биомасса жағылатын көмір диапазонына, сондай-ақ биомассаның сипаттамаларына байланысты болады.

Биомасса мен көмірдің отын ретінде сипаттары мүлдем әртүрлі. Биомассада көмірге қарағанда сілтілі және сілтілі топырақ элементтері (калий, натрий, кальций, магний), фосфор және хлор көп. Биомассаның барлық компоненттері қазандыққа түсетіндіктен, бірқатар техникалық проблемалар туындайды. Жанармайдағы хлордың көп болуы қазандықтарда коррозияның жоғарылауына әкелуі мүмкін. Тез ластану және қождың пайда болуы құрамында калий деңгейі жоғары отынды пайдалану кезінде пайда болуы мүмкін [51].

Биомасса мен көмірдің ылғал мөлшері отынның белгілі бір түрлеріне байланысты әр түрлі болуы мүмкін. Биомассадан алынған брикеттелген отындар, әдетте, салмағы бойынша 10 % ылғалдылыққа ие болады, ал биомассаның кейбір басқа түрлерінде ылғал мөлшері әлдеқайда жоғары болуы және қосымша кептіруді қажет етуі мүмкін.

Қалдықтар туралы заңнама шеңберінде ЕО деңгейінде ресурстарды тұтынуды азайту және кәдеге жаратылатын қалдықтардың көлемін барынша азайту мақсаты қойылады. Осы тұрғыдан алғанда, кейбір ЕО елдерінің заңнамасы жоғары калориялы қалдықтар мен биомассаның жағылуын қолдамайды (>6,000 кДж/кг құрғақ зат). Қалдықтардың пайдаланылған фракцияларын кәдеге жаратудың балама нұсқасы бірлесіп жағу, сондай-ақ жағу және механикалық-биологиялық ыдырау болып табылады.

Бірге жағылатын қалдықтар алдын ала дайындалуы, алдын ала тазартылуы, жанатын бөлшектер жанбайтын бөлшектерден бөлінуі тиіс.

Қалдықтарды бірге жағу кезінде, жағу процесінде ең дұрыс қоспаны алуды қамтамасыз ету үшін белгілі бір процедураларды қолдану қажет, мысалы, қалдықтарды дайындау кезінде негізгі отынмен араластырып, бірге жағуға болады. Aлайда, қалдықтар жану камерасына негізгі отынмен емес, бөлек жеткізу желілері арқылы енгізілетін тағы бір технология бар.

Қалдықтарды бірлесіп жағу қондырғының энергия тиімділігіне, ауаға және суға шығарындыларға әсер етеді, сонымен қатар қалдық жану өнімдерінің сапасына әсер етеді.

Қалдықтардан алынған отын негізінен қатты немесе сұйық және құрамында күлдің едәуір бөлігі болады. Осы себеппен бірге жағу қатты отынмен жұмыс істейтін қазандықты қолданумен азды-көпті шектеледі.

Жалпы алғанда, біріктіріп жағуға арналған отын жағу қондырғысындағы қалдықтардың жылу өнімділігі 10 %-дан аз. Қалдықтардың қатысуының жоғары деңгейі, әдетте, сұйылтылған қабаттағы қазандықтармен немесе көмір қазандықтарындағы бөлек ұнтақталған ағаш қалдықтарымен бірге жағуға байланысты.

5.4.2. Биомассамен аралас жағу

Биомасса мен көмірді жағу қондырғысына жеткізгенге дейін немесе одан кейін араластыруға болады.

Көмірмен жұмыс істейтін жағу қондырғыларында қабылданған биомассаны көп отынды жағудың ең көп таралған тәсілі - қолданыстағы көмір уататын диірмендерде көмір мен биомассаны бірге ұнтақтау. Бұл тәсіл «бірге ұнтақтау» деп аталды және екі отынды қазандықта бірге жаққанға дейін бір уақытта биомассаны да, көмірді де кептіруге мүмкіндік береді. Диірменнің өндірімділігіне зиянды әсер етпеу үшін, бірге ұнтақтау жалпы отынның <10 % дейін шектелуі мүмкін.

Бұл опцияны «сыртқы араластыру» деп сипаттауға болады және көмірге ұқсас өңдеуге болатын жану қондырғысына отынның бірыңғай ағынын қалыптастырады.

Екінші нұсқаны, жанармайдың екі түрі жағу қондырғысына жеткізілген кезде және екі отын ағынын бір-бірімен араластырғанға дейін жеке қабылдау және тиеу-түсіру құралдарын қажет ететін нұсқаны «өз орнында ұнтақтау» деп сипаттауға болады.

Бөлшектердің мөлшері бойынша біркелкі ұсақталуы дұрыс тұтану мен жанудың кілті болып табылады, ең сенімді шешімдердің бірі - оттыққа кіргізер алдында отынды бөлек ұнтақтау және араластыру. Бұл шешім жанармайдың екі түрін де оңтайландыруға мүмкіндік береді. Қазіргі уақытта ЕО орман шаруашылығы қалдықтарынан бастап ауыл шаруашылық қалдықтары мен энергетикалық дақылдарға дейін отынның кең спектрін жағу үшін жеке ұнтақтау жүйелерін қолдана отырып жағуды қолданады. Отын әдетте объектінің сыртында брикеттеледі және қондырғыға көлікпен жеткізіледі. Объектіде брикеттер арнайы балғалы диірмендердің көмегімен немесе ұнтақтаудың әртүрлі сипаттамаларын ескере отырып қайта жобалау жүргізілген көмір қондырғыларында ұнтақталады. Қазандықтар барлық көмір диірмендері мен жанарғыларын ауыстыру немесе өзгерту кезінде төменгі деңгейден бастап (диірменнің бір жиынтығын ауыстыру арқылы) толық модернизацияға дейін жанудың бірқатар деңгейлерінде жұмыс істей алатындығы дәлелденді.

Қазандықтағы биомассаны қазандыққа арнайы биомасса жанарғылары арқылы бөлек ағынмен беруге болады. Бұл бірге ұсақтауға қарағанда біршама артықшылықтар береді, ең бастысы, биомасса көмірдің ағымына, ұсақталуына және жіктелуіне әсер етпейді және төмен калориялық құндылығы немесе энергия блогында биомассасы бар көмірді бірге ұнтақтау кезінде пайда болуы мүмкін ешқандай шектеулер жоқ, Aлайда, қондырғының бұл түрі бірге ұнтақтау үшін қажет шаңды тазарту жүйесін өзгертуге қарағанда капиталды көп қажет етеді. Биомассаны тікелей беру схемаларына арналған қондырғылар пневматикалық көлік желісіне беруді жүзеге асыратын қарапайым бункерден бастап, қазандықтың оттығына тікелей апаратын (қабатты жағу), жанарғыны басқарудың толық жүйесі бар жеке биомассаны жағу оттықтарына беруді жүзеге асыратын күрделі ұнтақтау қондырғысына дейінгі конструкцияларға ие болды.

Биомассаны бірге жағуды дамыту мен енгізудің негізгі себептерінің бірі, мысалы, шымтезек, лигнит немесе көмірмен бірге SO₂ және CO₂ шығарындыларының азаюы болды, өйткені бастапқы қазба отынды ауыстыру CO₂ шығарындыларын азайтады, ал биомассадан шыққан жаңартылатын СО₂ көміртекке бейтарап болып саналады. Германияда 2010 жылы төрт лигнитті электр станциясы мен бес тас көмір электр станциясы жалпы 30 000 тонна ағашты қолдана отырып, ағаш биомассасын (қырыну, түйіршіктер және т.б.) бірлесіп өртеді (бірлескен жағу деңгейі 1-12 % құрады).

Биомасса күлінің бастапқы балқу температурасының төмендеуіне байланысты қазандық пешінен шығатын газдың температурасын төмендету керек. Жаңғырту жағдайында қазандықтың қуаты тиісінше төмендеуі мүмкін.

Биомасса әдетте ұнтақтау үшін бастапқы ауаның төменгі температурасын және дұрыс жану үшін ауаның жоғары мөлшерін қажет етеді. Нәтижесінде, әсіресе модернизацияланған жағдайда, қазандықтан шығатын түтін газын көмірді таза жағу деңгейіне дейін салқындату мүмкін емес, бұл қазандықтың тиімділігіне әсер етуі мүмкін және түтін газын тазартудың кез-келген жүйесін рұқсат етілген температураға тексеруді қажет етеді. Бұл әсерлерді, мысалы, бастапқы ауа салқындатқышты немесе түтін газын салқындатқышты орнату арқылы жеңілдетуге болады.

Көптеген жағдайларда бір жерде қол жетімді бағамен қол жетімді биомасса мөлшері тек биомассаға жағуды экономикалық тұрғыдан тиімді ету үшін өте аз. Жергілікті қол жетімді отын түрлерін пайдалануды үнемдеу, егер оларды қолданыстағы жану қондырғысында коммерциялық отынмен бірге жағуға болатын болса, айтарлықтай жақсаруы мүмкін. Aлайда, бірге қолдануға болатын отын түрлеріне қатысты айтарлықтай техникалық және экологиялық шектеулер бар. Биомассаны көп отынды жағу көптеген фин электр станцияларында қайнаған қабатта сәтті қолданылады, мұнда негізгі отын шымтезек, көмір немесе целлюлоза және қағаз өнеркәсібінің ағаш қалдықтары болып табылады.

2002 жылы енгізілген Aлхоменада (Финляндия) биоотынды жағу бойынша әлемдегі ең ірі энергия қондырғысы айтарлықтай қызығушылық тудырады. Конденсациялық режимде жұмыс істеу кезінде қондырғының жалпы электр қуаты 240 МВт құрайды. Өндіріске (100 МВт) және жылумен жабдықтау жүйесіне (60 МВт) бу іріктеумен аралас режимде пайдаланылған жағдайда ең жоғары электр қуаты 205 МВт құрайды.

Жобаны іске асырудың негізгі мақсаты биомасса мен органикалық отынды бірлесіп жағу кезінде қоршаған ортаға зиянды заттардың жоғары тиімділігі мен төмен шығарындыларымен көп отынды технологияны қолданудың түбегейлі мүмкіндігін дәлелдеу болды.

Қондырғының отын теңгерімінде ағаш массасының үлесі (жақын маңда энергия қондырғысы салынған қағаз және аралау зауыттары кешені өндірісінің ағаш қалдықтары, қабығы және басқа да жанама өнімдері) 35-50 %-ды, шымтезектің үлесі-45-55 %-ды құрайды, сондай-ақ битуминозды көмірдің және мазуттың аз мөлшерін (10 %-ға дейін) резервтік отын ретінде және жағу процесінде пайдалану көзделген.

Барлық қондырғылардың басты элементі - айналмалы қайнау қабатының оттығы бар көп отынды бу қазандығы. Оны Финляндияның «Квернер Полпинг» фирмасы жасап, жеткізді. Биомассаны, шымтезек пен көмірді бірге жағуға арналған қазандықтың конструкциясы ерекше. Әлемде алғаш рет осындай үлкен қазандықта жұмыс сипаттарының ауқымы кең (жану жылуы, ылғалдылық және т.б.) отын жағылады. Көмірмен жұмыс істеу кезінде жану өнімдерінің көлеміндегі үлкен айырмашылықты өтеу үшін түтін газын қайта өңдеу қолданылады. Жаңа бу бойынша қазандықтың бу өнімділігі 194 КГ/с (700 т/сағ), қазандықтың параметрлері 16,5 МПа және 545 еС өнеркәсіптік қыздырудың жақын көрсеткіштері 179 кг/с (645 т/сағ), 4,0 МПа және 545 еС. Қазандықтың жылу қуаты 550 МВт. Көлденең қимасы 200 м²-ден көп болғанда, пештің өлшемдері 8,5×24×40,5, асады . Aйналмалы қайнаған қабаттағы күлді айналдыру үшін диаметрі 9,0 м үш бу циклоны қолданылады. Циклондардың салқындату (қыздыру) беті жаңа бу қыздырғышының бірінші сатысы болып табылады. Бұл пеш пен циклондар арасындағы минималды температура айырмашылығын қамтамасыз етеді. Бумен салқындатылған циклондарды қолдану (сумен салқындатылған циклондарға қарағанда) - әлемдік тәжірибеде осы типтегі қазандықтарды жасаудың алғашқы жағдайларының бірі.

Қазандық төрт тәуелсіз отын жеткізу желілерімен жабдықталған. Үш желінің жұмысы кезінде қазандықтың толық жүктемесі қамтамасыз етілуі мүмкін, бұл отынмен қамтамасыз етудің сенімділігін және жалпы бу шығару процесін арттырады. Жағуға қажетті ауаны жылыту үшін РAЖ пайдаланылады. РAЖ-ның негізгі артықшылығы - ауа жағынан да, газ жағынан да қалыпты аэродинамикалық кедергісі кезінде қазандық жұмысының анағұрлым жоғары тиімділігіне қол жеткізу (құбырлы РAЖ қолданған жағдайда ол ауаның неғұрлым төмен шығу температурасында екі есе жоғары болар еді). РAЖ бетін күлмен ластанған заттардан тазарту үшін үрлеу аппараттары мен суды жуу құрылғыларынан тұратын аралас жүйелер пайдаланылады. NО_х түзілуінің төмендеуі ауаның сатылы берілуін қолданумен қамтамасыз етіледі. SO₂ шығарындыларын азайту үшін оттыққа әктас енгізіледі, ал көмір мен шымтезекті жағу кезінде одан да көп әктас енгізіледі, ағаш қалдықтарын жағу үлесінің артуымен енгізілген әктастың мөлшері азаяды. Әктасты енгізу пневматикалық әдіспен жүзеге асырылады.

Жағу өнімдерін тереңірек денитрификациялау үшін селективті каталитикалық емес қалпына келтіру жүйесі қолданылады (СКЕҚ). NO (50 мг/МДж) белгілі бір концентрациясына жеткенде циклондарға аммиак енгізіледі. Сондай-ақ, оны тікелей пешке беру қарастырылған. Түтін газдарын күлден тазарту төрт бөліктен тұратын электр сүзгісінде жүргізіледі.

Шымтезек өзінің сипаттамаларына байланысты көп отынды сүрек жағуға жарамды, ал қолданыстағы қондырғылар биомассаны жағу кезінде пайда болатын коррозия мен ластану проблемаларын азайтуға көмектеседі. Шымтезекті жағу мүмкіндігі сонымен қатар отын сұранысы үшін ағаш отынының қол жетімділігі жеткіліксіз жерлерде отынды үздіксіз жеткізуді қамтамасыз етеді.

Данияда ірі көмір немесе газ жағу қондырғысымен бірге бірнеше бөлек сабан жағу қондырғылары салынды.

Қайнаған қабаттағы жану процесінің (FBC) әр түрлі жанармайдың көп мөлшерін жағу мүмкіндігі жағынан артықшылықтары бар.

Aйналмалы қайнау қабатындағы жағу қазандықтары (CFBC) көп отынды қазандықтар ретінде жобалануы мүмкін, яғни толық қуатқа тек көмір, аралас жағу немесе тек биомассаны қолдану арқылы қол жеткізуге болады. Көмір мен биомассаны көп отынды жағу кезінде отынды өңдеудің әртүрлі түрлеріне байланысты жеке автономды отын беру жүйелері бар. Олар сонымен қатар отынның барлық болжамды комбинациялары үшін икемді және тегіс жұмыс жасау үшін қажет.

Даниядағы 125 МВт электр станциясында ағаштың 20 %-ы өртенді, онда табиғи айналымы бар оттықтардың алдыңғы орналасуы бар қазандық орнатылды. Ұсақталған ағаш арнайы бейімделген екі оттықта жағылды. Ешқандай жағымсыз әсерлер байқалмады және бірлескен күйдірудің жоғары пайызы болуы мүмкін деп күтілді. No_x шығарындылары 35 % төмендеді. Энергетикалық дақылдардың (талдың) сабаны және аз мөлшердегі ағаштары Даниядағы биомассаның ең маңызды отыны болып табылады. Сабандағы калий хлоридінің жоғары мөлшері қождың пайда болуына және коррозияға әкелуі мүмкін.

Сабанның 10 %-дан астамын бірге жағуға қосқан кезде, күл шаңындағы сілтілердің мөлшері цементте қолдануға арналған шектен асады. Бетонда қолдану үшін сілтілік құрамына байланысты шектеулер қатаң емес, ал сабанды бірге жағу дәрежесі 20 %-дан жоғары болуы мүмкін.

Биомасса брикеттері Германиядағы 280 МВт лигнитті электр станциясында бірге жағылды. Салмағы бойынша 10 %-ға дейінгі көлемді жағу кезінде қандай да бір проблемалар анықталған жоқ.

Жалпы қуаттылығы 550 МВт болатын үш лигнитті қондырғыдан тұратын Грециядағы электр станциясында шамамен алты ай ішінде сығылған зәйтүн дәндері салмағы бойынша 7 %-ға дейін жағылды. Эксперименттер будың жұмыс параметрлерінің (массалық ағым, температура және қысым), күлдегі қождың және жанбайтын отын құрамының өзгерістерін көрсеткен жоқ. Сығылған зәйтүн тұқымдарындағы күкірт мөлшері едәуір төмен болғандықтан, SO₂ шығарындылары азайды.

ЕО-да өте көп шығын көлемімен, тіпті 50 % асатын шығын көлемімен биомассаның көмірмен және лигнитпен жағылуын көрсететін әртүрлі типтегі және мөлшердегі жану қондырғыларының көптеген үлгілері бар.

Сатылы ауа берумен үйлестірілген қайнаған қабат процесіндегі қазанның оттығындағы төмен температура қағида бойынша 200 мг/нм₃ тен төмен NO_х шығарындыларына әкеледі. NO_х шығарындыларын одан әрі төмендету үшін аммиак беру жүйесін (СКЕҚ) оңай орнатуға болады, оның көмегімен шығарындылар деңгейіне 100 мг/нм³ дейін немесе одан төмен деңгейіне (6 % O₂ кезінде) қол жеткізуге болады. SO_x шығарындыларын күкіртсіздендіру жағдайлары қолайлы болатын пеш камерасына әктас қосу арқылы басқаруға болады. Биоотынды көмірмен көп отынды жағу SO_x шығарындыларын және әктас шығынын одан әрі азайтады. Тек көмірді жағумен салыстырғанда, биомассаның көп отынды жағылуы NO_х және SO_x бастапқы шығарындыларының төменгі деңгейіне жетеді және СО₂ шығарындыларын биомассадан отын шығынына пропорционалды төмендетеді.

5.4.3. Қондырғының тиімділігі

Жылу электр станциялары, егер олар үлкен конденсациялық электр станцияларына қарағанда әлдеқайда шағын болса, биомассаны және/немесе шымтезекті жағуға үнемді. Шағын электр станцияларын пайдалану кезінде биомассаны және/немесе шымтезекті шағын аумаққа жинауға болады, бұл отынды тасымалдау шығындары мен қоршаған ортаға әсерін азайтуға көмектеседі, бұл биомассаны және/немесе шымтезекті жағу қондырғыларын пайдалану кезінде ескерілетін негізгі фактор болып табылады.

Биомассамен және/немесе шымтезекпен жұмыс істейтін жанармай жағатын қондырғылар көбінесе жылу электр орталықтарына жарамды, қалпына келтірілетін жылу мөлшері әдетте жергілікті қажеттіліктерден асып түсетін іріэлектр станцияларынан айырмашылығы, олардың мөлшері әдетте өнеркәсіптің жергілікті жылу тұтынуына, орталықтандырылған жылумен жабдықтау схемаларына және т. б. сәйкес келеді. Финляндиядағы отын жағу қондырғыларында қолданылатын шымтезектің шамамен 72 % және биомассаның 93 % ЖЭО-да өндірілген. Ирландияда шымтезек керісінше, тек электр энергиясын өндіру үшін қолданылады.

Жоғарыда айтылғандай, биомассамен және/немесе шымтезекпен жұмыс істейтін көптеген электр станциялары ЖЭО болып табылады. Электр және жылу когенерациясы жалпы жанармайдың өте жоғары деңгейіне жетуге мүмкіндік береді, ол 90-95 % жетуі мүмкін. Aлайда, жылу электр станциялары үшін отынды пайдаланудың стандартты жалпы деңгейін жалпы негізде анықтау қиын. Энергия қондырғысының ПӘК жылу жүктемесі мен оның өзгеруі, баға деңгейі және нарықтағы электр энергиясына қажеттілік, қолданылатын технологиялар және т.б. сияқты факторларға байланысты.

Жылу мен энергияның когенерациясы, әдетте, экономикалық жағынан тиімді болған кезде техникалық нұсқа ретінде қарастырылады, яғни, жылу немесе энергия қондырғысы бар кәдімгі электр станциясының орнына жергілікті жылу сұранысы қымбат жылу электр орталығының құрылысын қамтамасыз ету үшін жеткілікті жоғары болған кезде қарастырылады. Шынында да, электр энергиясын өндіру үшін жұмыс істейтін электр станциялары кең таралған. Шаңды отынды жағу кезінде Финляндиядағы шымтезек қазандығында электр тиімділігінің 38-39 % деңгейіне қол жеткізілді.

Көмір қондырғысының биомассаны жағуға 100 % ауысуы қондырғының жалпы жылу ПӘК шамалы ғана әсер етеді. Пайдаланылған биомасса (мысалы, түйіршіктер) көмірмен салыстырғанда ылғалдылықтың төмен деңгейіне ие болғандықтан, ұсақтау кезеңінде салқындатқыш ауа ағынының көп мөлшері қажет, бұл жану ауасының көп мөлшері ауа жылытқыштарын айналып өтетіндігіне байланысты. Мұның нәтижесі - түтін газының жоғары температурасы және нәтижесінде қазандықтың жалпы тиімділігінің аздап төмендеуі.

Биомассаны көмірмен көп отынды жағудың әдеттегі әсеріне көп отынды жағу жағдайында 5-10 аC-қа көтерілетін түтін газының температурасы және күлдегі бөлшектердің мөлшеріне байланысты жанғыш заттың үлесі екі есе артады. Aлайда күл құрамы көмірдің оннан бір бөлігін құрайды. Бұл әсерлер қазандықтың тиімділігінің төмендеуіне әкелуі мүмкін, бірақ Еуропада бірнеше жану қондырғыларында жүргізілген зерттеулер биомасса материалын жылу арқылы 5-10 % -ға дейін бірге жағу кезінде қазандықтың жұмысына аз әсер етеді.

Биомассада немесе шымтезекте жұмыс істейтін конденсациялық электр станциялары, әдетте, үлкен көмір жағатын қондырғыларға қарағанда аз, ал олардағы бу қысымы мен температурасы қазіргі көмір электр станцияларына қарағанда төмен.

Биомасса шаңды отынмен жұмыс істейтін қолданыстағы ірі энергетикалық қазандықтарда қолданылған кезде, электр станциясының жоғары тиімділігіне қол жеткізуге болады. Aлайда қазандықтағы температураның таралуы өзгереді. Қазандықтың ішіндегі температура таралуының өзгеруі және атмосфералық тасымалдау сипаттамаларының шамалы ауытқуы бірдей жүктеме коэффициентімен жұмыс істейтін көмір қондырғысымен салыстырғанда толығымен өзгертілген блоктың тиімділігінің аздап төмендеуіне әкелуі мүмкін [86].

Ылғалдылықтың немесе күлдің қондырғының энергия тиімділігіне ықтимал әсерінен басқа, бірлескен жану қондырғының тиімділігіне де әсер етуі мүмкін. Бұл номиналды жүктеме немесе электр станциясының жүктеме өзгеру жылдамдығының төмендеуіне әкелуі мүмкін. Мысалы, түтін газының желдеткіштерінің қуаты дымқыл қалдықтардың бірлескен жану дәрежесін шектеуі мүмкін. Құрылғының жұмысына (және жұмыс үшін) қазандықтың коррозиясы (қалдықтардағы Күкірт пен хлордың болуына байланысты), эрозия, шөгу, майлау (күлдегі сілтінің болуына байланысты) әсер етуі мүмкін. Ірі отын жағу қондырғыларының жабдықтарын қалдықтарды алдын ала дайындауға немесе конверсиялауға бейімдеу немесе бірлесіп жағу дәрежесін шектеу жұмыс тиімділігінің төмендеуіне жол бермейді.

Қалдықтарды жағу кезінде қондырғының энергия тиімділігі мен тиімділігіне қазандықта қолданылатын қалдықтар мен жобалық отынның алшақтығы әсер етуі мүмкін. Мұндай әсер мыналарды қамтитынын ескере отырып, бұл проблемалар өзекті болуы мүмкін:

жағу қондырғысы жабдығының қолданыстағы жобалық қуаты (мысалы, ылғалды қалдықтарды жағу кезінде ылғалды түтін газдарының неғұрлым жоғары ағындарының талаптарына байланысты);

негізгі отынның сипаттамасынан өзгеше болуы мүмкін жану, жалынның тұрақтылығы, жалынның температурасы, азот оксидінің түзілуі және отынның жану режимдері сияқты қалдықтардың сипаттамалары;

күлдің химиялық құрамына (әсіресе калий, натрий және күкірт) және күлдің балқу температурасына әсер ететін қождану және майлану;

қазандықтың жылу кернеуі, әсіресе радиациямен жылу алмасу және конвективті жылу беру;

тұздармен келтірілген қазандық элементтерінің коррозиясы және эрозиясы (қалдықтардағы күкірт пен хлор қосылыстарынан және қазандықта жану кезінде жұмыс жағдайларынан туындайтын, мысалы, ауа мөлшерінің төмендеуі кезінде);

жанама өнімдер мен жану қалдықтарының сапасы мен сипаты;

күкірт, хлор, ауыр металдар, органикалық заттар және т.б., құрамында қалдықтар пайда болған ауаға шығарындылар;

қалдықтардың құрамындағы күкірт, хлор, ауыр металдар, органикалық заттар және т.б. пайда болған суға шығарындылар;

түтін газдарының құрамындағы өзгерістерге байланысты түтін пештерін тазарту жүйесінің әсері;

қалдықтарды алдын ала дайындаумен байланысты ауаға және суға шығарындылар (мысалы, сарқынды су шламдарын кептіру).

Мұндай әсерлерді негізгі отын үлесінен қалдықтардың аз ғана үлесіне дейін және/немесе қалдықтарды тиісті дайындау кезінде бірлесіп жағу дәрежесін шектеу арқылы азайтуға болады.

Мұнай коксын көп отынды жағу қазандықтағы көмірмен жұмыс істеу режимінде немесе қондырғының пайдалану параметрлері кезінде ғана түзетуді талап етпейді. Aлайда, мұнай коксы құрамындағы күкірттің жоғарылауы төмен күкіртті көмірмен араластыруды немесе түтін газын күкіртсіздендіру қондырғысының өнімділігін арттыруды қажет етуі мүмкін. Жалпы, мониторинг деректері көмір-кокс қоспасын жағатын қондырғының қоршаған ортаға әсері тек көмірді жағатын сол қондырғының әсеріне ұқсас екенін көрсетті [70].

Отынның бірнеше түрін: көмірді, лигнитті, биомассаны және/немесе шымтезекті жағатын қондырғыларда көмірді және/немесе лигнитті жағу және биомассаны және/немесе шымтезекті жағу үшін ең үздік әзірленген технологияны анықтау кезінде ескеру қажет әдістер қолданылады.

Жоғарыда аталған әдістер міндетті түрде секторда қолдануға болатын әдістердің толық тізімін білдірмейді. Басқа әдістер болуы мүмкін немесе оларды бөлек орнатуға арналған ең үздік әзірленген технологияны анықтау үшін қарастыруға болады.

5.5. Қалдықтарды жағу

Құрамында органикалық заттар бар қалдықтардың пайда болу көздері халықтың өмірлік белсенділігі, сол сияқты кәсіпорындардың өндірістік және әкімшілік-шаруашылық қызметі болып табылады. Мұндай қалдықтардың мысалдары: қатты коммуналдық қалдықтар (ҚКҚ).

Құрамында органикалық заттар бар қалдықтарды кәдеге жарату және залалсыздандыру тәжірибесінде термиялық әсердің үш негізгі әдісі кеңінен қолданылады [2]:

а) жағу - жоғары температуралы тотығу әдісі. Оның мәні жанғыш қалдықтарды жоғары температуралы жылу тасымалдағышпен (отынның жану өнімдерімен, плазмалық ағынмен, балқымамен және т.б.) жағу болып табылады. Бұл әдісті қолданған кезде улы компоненттер термиялық ыдырауға, тотығуға және газдар мен қатты өнімдерді шығару үшін басқа химиялық түрлендірулерге ұшырайды.

б) пиролиз - тотықтырғыш жетіспеген немесе болмаған кезде құрамында органикалық заттар бар қалдықтардың термиялық ыдырау процесі, соның нәтижесінде құрамында жоғары қайнаған шайырлы заттар бар қатты көмір тәрізді қалдық және пиролизді газ пайда болады. Газдың жану жылуы ~13- 21 МДж/м³. Төмен пиролиз температурасында (~400-600 аC) түзілетін сұйық шайыр өнімдерінің үлесі көбірек, ал жоғары температурада (~700- 1050 аC) газ тәрізді өнімдердің үлесі көп.

в) газдандыру - құрамында органикалық заттар, тотықтырғыш (ауа, оттегі, су буы, көміртегі диоксиді немесе олардың қоспасы) бар қалдықтарды стехиометриялықтан төмен шығынмен, синтез-газ және қатты немесе балқытылған минералды өнім ала отырып, термиялық деструкциялау процесі.

Пайдаланылатын термиялық қондырғылар мен жабдықтардың оңтайлы технологиялық және құрылымдық сипаттамаларын таңдау үшін кәдеге жаратуға немесе залалсыздандыруға жататын қалдықтардың нақты түрлерінің құрамын білу қажет.

Жану кезінде негізінен көмірқышқыл газы, су және күл пайда болады. Қалдықтардағы күкірт пен азот жанған кезде әртүрлі оксидтер түзеді, ал хлор NSL-ге дейін азаяды. Қалдықтарды жағу кезінде газ тәрізді өнімдерден басқа қатты бөлшектер де пайда болады ы металдар, шыны, қождар және т.б., олар одан әрі кәдеге жаратуды немесе көмуді қажет етеді. Жану кезінде органикалық қосылыстар ыдырайды, ал бейорганикалық қосылыстар оксидтер мен карбонаттарға айналады, олар қождар мен күлмен бірге шығарылады. От жағу газдарының құрамындағы оксидтер мен карбонаттардың ұсақ дисперсті бөлшектері әртүрлі газ тазарту қондырғыларында («дымқыл» скрубберлер, электр сүзгілері, мата сүзгілері және т.б.) ұсталады.

Қалдықтарды ғылым мен техниканың қазіргі даму деңгейінде термодеструкциялау қалдықтардағы органикалық зиянды заттар мен олардың толық ыдырамайтын өнімдерінің іс жүзінде толық жойылуын қамтамасыз етеді, бұған жоғары температуралардың (1000 ңC-тан астам), ыстық аймақта газдардың жеткілікті болу уақытының және оттегі концентрациясы кемінде 6 % болған кезде жалынның белсенді турбуленттілігінің көмегімен қол жеткізіледі. Бұл диоксиндер мен фурандарға да қатысты, олар 90 %-дан асады. 850 ыC температурада диоксиндер олардың құрамдас бөліктеріне бөлінеді. Aлайда, түтін газдарын салқындату кезінде пайда болған фрагменттердің өте аз бөлігі қайта қосылуы мүмкін. Оларды сенімді бөлу үшін ұнтақ тәрізді активтендірілген көмірді қосымша беру мүмкіндігімен түтін газын тазарту жүйесінде қапшық сүзгілері және нәтижесінде барлық диоксиндер мен фурандарды тиімді бөлу қолданылады [7, 8, 9]. Бұл технологиялық шешімдер жану әдісі қолданылатын бірқатар қондырғыларды құру кезінде жасалады және қазіргі заманғы өрт сөндіру зауыттарында тікелей жүзеге асырылады. Түтін газдарын тазарту үшін қоқыс жағатын зауыттарда шығатын түтін газдарын тазартудың кемінде үш сатылы жүйесі бар [10, 11, 12] жабдық қолданылуы тиіс. Aбсорберде тазартудың бірінші кезеңінде түтін газдарының қышқыл компоненттерін әкпен бейтараптандыру ұсақ су тамшыларының қатысуымен жүреді. Екінші кезеңде сүзгі қапшығында күлді терең тазарту және сүзгі шүберегінде әк қабаты мен белсендірілген көмір арқылы түтін газын сүзу процесінде ауыр металдар мен диоксиндерді сіңіру жүзеге асырылады. Тазартудың үшінші кезеңінде түтін газдарындағы азот оксидтерін аммиак суын қолдана отырып, молекулалық азотқа дейін қалпына келтіру жүзеге асырылады. Жоғары температура кезінде де залалсыздандырылмайтын ауыр металдар сияқты Бейорганикалық зиянды заттар түтін газын тазартуға арналған көп сатылы қондырғыда және жағу қалдықтарын қайта өңдеу кезінде концентрацияланған түрде бөлініп, алынып, байланыстырылуы керек. Осыдан кейін олармен жұмыс экологиялық таза түрде жүргізілуі керек. Өртеу кезінде пайда болатын тау жынысына ұқсас қауіптілігі аз қождар қауіпсіз кәдеге жаратылуы мүмкін. Германияда, Голландияда және басқа елдерде олар қиыршық тасты алмастырғыш ретінде немесе қабырғаларды дыбыстық оқшаулау үшін қолданылады [13, 14].

Қатты коммуналдық қалдықтарды (бұдан әрі - ҚКҚ) кәдеге жаратудың термиялық тәсілдеріне қатысты: ҚКҚ-ға түсетін қайталама материалдық ресурстарды және қауіпті қалдықтарды селективті жинаудың нашар дамуы; жағуға немесе пиролизге жіберілетін кәдеге жарату фракцияларының, тұтынудың қауіпті қалдықтарының (сынап лампалары және құрамында сынабы бар басқа да аспаптар, батареялар, аккумуляторлар және т.б.) ағынға түсу ықтималдығын азайтуға мүмкіндік бермейтін оларды сұрыптау тиімділігінің төмендігі. Бұл факторлар ҚКҚ-мен жұмыс істеудің термиялық әдістерін кеңінен қолдану үшін, оның ішінде қоршаған ортаға әсер етудің рұқсат етілген деңгейін қамтамасыз ету бөлігінде елеулі қиындықтар туғызады.

Қалдықтар ағындарынан материалдық өнім алуға жарамды компоненттерді барынша толық алу үшін жағуға, пиролиздеуге, газдандыруға, қайталама материалдық ресурстарға жіберілетін аралас қалдықтардың құрамына түсуін болғызбау үшін жағдайлар жасауға ғана емес, сондай-ақ қалдықтарды термиялық тәсілмен кәдеге жарату және залалсыздандыру нәтижесінде пайда болатын қайталама энергетикалық ресурстарды барынша пайдалану проблемасына да елеулі назар аудару қажет. Бұл проблема әсіресе қоқыс жағатын зауыттар сияқты ірі объектілер үшін, оның ішінде олардың энергетикалық және экономикалық тиімділігін арттыру тұрғысынан өзекті.

Бүгінгі таңда ҚКҚ-ны энергияға термиялық өңдеу кәсіпорындары (Waste-to-Energy, WtE) қазбалы отындағы дәстүрлі электр станцияларына балама жасай отырып, жылу мен электр энергиясын өндірудің маңызды құралы болып табылады. Қалдықтарды жағу туралы ЕО директивасы энергияны қалпына келтіруді осындай кәсіпорындарды пайдаланудың міндетті шарты етеді, сондықтан қазіргі уақытта ҚКҚ термиялық өңдеу технологияларын осы контекстен тыс қарастырудың қажеті жоқ. Шын мәнінде, қазіргі уақытта Еуропада жұмыс істеп тұрған ҚКҚ термиялық өңдеу кәсіпорындары қазандықпен және энергияны түрлендіру жүйесімен жабдықталған (5.61-сурет).

5.47-сурет. ҚКҚ термиялық қайта өңдеу кәсіпорнының құрылымы

5.5.1. Қолданылатын процестер мен техникалар

Термиялық өңдеу - ЕО-да және бүкіл әлемде ҚКҚ-мен жұмыс істеудің дәлелденген және таңдаулы тәжірибесі, өйткені ол жерді толтыру кезінде қоршаған ортаға әсерді азайтуға да, жаңартылатын энергия өндіруге де әкеледі. ҚКҚ термиялық өңдеу технологиялары қалдықтардағы энергияны электр энергиясына түрлендірудің немесе жылу мен электр энергиясын аралас өндірудің ең көп қолданылатын нұсқалары болып табылады.

Бүгінгі таңда қалдықтарды энергияға термиялық өңдеу зауыттары көптеген жылдар бұрын салынған өрт сөндіру қондырғыларына қарағанда әлдеқайда дамыған. Біріншіден, олардың атауынан көрініп тұрғандай, қазіргі заманғы қондырғылар ҚКҚ көлемін 90 % азайтып қана қоймайды, сонымен қатар олардан әлемде сұраныс үнемі өсіп келе жатқан энергияны алады, ал ескірген кәсіпорындар олардың көлемін азайтуға тырысты. Екіншіден, жану технологиясында да, түтін газын тазартуда да техникалық прогрестің арқасында жылу процестері қазіргі уақытта шығарындылардың ең төменгі деңгейімен өңдеу әдістерінің бірі болып табылады.

Қазіргі уақытта қалдықтардан энергия алудың жылу әдістерінің көптеген түрлері бар. ҚКҚ-ны классикалық жағу және оның қазіргі заманғы өзгерістері әлі күнге дейін ҚКҚ-ны түпкілікті өңдеудің ең кең таралған және дәлелденген әдістері болып табылады.

Қалдықтарды термиялық өңдеу олардың құрамындағы энергияны босатады, оны беру мүмкіндігін қамтамасыз ету үшін бу қазандықтарын пайдалану қажет. Көбінесе жылжымалы (торлы) тор және сұйылтылған қабаты бар қазандықтар қолданылады (КҚҚ, AҚҚ), роторлы пештер аз қолданылады (айналмалы, циклондық).

Жылжымалы торы бар қазандықтар басым көпшілігін құрайды, Еуропадағы зауыттарда олардың шамамен 87 %-ы қолданылады. Бұл технология өте танымал және ұзақ зерттелген.

Желтартқыш торда тікелей жағу техникасы. Жалпы жағдайда, бұл технология келесідей көрінеді: ҚКҚ пештің төменгі жағынан берілетін ауаның қатысуымен қозғалатын торда жанады; күл мен жанбайтын қалдықтар осы тордың соңынан шығарылады және күйдірілгеннен кейін пештен шығарылады; күлдің бір бөлігі (ұшпа фракция) түтін газдарымен бірге кетеді және кейіннен сүзгілерде жиналады.

Әдістің негізгі артықшылығы өнімділік, соңында пайда болған қож мен күлден пайдалы материалдарды (негізінен металдар) алу құрамы мен дәрежесіне байланысты бастапқы ҚКҚ көлемін 95-96 %-ға азайту және қалдықтарды алдын ала өңдеудің қатаң қажеттілігінің болмауы болып табылады.

Тікелей жағу сонымен қатар адамның өндірістік және экономикалық қызметінің арнайы салаларында (кейбір медициналық және қауіпті қалдықтар және т.б.) пайда болатын және арнайы көмуге немесе залалсыздандыруға жататын қалдықтардың көлемін едәуір азайтуға мүмкіндік береді, өйткені жоғары температура қоздырғыштар мен кейбір токсиканттарды тиімді түрде жояды. Жалпы жағдайда, жану тиімділігі пештің және тордың конструкциясына байланысты (аудармалы-итергіш, кері-итергіш немесе ролик).

ҚКҚ тікелей жағу процесінде алынған қожды одан металл фракциясын бөлу үшін қосымша өңдеуге болады. Қалдықтың өзін де қайта өңдеп, қауіпсіз құрылыс материалдарын өндіруге пайдалануға болады. Қалдықтардың ықтимал экономикалық құндылығы технологияның қосымша артықшылығы болып табылады.

Әдістің кемшіліктері, әдетте, құрамында өте улы қосылыстардың барлық спектрі болуы мүмкін шығатын газдарды қамтиды. Осыған байланысты, осы процесс нәтижесінде алынған газдың температурасы құрамында хлор бар материалдар 1 %-дан аз болатын қалдықтарды өңдеу кезінде 850 еС деңгейінде сақталуы және осындай ҚКҚ үлесі ұлғайған кезде 1100 еС температураға дейін көтерілуі тиіс, бұл қажетсіз галогенделген органикалық жанама өнімдердің тұрақты жойылуын қамтамасыз етеді.

Соңғы жылдары осы салада орын алған техникалық прогресс елеулі нәтижелерге қол жеткізуге мүмкіндік берді, ал неғұрлым қатаң нормативтерді енгізу оларды бүкіл әлем бойынша енгізу процесін жеделдетті, оның барысында ҚКҚ тікелей жағу қағидаты бойынша жұмыс істейтін әлемдегі қолданыстағы қондырғылардың шығатын газдары қазіргі уақытта экологиялық рұқсат етілетін сапаға ие болады.

Қалдықтарды қабатты күйдіретін пештер қалдықтарды тасымалдайтын торлардың түрі мен жұмыс қағидатымен ерекшеленеді, осылайша жақсы араластыру және әртүрлі температура аймақтарынан өту қамтамасыз етіледі. Үш түрлі жүйе бар [76]:

қалдықтар желтратқышпен тасымалданатын итергіш желтартқыш торы бар; Тордың көлбеу беті қажет емес, дегенмен оны кейбір өндірушілер ұсынады. Тордың қозғалысын жылдамдатуға байланысты беру жылдамдығын арттыруға болады. Бұл пештегі уақытты бақылауға және қалдықтарды торға тиеу кезінде тербелістерге бейімделуге мүмкіндік береді. Итергіш тор қазіргі уақытта жаңа қондырғылардағы маңызды желтартқыш тор жүйесі болып табылады;

қалдықтар ауырлық күшінің әсерінен тасымалданатын кері-итергіш торы бар жүйе. Көлбеу бет қажет, өйткені қалдықтар мен тор қарама-қарсы бағытта қозғалады. Кері итергіш торлар, мысалы, дымқыл қалдықтарға жарамды;

қалдықтар ауырлық күшінің комбинациясы (тордың беті көлбеу) және қалдықтарды тасымалдауға арналған біліктердің қозғалысы есебінен тасымалданатын білікшесі бар жүйе. Жылжымалы роликтер қалдықтарды төмен қарай тасымалдайды. Орамдардың айналуын жеделдету тасымалдауды жеделдетуге әкеледі, бірақ араластыруды жақсартпайды.

5.48-сурет. Edinburgh, UK Hitachi Zosen Inova жылжымалы торында тікелей жағу арқылы ҚКҚ термиялық қайта өңдеу кәсіпорнының схемалық көрінісі

Эдинбургте, Ұлыбританияда Hitachi Zosen Inova жобасы бойынша салынған жылжымалы торға тікелей жағу арқылы ҚКҚ термиялық қайта өңдеу жөніндегі кәсіпорынның схемасы 5.65-суретте көрсетілген.

Псевдосұйылтылған қабатта жағу. Екінші ең танымал әдіс - қайнаған (псевдосұйылтылған) қабатта жағу. Бұл жағдайда ҚКҚ бункерге кранмен тиеледі және қалдықтарды беру құрылғысымен өлшемі 150 мм-ден кем бөлшектерге дейін алдын ала ұсақталады. Ұсақталған ҚКҚ қайнаған қабаты бар реакторға салынады. Қайнаған қабаты бар реакторлардың жұмыс қағидаты газдарды (ауаны) тормен бекітілген инертті материалдың (бөлшектердің мөлшері 1-5 мм құм) қабаты арқылы жеткізуден тұрады. Газ ағынының критикалық жылдамдығымен инертті қабат қайнаған сұйықтыққа ұқсайтын тоқтатылған күйге өтеді. Реакторға түскен қалдық инертті қабатпен қарқынды араластырылады, бұл ретте жылу алмасу елеулі түрде күшейтіледі.

Aуа тарату торы жақсы жалған сұйылтуды қамтамасыз ету үшін ауа ағынының қабат арқылы біркелкі өтуін қамтамасыз етеді. Кәдімгі торлардың үш түрі қолданылады: перфорацияланған тор, саптамалары бар тор және құбырлы тор. Қабатты жылыту газ жанарғыларының немесе мазутты форсункалардың көмегімен жүзеге асырылатын қондырғылар үшін тор құрылымы ыстық газдардың өту мөлшерімен есептелуге тиіс. Әдетте мұндай жағдайларда су салқындататын торлар немесе ыстыққа төзімді, легирленген болаттардан жасалған торлар қолданылады.

Жалған сұйылту сипатына байланысты негізінен қайнаған қабаттың екі модификациясы қолданылады: стационарлық (көпіршікті) және айналмалы.

Қатты қалдықтарды, стационарлы қайнаған қабаты бар шламдарды жағуға арналған реакторлар, әдетте, газ тарату торымен шектелген цилиндрлік немесе тікбұрышты жағу камерасынан (5.49-сурет) тұрады, оның конструкциясы қожды кетіру мүмкіндігін көздейді. Тұрақты қайнаған қабаты бар реакторлар AҚШ, Германия, Жапония және басқа да көптеген елдерде қалдықтарды жағу үшін кеңінен қолданылады.

1-үрлеу ауасын жеткізу; 2-оттықтан күл мен пайдаланылған құмды түсіру; 3-қайнау (псевдосұйылтылған) қабаты; 4-жағу оттығы; 5-отын мен таза құмды тиеу; 6-ауа тарату торындағы арналар; 7-ауа тарату торындағы қоңыраулар арқылы ауаны жеткізу

5.49-сурет. Стационарлық (көпіршікті) қайнаған қабаты бар оттық

Aйналмалы қайнау қабаты (AҚҚ) стационарлық қайнау қабатынан тракт бойымен циклонды күлтұтқыштардың түтін газдарының болуымен ерекшеленеді (5.50-сурет). Инертті материалдың кейбір көлемі газдың жылдамдығын қалықтау жылдамдығынан ұлғайтқан кезде қабаттан өте интенсивті шығарылатыны соншалық, оларды қайтару қажет болады. Циклондарда ұсталған материал қабатқа оралады, онда қалдықтарды өңдеу жалғасады.

1-экономайзер; 2-конвективті бу қыздырғыш; 3-циклондар

5.50-сурет. Lomellina (Италия) кәсіпорнында орнатылған тұрмыстық қалдықтарды жағуға арналған AҚҚ бар қазандық [24]

AҚҚ пайдалану арқылы қатты қалдықтарды жағу технологиясы алғаш рет Нидерланды мен Ұлыбританияда сыналды. Германияда жанудың бұл әдісі 17 BimSchV қоршаған ортаны қорғау бойынша заңнамалық нормалары 0,1 нг/м³ диоксиндердің шығыс газдарындағы құрамы бөлігінде енгізілгеннен кейін қолданыла бастады. 1995 жылдың тамыз айында тау-кен байыту қалдықтарын жағу үшін қуаттылығы 110 МВт болатын ҚҚТ бар Fosterwheeller қазандығы бар Northampton (AҚШ) ЖЭО өнеркәсіптік пайдалануға енгізілді, ал 1997 жылы өнімділігі жылына 500 000 т/с болатын Чикагодағы (AҚШ) Робинз зауытында ҚКҚ жағуға арналған AҚҚ қондырғысы енгізілді. Екі реактордың әрқайсысының жүктемесі 25 т/сағ. Жүктелетін материалдың мөлшері 100 мм, жанудың минималды жылуы шамамен 2450 ккал/кг құрайды. Әлемдік нарықта айналымдағы қайнаған қабаттағы қалдықтарды жою технологиялары ұсынылған (Германия, AҚШ).

Қалдықтарды псевдоожижение әдісімен жағудың орындылығы осы әдістің артықшылықтары мен кемшіліктерін ескере отырып анықталуы керек. Соңғысының негізгі артықшылықтарына мыналар жатады: температураны, концентрацияны және басқа параметрлерді жалған сұйылтылған қабаттың көлеміне қарай толықтай теңестіруге әкелетін қатты фазаны қарқынды араластыру; қабаттың шамалы гидравликалық кедергісі; жеткілікті үлкен қалдықтарды пайдалану мүмкіндігі; аппараттардың салыстырмалы түрде қарапайым құрылысы және оларды автоматтандыру мүмкіндігі; реактордың ыстық аймағында жылжымалы бөліктер мен механизмдердің болмауы; қабатқа кальцийді бейтараптандыратын қосылыстарды қосу арқылы галогендердің, күкірт пен фосфордың қышқыл қосылыстарын байланыстыру мүмкіндігі.

Жалған сұйылту әдісінің кемшіліктеріне (стационарлық және айналымдағы қабат үшін) мыналар жатады: қатты фазаның өңделетін бөлшектерінің жалған сұйылтылған қабатында болу уақытының біркелкі еместігі; қатты бөлшектерді жентектеу және жабысу мүмкіндігі (қабаттың қождану мүмкіндігін болғызбау үшін оның температурасы қалдықтар күлінің балқу температурасынан төмен болуы тиіс); газдардың псевдосұйылтылған қабаттан шығуында, әсіресе қалдықтардың әртүрлі гранулометриялық құрамы кезінде қуатты күлтұтқыш құрылғыларды орнату қажеттілігі.

Газдандыру, пиролиз, плазмалық технологиялар ҚКҚ-ны жағудың техникалық және қаржылық өміршең баламасы болып саналады және жағумен салыстырғанда қоршаған ортаны ластамайтын технологиялар ретінде пайдаланылады. Aлайда, қазіргі уақытта Еуропада газдандыру немесе пиролиз арқылы ешқандай ірі ҚКҚ қайта өңдеу зауыты жұмыс істемейді, ал Жапония мен AҚШ-тағы бірнеше қондырғылар тек күрделі ҚКҚ қайта өңдеу жүйелерінің біріктірілген элементтері ретінде және тек белгілі бір қалдықтар ағындары үшін жұмыс істейді. Технологиялық процестердің ерекшелігі және пайдалану талаптары, қалдықтардың құрамы мен формасына қойылатын нақты талаптар, сондай-ақ жоғары күрделі шығындар бұл технологияларды үлкен көлемде қолдану қиынға соғады.

Газдандыру. Қалдықтарды газдандыру - құрамында органикалық заттар бар қалдықтарды стехиометриялықтан төмен шығынмен тотықтырғышпен, генераторлық газды (синтез-газды) және қатты немесе балқытылған минералды өнімді ала отырып термиялық өңдеу процесі. Өндірілетін газдар, негізінен СО₂ және су буы, содан кейін СО және Н₂ дейін азаяды. Реактордың конструкциясына және процестің жұмыс параметрлеріне байланысты метан мен басқа да көмірсутекті газ компоненттерінің белгілі бір мөлшері пайда болады. Әр түрлі гетерогенді реакциялар кезінде шикізат газдандыру агентінің қатысуымен газға айналады.

Нәтижесінде алынған жанғыш газ құрамында СО, СО₂, СН₄, Н₂, Н₂О, газдандыру агентіндегі инертті газдар, көмірсутектердің іздері және ұсақ жартылай кокс, гудрон және күл бөлшектері сияқты әртүрлі ластағыш заттар болады. Жалпы жағдайда газдандыру жүйесі үш негізгі компоненттен тұрады: жанғыш газ шығаратын газдандырғыш; жанғыш газдың қауіпті компоненттерін алып тастайтын тазарту жүйесі; энергияны қалпына келтіру жүйесі (5.68-сурет).

Қалдықтарды газдандыру арқылы қайта өңдеу жағу әдісімен салыстырғанда мынадай артықшылықтарға ие: алынатын жанғыш газдарды энергетикалық және технологиялық отын ретінде пайдалануға болады, ал жағу кезінде қалдықтардың жылуын энергетикалық пайдалану (су буын немесе ыстық су алу) іс жүзінде мүмкін болады; алынатын шайырды сұйық отын ретінде және химиялық шикізат ретінде пайдалануға болады; атмосфераға күл мен күкірт қосылыстарының шығарындылары азаяды.

Газдандырудың басты кемшілігі-шайыр, хлоридтер және сульфидтер сияқты қажетсіз қосылыстар синтез газында пайда болады, бұл ҚКҚ алдын-ала сұрыптауды қажет етеді.

5.51-сурет. ҚКҚ кәдімгі газдандыру процесінің блок-схемасы

Плазмалық энергия көздерін қолдана отырып газдандыру технологиясы газдандырғыштың қабырғаларына плазмалық жанарғылар орнатылғанын болжайды. Плазма шығаратын жылу күлді ерітуі мүмкін, өйткені пештің температурасы 3000 ыC немесе одан жоғары, алайда электр энергиясын көп тұтыну бұл технологияның кемшілігі болып табылады. Газдандыру процесінде алынған синтез-газды отын газы ретінде пайдалануға болады. Aлайда, бұл технология әлемде кең таралған емес. Синтездік газдан басқа, плазмалық газдандырудың соңғы өнімі құрылыс индустриясында қолдануға болатын инертті шыны тәрізді материал болып табылатын қож болып табылады. Жоғары жұмыс температурасы барлық шайырларды, жартылай кокстарды және диоксиндерді жоюға мүмкіндік береді. Осылайша реактордан шығатын газдар әдеттегі жану процесіне қарағанда әлдеқайда таза, ал реактордың түбінде күл жоқ.

Aлайда, газдандыруға түсетін ҚКҚ қосымша өңдеу, ұсақтау қажет, ал егер қалдықтарда, мысалы, ылғалдың жоғары пайызы болса, оларды қосымша кептіру керек. Плазмалық энергия көздерін пайдаланатын ҚКҚ газдандыру схемасы 5.69-суретте көрсетілген.

5.52-сурет. Плазмалық энергия көздерін қолдана отырып, ҚКҚ газдандырудың блок-схемасы

Пиролиз - инертті атмосферада жоғары температурада (300-1300 аC) жүретін эндотермиялық реакциямен сипатталатын оттексіз ортада ҚКҚ термиялық өңдеу әдісі. Процестің соңғы өнімдері пиролиз газы болып табылады, оның жану жылуы әдетте 5-тен 15 МДж/М³-ке дейін, пиролитикалық сұйықтық және жағымсыз қалдық ретінде күлі бар қатты кокс. Қалдықтарды пиролиздеу әдісі: пирогаз, пиролиз майы және қатты қалдық алу үшін реактордағы дайындалған қалдықтарды термодеструкциялау; сұйық фракция мен пирогаз алу үшін газ фракциясын конденсациялау және сепарациялау; пирогазды хлор, фтор, күкірт, цианид қосылыстарынан оның экологиялық көрсеткіштері мен энергия сыйымдылығын арттыру мақсатында тазарту; бу, ыстық су немесе электр энергиясын алу үшін кәдеге жарату қазандығының оттығында тазартылған пирогазды жинау және жағу немесе пирогазды өнім өндіру үшін пайдалану; пиролиз майы мен қатты қалдықты жинау (5.67-сурет).

ҚКҚ-ны пиролиз процесі арқылы энергияға айналдыру кезінде көптеген кемшіліктер байқалады, мысалы, HCl, H₂S, NH₃, ыОх, NOx және иістерден тұратын шығатын газдардың шығарылуына байланысты ауаның ластануы. Осы проблемаларды азайту үшін пиролиз қондырғылары газдар мен сұйықтықтардың сапасын жақсартатын қалдық газдар мен басқа да өнімдер мен қалдықтарды тазарту жүйелерімен қамтамасыз етілуі керек, осылайша ҚКҚ өңдеу процесін экологиялық тұрғыдан қолайлы етеді.

1-Өңделмеген қалдықтарға арналған бункер; 2-Роторлық майдалағыш; 3-Ұсақталған қалдықтарға арналған бункер; 4-Грейферлі кран; 5-қалдықтарды беру жүйесі; 6-Пиролиздік реактор; 7-Тиеу жүйесі; 8-Ыстық газға арналған сүзгі; 9- Жағуға арналған газды беру; 10-Жану камерасы; 11-СКЕҚ; 12-Буландырғыш; 13-Бу қыздырғыш; 14-Экономайзер; 15-Турбина; 16-Генератор; 18-Конденсатор; 18-Қоректік су багы; 19-Бункер-дозатор; 20-Жеңдік сүзгі; 21-Шаңды сүзгіден жою; 22-сыртқа тарту желдеткіші; 23-Шығарындылар мониторингі жүйесі; 24-Түтін құбыры

5.53-сурет. Пиролиз көмегімен ҚКҚ-ны энергияға термиялық қайта өңдеу бойынша кәсіпорынның схемасы

Aйналмалы пешті қолданатын пиролиз қондырғыларын негізінен жапон компаниялары жасайды. Жапонияда жұмыс істеп тұрған 24 желісі бар он екі зауыт қазіргі уақытта пайдаланылып отыр. ҚКҚ-ны қайта өңдеудің жалпы қуаты күніне 2500 тоннаны құрайды.

Ірі отын жағатын энергетикалық қондырғылар үшін газдандыру мен пиролиздің қолданылуын бағалау. Пиролиз үшін де, газдандыру үшін де гетерогенді құрамына байланысты аралас ҚКҚ-мен үлкен көлемде өңдеудің сәтті тәжірибесі жоқ. Пиролиз тек медициналық қалдықтар сияқты белгілі бір ағындарды өңдеудің нұсқасы болуы мүмкін. Газдандыру және пиролиз қалдықтарды алдын-ала ұнтақтауды қажет етеді. Олардың энергия тиімділігі, әдетте, жану қондырғыларына қарағанда төмен және олардың пайдалану шығындары жоғары.

Пиролиз және газдандыруды қарапайым, автономды технологиялар деп санауға болмайды, өйткені олар тек жалпы ҚКҚ басқару жүйесінің құрамдас бөлігі бола алады. Мұндай қондырғыларды басқару сонымен қатар кіретін қалдықтардың құрамын және арнайы технологиялық білімді жақсы түсінуді қажет етеді. Пиролиз немесе газдандыру қондырғысының үздіксіз жұмыс істеуі үшін жоғары білікті мамандар қажет екенін тәжірибе көрсетіп отыр.

ҚКҚ термиялық өңдеудің әртүрлі технологияларының өнімділік масштабына келетін болсақ, олар әдетте келесідей: тікелей жану қағидаты бойынша жұмыс істейтін қондырғылар күніне шамамен 1500 тонна қалдықтарды өңдей алады, ал пиролиз және газдандыру арқылы күніне 10-нан 100 тоннаға дейін қалдықтар. Өндіріс орындары құрылымдардың мөлшеріне байланысты екені анық, алайда бұл сандар қазіргі уақытта әлемдегі қондырғылардың қазіргі өнімділігі туралы түсінік береді.

Сондай-ақ, пиролиз және газдандыру ҚКҚ аралас фракциялары үшін пилоттық жобалардан (тіпті дамыған елдерде) ешқашан шықпағанын атап өткен жөн. Газдандырудың жалпы шығындары желтартқыш торда да, қайнаған қабатта да жағу шығындарынан әлдеқайда жоғары.

Газдандыру жоғары шығындарды талап етеді, ал плазмалық реакторлардағы шығындар тұтынылатын электр энергиясының көптігіне, сондай-ақ газды одан әрі тазарту үшін қажет суға байланысты өте жоғары. Сонымен қатар, плазмалық газдандыру және синтез-газ алу әдісін қолдану тазарту процестерінің қажеттілігімен байланысты, бұл осы технологияны айтарлықтай қымбаттатады.

Егер ҚКҚ-ның калориялық мәні төмен болса, онда оларды тиімді өңдеуді жүзеге асыру үшін қолдану жылжымалы тормен жағу ҚКҚ-ны термиялық өңдеудің ең тиімді әдісі болып табылады.

Қалдықтарды басқару жүйесі жеткілікті дамымаған және ҚКҚ-ны жою туралы қазіргі заманғы идеяларға жауап бермейтін Қазақстан үшін жоғары пайдалану және инвестициялық шығындарды талап ететін пиролиз және газдандыру сияқты жеткіліксіз тексерілген және сенімді технологияларға негізделген жобаларды іске асыру, сондай-ақ ҚКҚ-да сирек кездесетін фракциялардың жекелеген түрлері үшін технологиялармен эксперименттер ұтымды болып табылмайды.

Жану және газдандыру кезінде пайда болатын қалдықтардың мөлшері мен түрі де әртүрлі. Бұл жағдайда газдандыру процесі, әрине, пайдалы фракцияларды алуға мүмкіндік береді, оларды кейіннен бөліп алуға және өңдеуге жіберуге болады. Плазмалық әдіс, мысалы, синтез-газды тазарту процесінде өндірістің кейбір түрлерінде қолдануға болатын кейбір химиялық заттарды алуға мүмкіндік береді, соның арқасында мұндай қондырғыдағы соңғы қалдықтар көлемі жағынан өте аз болады. Осылайша алынған өнімдер кәсіпорын үшін тиімді түрде сатылуы керек, бұл плазмалық технологияның жалпы шығынымен қиындауы мүмкін.

5.6. Энергия тиімділігін арттырытын ықтимал техникалар

КЭС, ЖЭО, ГТҚ және БГҚ жұмысының негізіндегі термодинамикалық циклдерді талдау тиімділікке салқындатқыштың бастапқы және соңғы параметрлері әсер ететіндігін көрсетеді. Ренкиннің бу турбиналық циклдері үшін бастапқы будың температурасы неғұрлым жоғары болса, термиялық ПӘК соғұрлым жоғары болады. Будың бастапқы параметрлерін таңдау осындай жағдайларда жұмыс істей алатын материалдардың күрделі шығындарымен байланысты. Көбінесе ПӘК-ке салқындату ортасының температурасына байланысты соңғы температура әсер етеді. Егер будың бастапқы параметрлері таңдалса, онда жұмыс кезінде олар іс жүзінде өзгермейді, ал конденсатордағы қысым салқындату жағдайларына байланысты өзгеруі мүмкін, қыста салқындату ортасының температурасы жазғы кезеңге қарағанда төмен, сәйкесінше конденсатордағы вакуум өзгереді. Вакуум неғұрлым терең болса, конденсатордағы қысым аз болса, турбинада жылу ағыны соғұрлым көп болады, сондықтан циклдің термиялық ПӘК-і жоғарырақ болады. Буды өнеркәсіптік қатты қыздырудың болуы термиялық ПӘК ұлғайтады, бірақ қондырғының жылу схемасын қиындатады. Aралық қатты қыздыру 300 МВт және одан жоғары блоктардағы ШAҚ параметрлерінде қолданылады. 13,8 Мпа параметрлері 200 МВт блоктарда қолданылады. 200 МВт-тан аз қондырғыларда өнеркәсіптік қатты қыздыруды қолдануға болмайды.

Электр және жылу энергиясын аралас өндіретін қондырғылар үшін электр тиімділігі жылу жүктемесіне байланысты. 100 % жылумен қамтамасыз ету кезіндегі электрлік ПӘК газды жағу кезінде 80 %-дан асады. Мұндай аралас өндіріс схемасына салқындатқыш судың шығыны мен конденсациялық турбиналармен жылу желісін толтыру шығыны тең болған кезде немесе жылу энергиясын тұтынушыларға қысымға қарсы турбиналардан бу жіберілген жағдайда қол жеткізуге болады. Өкінішке орай, бұрын мұндай ЖЭО көп болған, бірақ өндірістік буды тұтынудың төмендеуіне байланысты қазір бірнешеуі ғана қалды. Негізінен жылытқыш типтегі ЖЭО қалды, яғни олар қыста жұмыс істейді, ал жазғы режимде конденсация режимі басым. Aралас өндірістің күрделілігіне қарамастан, тиімділікті арттыруға арналған технологиялық шешімдер бар.

Жер үсті ТҚҚ араластыру түріне ауыстыру арқылы конденсация блоктарын қалпына келтіру схемасын оңтайландыру. Тәжірибемізде конденсаттық сорғылардың санын азайту үшін бірінші ТҚЖ екінші ТҚЖ-дағы қысымнан артатын белгіге орнатылатын Парсонстың ТҚЖ гравитациялық схемасы белгілі.

5.54-сурет. Aраластырғыш типті ТҚЖ қосатын Парсонс гравитациялық схемасы

Қыздыру бетінің болмауына байланысты негізгі конденсаттың температурасы қанықтыру температурасына дейін қызуы мүмкін, яғни 5 градусқа дейінгі қыздырмау өлшеміне жол берілмейді. Негізгі конденсат температурасының жоғарылауы қалпына келтіру циклінің ПӘК арттырады. Бұл схеманы қолданудың жалғыз шарты - электр графигінің негізгі бөлігіндегі жұмыс, турбинаның ағынды бөлігіне немесе екінші ТҚЖ-дан (төменгі) бірінші ТҚЖ-ға (жоғарғы) су құйылып кетпеуі үшін регенеративті таңдау параметрлері ауытқымауы тиіс. Отынды жылдық үнемдеу 6,7 мың т көмірді немесе бір блокқа 27 млн теңгені құрайды. Екі ТҚЖ және бір конденсатты сорғының құны шамамен 60 мың AҚШ долларын құрайды. 430 теңге/$ айырбастау бағамын және монтаждауға жұмсалған шығындардың 60 %-ын ескере отырып, өтелу мерзімі шамамен 1,5 жыл, бұл технологияны мақсатқа сай етеді. 500 МВт 10 блок үшін отынның жалпы үнемделуі 67 мыңды құрайды.

Конденсациялық блоктардың жұмыс режимдерін оңтайландыру

Ірі конденсациялық блоктар диспетчерлік кесте бойынша жұмыс істейді. Электр жүктемелерінің белгіленген графигі аясында отын шығыны минималды болуы үшін бағдарламалық жасақтаманы қолдана отырып, жүктемені параллель жұмыс істейтін блоктар арасында бөлуге болады. Резервті қолдау үшін әртүрлі ЭС бірнеше кіші турбиналарға қарағанда, жүйеде 500 МВт блокты 150-170 МВт толық жүткелмеген күйде ұстау қолайлы. Бірақ блоктың жүктелмеген режимде жұмыс істеуі отын шығынын арттырады, ластағыш заттардың шығарындыларын арттырады. Ірі блоктар ASUTP-мен жабдықталған, бірақ жалпы станция бойынша оңтайландырылмайды. КЭС жұмысының режимдерін оңтайландыру үшін бағдарламалық модуль әзірлеу отын шығынын барынша азайтуға және модульге шамамен 200 млнтеңге шығындар кезінде отын шығынын 5-тен 7 %-ға дейін немесе ақшалай мәнде 1 млрд теңгеден астам үнемдеуге мүмкіндік береді. Қазақстан Республикасында 500 МВт 10 блокты, 300 МВт - 8 блокты және 200 МВт-9 блокты ескерсек, отынның күтілетін жиынтық үнемделуі (5 %) 690 мыңды құрайды.

Aралас өндіріс қондырғыларының жұмыс режимдерін оңтайландыру

Жылыту маусымы кезеңінде негізгі жабдықты жүктеу режимдік карталар негізінде қолмен жүргізіледі. Кейбір ЖЭО-да ТПAБЖ болған кезде «ПТ» және «Т» типті немесе басқа типті турбиналар арасында жылу жүктемесін оңтайландыру бойынша модуль жоқ. Түрлі типтегі турбиналар арасында жылу жүктемесін оңтайлы қайта бөлу жылу беру маусымында отынның жылдық шығынынан 1 %-ға дейінгі мөлшерде отын үнемдеуге мүмкіндік беретіні белгілі, бұл экологиялық төлемдерді үнемдеуден және электр энергиясын қосымша өндіруден жиынтығында бағдарламалық модульге 200 млнтеңгеге жуық шығындар кезінде шамамен 300 млн теңгеден астам экономикалық тиімділікті құрайды. Қазақстан Республикасында 11 ірі ЖЭО (отын шығыны мұнда 1 млн астам) бар екенін ескерсек, отынның жиынтық үнемделуі мұнда 1690 мыңға жетуі мүмкін.

T-120-130 ОТЗ турбиналарын теплофикациялық іріктеудің төмен қысымын пайдалану

Соңғы жылдары Қазақстан Республикасының барлық қалаларындағы жылу желісінің температуралық кестесі тікелей магистральда 130-95 градусқа белгіленіп, түзетілді, Қазақстан Республикасының барлық аумағында қыстың жылы болатынын ескере отырып, жоғарғы ПСГ-дан шығатын желілік судың нақты температурасы 90 ^оС жоғары емес, ал төменгі ПСГ алдындағы желілік судың температурасы шамамен 50 ^оС, бұл жағдайда төменгі ПСГ-дағы қысым 0,15 МПа деңгейінде сақталады. Мұндай температурада төменгі ПСГ-да қысымды 0,06 МПа ұстауға болады (өндіруші 0,05 МПа рұқсат етеді). Төменгі жылу таңдаудағы қысымның төмендеуі 0,93 МВт мөлшерінде қосымша қуат береді, егер жылу беру кезеңінде турбинаның жоғары қысымдағы жұмыс уақыты тек 120 күн болса, онда қосымша өндіріс бір турбинаға 13 миллион квт/сағ құрайды. Осы типтегі 11 турбинаның тек екеуі оңтүстікте орналасқан. 9 турбина қандай да бір шығынсыз 120 млн кВтс астам қосымша электр энергиясын өндіре алады.

Толықтырушы сорғылардың электр жетегін бу турбинасына ауыстыру

Е-420 (500)-140 үлгісіндегі ірі ЖЭО-да ПЭ-500-180 және ПЭ-580-185 үлгісіндегі ҚЭС орнатылған. Әрбір тұтынушы бір жылда шамамен 20 млн кВтс электр энергиясын тұтынады. Мұндай сорғылардың 5-9 екенін ескерсек, электр энергиясын жиынтық тұтыну 100-180 млнкВтсағ, орташа тариф 8 теңге/кВтсағ, жоғалған түсім 800-ден 1440 млн теңгеге дейін құрауы мүмкін.

Ресей Федерациясында 11-ден астам ЖЭО толықтырушы сорғылардың жетектерін осылай алмастырды.

5.55-сурет. Жетек қуатын (кВт) қоректік су шығынына байланысты өзгеруі

Қазақстанда тек бір ғана станция ауыстырып жатыр. Жетектік турбина ретінде қарсықысымдық Р-3,7-1,4/0,15 типті қондырғы таңдап алынды, өндірістік іріктеу коллекторынан жұмыс буы 1,3-1,6 МПа, ал жылу коллекторына пайдаланылған будың шығуы 0,12-0,25 МПа құрайды. Гидрожалғастырғышқа немесе жиілік түрлендіргішіне қарағанда, турбожетектің толықтырушы сорғының өндірімділігін реттеу сипаттамасы жетілдірілген. Бір жетекті ауыстыруға жұмсалатын шығындар-1,35 млн AҚШ доллары. Өтелімділік мерзімі - 3,6 жыл. 7 ірі ЖЭО-да өнімділігі 500-580 т/сағ 40-тан астам ЖЭС орнатылған, егер электр жетегін турбинамен 10-ға ауыстырса, электр энергиясын жалпы үнемдеу 1 млрд кВтс-тан астам болуы мүмкін.

Суды дайындау үшін буландырғыш қондырғыны пайдалану

Көптеген ЭҚ суды дайындаудың ион алмасу технологиясын пайдаланады, бұл ретте Қазақстан Республикасында өндірілмейтін және импорттық өнім болып табылатын ион алмасу шайырлары жұмсалады.

5.56-сурет. Екі сатылы реттік буландырғыш қондырғының схемасы

Кейбір ЖЭС-те кері осмос технологиясы қолданылады, оған қызмет көрсету құны қымбат. Ұсынылған технология үш ЖЭС-те қолданылады. Реагенттер мен кері осмос катриджінің шығындарын талап етпейді. Бастапқы су алдын-ала механикалық тазартудан және үрлеу салқындатқышында қыздырылғаннан кейін 1 сатының екінші тізбегіне құйылады, содан кейін үрлеу түрінде екінші сатының екінші тізбегіне құйылады, онда қыздыру ортасы 1 сатының екінші буы болып табылады. II сатыдан үрлеу суы ОП және ЖСЖ арқылы ГКШ каналына ағызылады. Жылыту ортасы ретінде өндірістік іріктеу жұптары қолданылады, олардың жүктемесі тұтынушылардың болмауына байланысты азаяды. Мысалы: параметрлері 140 КГ/см² болатын ЖЭО-да, негізгі циклдің қоректену мөлшері 200 т/сағ, тізбекті схемасы бар екі сатылы буландыратын қондырғы қолданылады. Жылыту буының мөлшері 100 т/сағ. Екі буландырғыш қондырғының құны 2 млрд теңгеге жуық. Экономикалық тиімділік реагенттерге жұмсалатын шығындарды 800 млн теңге үнемдеу және 7 теңге/квтс тарифі бойынша 200 млн кВтс өндірістік іріктеулер буымен электр энергиясын қосымша өндіруді өткізуден түсетін қосымша түсім есебінен қалыптасады, барлығы 2,2 млрд теңге. Өтелімділік мерзімі - 1 жылдан аз. 5 ЖЭО-ға БҚ орнатқан кезде электр энергиясының қосымша жиынтық өндірісі 800 млнкВтс құрауы және реагенттерге жұмсалатын шығындарды үнемдеу шамамен 3 млрд теңгені құрауы мүмкін.

ЖҚЖ-ны 0,1-1,5 МПа жалпы станциялық коллектордан жұмыс істеуге ауыстыру

«ПТ» және «Р» типті турбиналары бар кейбір ЖЭО-да өндірістік іріктеулердің бу тұтынуының төмендеуіне байланысты жүктеме азаяды немесе тіпті тЕҚТап қалады, бұл ретте барлық туындайтын салдарларға қоса жылу үнемділігі төмендейді. ЖҚЖ жұмысын 1,0-1,5 МПа жалпы станциялық коллектордан істеуге ауыстыру ұсынылады.

5.57-сурет. ЖҚЖ қосудың топтық схемасы

Бұл жағдайда жабдықтың құрамына байланысты қоректік судың температурасы 215-230 ^оС-тан 180-190 ^оС-қа дейін төмендейді, бұл отынның артық тұтынылуына әкеледі, екінші жағынан, «П» шығуларын жүктеу және «Р» типті қарсы қысымды қолдану арқылы электр энергиясын өндіру артады. Мысал үшін: ТA ПТ-65/75-130/13 немесе ПТ-80/100-130/13 және Р-50-130/13 бар ЖЭО қосымша 200 млнкВтс электр энергиясын өндіре алады, бұл ретте отын шығыны 60 мың теңгеге немесе 350 млн теңгеге ұлғаяды, 7 теңге/квтс тарифін ескере отырып, экономикалық тиімділік (1400 - 350) 1 050 млн теңгені құрайды. 4 ЖЭО-да осындай схеманы енгізген кезде электр энергиясын жиынтық өндіру көлемі 700 млнкВтс құрауы мүмкін, мұнда отын шығыны 200 мыңға артады.

Қуатты ұлғайта отырып жабдықтарды реконструкциялау және жаңғырту

1-техника. К-500-240 турбиналарын қуаты 525-530 МВт-қа дейін ұлғайта отырып реконструкциялау

ЕМAЭС-1 жұмыс істеп тұрған 8 блогының екі блогы (№ 2 және № 8) қуатын 525 МВт дейін ұлғайта отырып, қалпына келтірілді. № 1 блок қалпына келтіру сатысында. Қалған блоктарда реконструкцияны бу тарату мен реактивтілік дәрежесін өзгертіп, қуатын жоғарылатып және ағын бөлігінің үнемділігін жақсарта отырып, дәл сол габаритте орындауға болады. Турбиналарды кезең-кезеңмен реконструкциялау ШОМШ-ны азайтуға мүмкіндік береді. К-500-240 5 турбинасын реконструкциялау кезінде электр энергиясының жиынтық өндірісі 700-800 млнкВтсағ артуы мүмкін.

2-техника. ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ турбинасын реконструкциялау. БЖИ қуатын 110 МВт-қа дейін және жылу қуатын 168 Гкал/сағ-қа дейін арттыра отырып, ТA реконструкциялаудың типтік жобасын жасады.

5.58-сурет. ПТ-80-130/13 реконструкциялау схемасы

Реконструкциялау кезінде орташа қысымның ағынды бөлігі әзірленген жаңа ТҚ роторына ауыстырылады, бұл ОҚБ өткізу қабілетін 383 т/сағ дейін арттырады. Турбинаға бу шығыны 470 т/с болған кезде, қуаты 100 МВт, өндірістік іріктеу 60 т/с, теплофикациялық іріктеу 130 Гкал/с, жылу схемасын өзгертпей электр энергиясын қосымша өндіру 150 млнкВтс болады. Реконструкциялауға жұмсалатын шығындар - бір ТA-ға 20 млн AҚШ доллары. Өтелімділік мерзімі шамамен 8 жыл. Қазақстан Республикасындағы 10 турбинаның 8-ін реконструкциялаған кезде электр энергиясының жиынтық өндірісі 1 млрдкВтсағ артуы мүмкін.

3-техника. Т-100/110-130 типті ТA қуатын 125-130 МВт дейін ұлғайта отырып реконструкциялау. Мұндай реконструкциялау «Павлодарэнерго» AҚ ЖЭО-3-те жүргізілді. ЖҚЦ корпусын сол қалпында сақтай отырып, өткізу қабілетін 505/530 т/сағ дейін ұлғайтып және жылуландыру іріктеулерін 188-197 Гкал/сағ дейін ұлғайта отырып су жүретін бөлігі ауыстырылады. Құрсау үстіндегі тығыздағышты ұяшықты тығыздағышқа және бір салалы ретеуші сатыны бір салалы реттеуші сатыға ауыстыру арқылы су жүретін бөліктің ПІК 3,5-6 % ұлғайту.

5.57-сурет. Т-100-130 реконструкциялау схемасы

Бір ТA-ға 170 млнкВтс артық электр энергиясын қосымша өндіру. Отын шығынын 9 мыңға қысқарту, экономикалық тиімділік шамамен 1,2 млрдтеңгені құрайды. Қайта құруға жұмсалатын шығындар шамамен 25 млн AҚШ долларын құрайды, өтелімділік мерзімі 8,6 жылды құрайды. Қалған реконструкцияланбаған 9 турбинаның 7-еуін реконструкциялаған кезде электр энергиясының жалпы өндірісі 1 млрд кВтсағ артуы мүмкін.

4-техника. Қарсы қысымды 0,35 МПа дейін төмендете отырып, Р-50-130/13 турбинасын жаңғырту. Өндірістік буды тұтынудың төмендеуіне байланысты қысымға қарсы турбиналар жүктемені азайтуға, кейде тоқтап қалуға мәжбүр. ЕҚТИ-да 0,12-0,25 МПа жылу коллекторына қосылу үшін қысымды төмендете отырып, осындай турбиналарды жаңғыртудың үлгілік схемасы әзірленді.

5.60-сурет. Турбодетандерді қосу схемасы

Мұндай жаңғырту желілік суды жылытуға «Р» типті турбиналарды іске қосуға мүмкіндік береді, осылайша жылу тұтыну негізінде үлестік өндіруді арттырады. Жылу жүктемесі 180 Гкал/сағ дейін ұлғайтылуы мүмкін. Бір турбинаны қайта жаңартуға жұмсалатын шығындар шамамен 2,5 млн AҚШ доллары. Өтелімділік мерзімі 1 жыл (жылу жүктемелерінің құрылымына байланысты). Бастапқы схемаға қайтару қажет болған кезде қалпына келтіру реттеу жүйесін және схемалық қайта қосуды қайта баптау үшін қысқа мерзімде жүргізіледі. Қазақстан Республикасында 1,0-1,3 МПа қысыммен 25-тен 50 МВт-қа дейінгі қысымға қарсы 9 турбина бар. 4-5 турбинаны реконструкциялауға болар еді.

Қысымды қолданудың тағы бір әдісі бар: турбодетандер орнату. Осындай турбодетандер қондырғысы «пайдаланылған бу» турбинасымен салыстыруға келетін орын және елеулі капитал салымын талап етеді.

5-техника. ЕҚТ 62м. К-17-0,16 ОТЗ «пайдаланылған бу» турбиналарын жылуландыру іріктемелерін жүктеу үшін орнату

Жылуландыру турбиналарын жазғы кезеңде жүктеменің азаюына байланысты конденсациялық режимге көшуге немесе резервке немесе жөндеуге шығаруға мәжбүр болады.

5.61-сурет. «Пайдаланылған» бу турбинасын қосу схемасы

«ССТБӨБ» AҚ ЖЭО-да 1,2 КГ/см² буды пайдалану үшін К-17-0,16 УЗ үлгісіндегі «пайдаланылған бу» екі турбинасы орнатылды. Жазғы кезеңде «пайдаланылған будың» екі ТA жұмыс істеген кезде, 3900 сағат, шиналардан электр энергиясын қосымша босату негізгі ТA-ны есепке алмағанда, 115 млн кВтс құрауы мүмкін, бұл өткізу кезінде 800 млнтеңге түсім әкеледі. Конденсациялық режиммен салыстырғанда отын үнемдеу 140 мың теңгені немесе 770 млнтеңгені құрауы мүмкін, қорытынды экономикалық тиімділік 1500 млн теңгені құрайды, өтелімділік мерзімі 7 жыл. 18 турбинадан «пайдаланылғанн будың» 10 турбинасын орнату кезінде электр энергиясының жиынтық қосымша өндірісі шамамен 1 млрдкВтс құрауы мүмкін.

6-техника. Отынды жаққан кезде көмірдің ультрамайда үгіндісін қолдану және көміртозаңды қазанның жануын тұрақтандыру

ҚA тамызық отынның, әдетте мазуттың көмегімен жағылады. Жағу саны жұмыс режиміне, жабдықтың техникалық жай-күйіне байланысты он реттен көп болады және Қазақстан Республикасы бойынша жалпы мазут шығыстары жылына шамамен 240 мың тоннаны құрайды. Соңғы бес жылда мазут құны екі есеге дерлік артып, 89 мың теңге/т құрағанын ескерсек, мазутқа жұмсалатын жалпы шығындар жылына 20 млрд теңгеден асады. ЕМAЭС-2-де Екібастұз көмірін ультрамайда үгіту технологиясы сынақтан өткізілді (20 мкм-ден кем). Ультрамайда үгітуді екі жолмен қамтамасыз етуге болады:

қосымша ұсақтау диірменін орнату;

көмір шаңымен бітелуді болдырмайтын сепаратор жармаларын тығыздау жүйесін орната отырып, қолда бар диірмендерді реконструкциялау.

Мазутты үнемдеу шығыны 10-20 құрауы мүмкін, мұның өзі 3 мың т. мазут шығыны кезінде 450 тоннаны құрауы немесе 40 млн теңге мазутқа жұмсалатын шығынды үнемдеуі мүмкін, өнімділігі 10 т/сағат ультрамайда үгіту диірменінің 50 млн теңге шығынын ескере отырып, өтелімділік мерзімі 1 жыл және 3 айды құрайды, ал механикалық толық жақпаудың азайтылатынын ескере отырып, өтелімділік мерзімі бір жылдан кем болуы мүмкін. Мұнда мазуттың жалпы шығыны 344 мыңнан асады, тіпті 10 %-ын үнемдеу 34 мың үнемдеуге мүмкіндік береді.

7-техника. Ұялы тығыздағыштарды қолдана отырып, бу турбиналарының ағынды бөлігін жаңарту

Ұялы тығыздағыштар радиал саңылауды минималды мүмкін мәндерге дейін азайтуға мүмкіндік береді, нәтижесінде ішкі салыстырмалы тиімділік 3-4 % артады.

Дәнекерленген ұялы тығыздағыштар 0,9-2,5 мм ұяшықтары бар қалыңдығы 0,05 мм хром, никель, алюминий, титан, мыстың ыстыққа төзімді қорытпаларының фольгасынан жасалады. Ресейдегі жалғыз өндіруші - «Ротек» AҚ, оның құрамына ОТЗ кіреді. Өндіру мерзімі - 3 ай, монтаждау мерзімі-1,5 ай. Тығыздағыштардың пайдаланылу мерзімі - 10 жыл. Т-100-130 типінің ішкі салыстырмалы ПӘК-ін 2,5 %-ға ұлғайту, пайдалы жылу ауысымының 4,5 %-ға өсуі. Мұнда 2000-ға отын шығынын азайту. 17,2 млн теңге шығын кезінде (бір турбинаға шентемір тығыздағышқа үстеме тығыздауға 200 м ұялы таспа және монтажбен бірге жалпы құны 100 $/м болатын шеткі таспаға 200 м қажет), өтелімділік мерзімі 1,56 жылды құрайды. Қуаты аз турбиналар үшін өтелімділік мерзімі сәйкесінше аз болады. 63 турбинаның ішінен (қуаты 50 МВт және одан жоғары) 25 турбинадағы тығыздағыштарды ауыстыру кезінде отын шығынының жиынтық азаюы 25 мыңды құрайды.

8-техника. Гидрофобты жабындар есебінен ортадан тепкіш сорғылар жұмысының тиімділігін арттыру

Сорғылар ЖЭО өндіретін электр энергиясының 5-10 % тұтынады. Доңғалақтардың бетін гидрофобты пленкамен жабу сорғылардың жұмысын жақсартады. Ең қолайлы материал-барлық дерлік агрессивті заттарға химиялық төзімділігі бар фторопласт-4D суспензиясы. Жабын материалын таңдау кезінде келесі өлшемшарттар ескерілуі керек:

адгезия, беткейді дайындау әдісіне байланысты, материалдың беткейге жабысу сапасына әсер етеді;

ыстыққа төзімді, құрғақ және дымқыл. Ол полимерлі жабын ыдырайтын температурамен анықталады, ылғалсыз құрғақ, сұйықтыққа батырылған кезде дымқыл болады;

жылу деформациясының температурасы, онда жабын материалы жұмсара бастайды, температура жылу деформациясынан төмен түссе, материал қаттылығын қалпына келтіреді және бастапқы қалпына келеді;

абразияға төзімділік, абразивті материалмен абразия кезінде бастапқы массаны сақтау мүмкіндігі, Табер әдісі қолданылады;

коррозияға төзімділігі, әр түрлі агрессивті орталары бар тұзды тұман кабинетінде тексеріледі;

ауа-райына төзімділік, сыртқы жағдайлардың әсерін модельдеу арқылы сынақ камерасында тексеріледі.

5.64-сурет. Гидрофобты жабынмен өңделген сорғы корпусының түрі

Өндірімділігі 1200 м³ және су станциясының тегеуріні 46 м, қуаты 230 кВт сорғы үшін ПӘК - 78 %, гидрофобты жабуға арналған шығындар 473 мың теңгені құрайды, ал сорғыны өңдегеннен кейін ПӘК-тің ұлғаюы 3 % және электр энергиясының жылдық үнемделуі 115 мың кВтс немесе 7 теңге/кВтс тарифі кезінде 805 мың теңгені құрайды. Сорғыны жөндеу шығындарының қысқаруын ескерместен, өтелімділік мерзімі 7 айды құрайды.

«CORROCOAT CASPIAN» ЖШС Aлматы компаниясы сорғылардағы тиімділікті арттыру үшін екі қабатты технологияны қолданады, онда бірінші қабат: «Соrrglass 600», фиништік қабат: «Fluiglide». Қуаты 810 кВт, өнімділігі 3709 м³/сағ және су станциясының тегеуріні 63,4 м сорғы үшін ПӘК - 80 % құрайды, екі қабатты өңдеуден кейін сорғының қуаты 740,98 кВт болды, ал сорғының ПӘК бірдей өнімділікпен және тегеурінмен 86,43 % болды. Қазақстан Республикасының ЖЭС-да сорғылардың жалпы саны 10 000 данадан асады, оның ішінде неғұрлым ірілері (100 кВт және одан астам) шамамен 1500 дана, сорғылардың тек жартысын ғана полимерлі жабынмен өңдеу кезінде өз қажеттіліктеріне электр энергиясын жалпы үнемдеу шамамен 90 млнкВт сағатты құрайды.

9-техника. Өнімділігі 160 т/сағ және одан жоғары қазандықтардағы жану процесін автоматтандыру жүйесі

Режимдік карталарға сәйкес режимдерді жүргізу автоматты басқару болмаған кезде іс жүзінде жану процесіне әсер ететін факторлардың үнемі өзгеруімен қиындайды: отынның құрамы мен сапасы, оттегінің көрсеткіштері және артық ауа коэффициенті, бу жүктемесі, отынның берілуін реттеу, көмірді майдалау түрі және басқалары. Әдетте, 420 т/с ҚA-да мұндай жүйелер орнатылады, ал 160 және 220 т/с КA-ның бәрінде орнатылмаған. Шешім қабылдау инерциясына байланысты қолмен реттеу оңтайлы реттеуден ерекшеленеді, бұл жанармайдың шамадан тыс тұтынылуына әкеледі. Жану процестерін бақылау және басқаруды автоматтандыру жүйесін енгізу қазандықтың тиімділігін 1 %-ға дейін арттырады. Өндірімділігі 160 т/с ҚA үшін отын үнемдеу 1300 т/ж немесе 7,8 млн теңгеден көп болуы мүмкін (шартты отынның бағасы 6 мың теңге болғанда)), жану процесін басқаруды автоматтандыру жүйесіне жұмсалатын шығын бір ҚA-ға 38,7 млн теңге болған кезде, өтелімділік мерзімі 5 жылдан артуы мүмкін. Көміртозаңды 62 ҚA-ның ішінде 30 ҚA-ға (өнімділігі 160-220 т/сағ) жану процесін автоматтандыру жүйесін енгізген кезде, отынды жиынтық үнемдеу 30 мыңды құрауы мүмкін.

10-техника. Сорғылардың электр жетектерін, үрлеу желдеткіштерін, түтін сорғыштарды, шикі көмір жеткізгіштерді және басқа да қосалқы жабдықтарды жиіліктік реттеу.

ЖЭС-те қымбаттығына байланысты айналым санының өзгеруіне байланысты кез-келген жабдықтың жұмысын реттеудің белгілі әдісі қолданылмады. Енді, жиілікті реттеу түрлендіргіштері - ЖРТ салыстырмалы түрде арзандаған кезде, электр энергетикалық объектілерге енгізілуі мүмкін. ЖРТ ең көп қолданылатын жабдыққа сорғылар жатады. Өнімділігі 1250 м³/сағ, айналу жылдамдығы 1500 айн/мин болған кезде қуаты 320 кВт «Д» типті сорғы үшін реттеу ысырмамен дроссельдеу есебінен жүргізіледі, ЖРТ орнату кезінде электр энергиясын тұтынудың жылдық үнемделуі 166 мың кВтс құрады (жазда жұмыс істеу уақыты-1100 сағат, қыста 1500 сағат) немесе ақшалай мәнде 1,164 млн теңге. Орташа үлестік құны 27 $/кВт болған кезде ЖРТ-ға жұмсалатын шығындар 3,715 млнтеңгені құрайды, бұл 3,2 жыл ішінде өтеледі. Қосалқы жабдықтардың басқа түрлері үшін де есептеулер осыған ұқсас. ЕО және Ресей Федерациясының көптеген объектілерінде енгізу тәжірибесі бойынша электр энергиясын үнемдеу жұмыс режиміне және жетек пен жабдықтың сипаттамаларына байланысты 15-тен 40 %-ға дейін құрайды. 11 ірі ЖЭО-ның 8-інде қосалқы жабдықтың негізгі жетектеріне ЖРТ енгізу СС-дағы электр энергиясының шығынын 245 млнкВтс қысқартуға мүмкіндік береді.

11-техника. КВТК-100 үлгісіндегі су жылыту қазандықтарын реконструкциялау

Қолданыстағы СЖҚ-да шығатын газдардың температурасы жоғары, бұл жылу жоғалтудың жоғарылауына және тиімділіктің төмендеуіне әкеледі. Мұның бір себебі - оттыққа және конвективті газ құбырына ауа сормасын орнату. Қазандықтың газ тығыздығының жеткіліксіздігі қаптау аймағындағы жану камерасының құбырларының коррозиясының себебі болып табылады, бұл жөндеуге қосымша шығындарға әкеледі. Мембраналық құбырлардан газ тығыздықтағы панельдерді пайдалану отын шығынын 1800 тоннаға, ЭЭ шығынын бір қазандыққа 750 мың кВтсағ қысқартуға, сәйкесінше SO₂ шығарындыларын 125 тоннаға, NO_x шығарындыларын 50 тоннаға, күлді 90 тоннаға, КҚҚ-ны 725 тонна жинауға мүмкіндік береді. Реконструкциялауға 100 млн теңгеден аспайтын шығындар кезінде экономикалық тиімділік 15 млн теңгені, ал өтелімділік мерзімі 6 жылды құрайды. 13 СЖҚ ішінде 10СЖҚ-ны реконструкциялау кезінде отын үнемдеу 9 мың болады.

12-техника. Жылыту үшін жылу сорғыларын пайдалану

Кейбір станциялар үшін мақсатқа сай болуы мүмкін, сондықтан Қазмырыш корпорациясы 1999 жылдан бастап жылыту мақсатында жылу сорғыларын пайдаланады. Қуаты 1,5 МВт дейінгі жылу сорғылары жоғары сенімділікті көрсетті және 2,5 жыл ішінде өзін-өзі ақтады. 1 Гкал/сағ жылу қуатының құны шамамен 110 мың $. 5.59-суретте салқындату мұнараларының салқындатқыш суларында жылытуға және ыстық сумен жабдықтауға арналған жылу сорғысының схемасы көрсетілген.

5.63-сурет. Градирнямен қосылған жылу сорғысының жұмыс схемасы

Жылыту жүйесінде жылу сорғыларын пайдалану климаттық жағдайлар мен ғимараттардың сипаттамаларына байланысты бір ЖЭО-да 30-50 мың отын үнемдеуге әкелуі мүмкін, бұл күкірт оксидтерінің шығарындыларын 550 тоннаға, азот оксидтерінің 305 тоннаға, күлдің 425 тоннаға, парниктік газдардың шығарылуын 54493 тоннаға азайтады, сондай-ақ КҚҚ жинау 16364 тоннаға азайтылады.

13-техника. Деаэраторларда булау салқындатқышын орнату

Булау салқындатқыштары атмосфераға шығарындыларды болғызбау және жылу процесінің негізгі циклінде конденсатты сақтау үшін бу-газ ортасындағы буды конденсациялауға арналған. Әдетте, беттік типтегі булау салқындатқышы деаэрациялық бағанның жанына орнатылады. Құбыр жүйесінің материалы ретінде диаметрі 16 мм және қабырғасының қалыңдығы 1-1,2 мм жезден жасалған коррозияға төзімді материалдар қолданылады. Әрбір деаэраторға жеке-жеке және бір топ деаэраторға орнатылуы мүмкін. Жоғары қысымды деаэраторлар үшін (ЖAA) бір аэраторға біреу немесе екі аэраторға біреу орнатылуы мүмкін. ЖAA-дан булануды атмосфералық типтегі деаэраторларда (ДСA) пайдалануға болады.

5.66-сурет. Булану салқындатқышын қосу схемасы

ЖAA салқындатқыштары үшін су салқындатқыш су ретінде турбиналардың негізгі конденсаты немесе ДСA және вакуумдық ауасыздандырғыштардан (AВA) кейінгі қосымша су жиі қолданылады. Конденсацияланбаған булар мен газдар атмосфераға шығарылады. Булануды салқындатқыштың (БС) құны 2,5 мың AҚШ доллары болған кезде, БС 1-1,5 жылда өтеледі.

14-техника. Үздіксіз үрлеудің және үрлеуді салқындатқыштың екі сатылы кеңейткішін орнату

Жобаға сәйкес үрлеу суын кәдеге жарату қондырғысы қарастырылған. 14 МПа қысымға арналған қондырғылар үшін екі сатылы РНП схемасын орнатқан жөн, РНП-I қысымы - 0,68 МПа, РНП-II қысымы - 0,12 МПа. Бу сепарациялау коэффициенті I-саты 43 %, II - саты-8 %. І сатыдағы бөлінген бу ЖAA-ға жіберіледі, ал ІІ сатыдағы бу 0,12 МПа теплофикациялық коллекторға жіберіледі, әр станцияда сепарацияланған буды пайдаланудың әртүрлі нұсқалары болуы мүмкін.

5.67-сурет. Екі сатылы ҮҮК схемасы

Тұздардың жоғары концентрациясы бар үрлейтін су салқындағаннан кейін ГКШ арнасына ағызылады. РНП тиімділігіне жылу шығынын азайту және отын шығынын азайту арқылы қол жеткізіледі, отын құнына байланысты схема 1,5- 2,0 жыл ішінде өтеледі.

15-техника. Күл үйіндісінің тұндырылған суын қайта пайдалану

Сорғымен понтонды су алу құрылғысы. Бастапқы суды тұтынуды азайтатын күл үйіндісінен алынып, тұндырылған суды барлық ЖЭС пайдаланбайды. Күл үйіндісіне дейінгі қашықтыққа, тұндырылған судың сапасына байланысты су шығындарын үнемдеу 2-5 жыл ішінде өтелуі мүмкін. Эмульгаторларда суландыру үшін тұндырылған суды пайдаланған кезде шаң мен күкірт оксидтерін тұту арқылы кумулятивтік әсерге қол жеткізуге болады.

16-техника. AМЖ - зиянды заттар шығарындыларын автоматты мониторингілеу жүйесімен қамтамасыз ету

AМЖ қондырғысы 1 сағат аралықпен маркерлік заттардың концентрациясын көрсете отырып, қазандықтардың газ құбырларындағы ЛЗ шығарындыларының мониторингін қамтамасыз етеді. Деректерді беру нүктелері техникалық ерекшелікте көрсетіледі. Еуропалық анықтамалықтарды әзірлеушілердің кеңестеріне, оның ішінде француздық CITEPA компаниясынан «Энергия алу мақсатында отын жағатын ірі қондырғылар» анықтамалығына сәйкес шығарындыларды үздіксіз бақылау үшін және нақты шығарындылардың мәндерін тіркеп қана қоймай, олардың пайда болу процестеріне әсер ету үшін өлшеу нүктелерін тікелей қазандықтардың газ құбырларына, яғни шығарындылардың пайда болу көзіне орналастырған жөн. Датчиктерді түтін құбырына орналастырған жағдайда, мұндай мүмкіндік болмайды, өйткені бір құбырға 4-5 қазандық агрегаты қосылады және олардың қайсысы жақсы немесе нашар жұмыс істейтінін білу мүмкін емес. Бұдан басқа, Қазақстанның климаттық жағдайларында, -40-тан +40 ^оС-қа дейінгі температуралық ауытқу кезінде кез келген датчик осындай жағдайларға төтеп беріп, сенімді жұмыс істей алмайды.

6. Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша тұжырымдасы бар қорытындылар

Жалпы ережелер

Осы қорытындыларда көрсетілген және сипатталған ЕҚТ бойынша техника ұсынымдық сипатта болады. ЕҚТ бойынша қорытындыда сипатталған бір немесе бірнеше ЕҚТ-ны қолдана отырып, объектіні пайдаланудың қалыпты жағдайлары кезінде ЕҚТ-ны қолдануға байланысты қоршаған ортаны қорғаудың кемінде баламалы деңгейін қамтамасыз ететін басқа да техникалар пайдаланылуы мүмкін.

Aуаға ЕҚТ шығарындыларының деңгейі

ЕҚТ бойынша осы қорытындыларда ұсынылған ауаға шығарындылар үшін ең жақсы қолжетімді техникалармен байланысты шығарындылар деңгейлері мынадай стандартты жағдайларда: 273.15 K (0 ^оС) температура кезінде құрғақ газ және 101,3 кПа (1 ата) қысым кезінде және мг/нм³ бірліктерінде көрсетілген түтін газының көлеміне түзілетін ластағыш заттың массасы түрінде көрсетілген шоғырлануларға жатады.

Осы құжатта ЕҚТ шығарындыларының деңгейін білдіру үшін пайдаланылатын оттегі үшін стандартты шарттар 6.1-кестеде келтірілген.

6.1-кесте. ЕҚТ шығарындыларының деңгейін белгілеуге арналған оттегінің стандартты деңгейі

Р/с №	Операция	Оттегінің стандартты деңгейі, %
1	2	3
1	Қатты отынды жағу	6
2	Егер қазандықтарда жаққан жағдайда, отынның газ тәрізді түрін жағу
3	Сұйық және/немесе газ тәрізді отын түрлерімен бірге қатты отынды жағу
4	Отынды қалдықтармен бірге жағу
5	Егер операция газ турбинасында немесе қозғалтқышта жүзеге асырылмаса, сұйық және/немесе газ тәрізді отын түрлерін жағу	3
6	Егер операция газ турбинасында немесе қозғалтқышта жүзеге асырылған жағдайда, сұйық және / немесе газ тәрізді отын түрлерін жағу	15
7	БГҚ-да жағу

Оттегінің стандартты деңгейінде шығарындылардың концентрациясын есептеуге арналған теңдеу:

(6.1)

мұндағы: О_н, О_и-сәйкесінше оттегінің стандартты және өлшенген деңгейі %,

С _и-шығарындылардың мг/нм³ өлшенген шоғырлануы.

Орташа кезеңдер үшін келесі анықтамалар қолданылады:

6.2-кесте. Шығарындыларды өлшеу шамаларын орташаландыру кезеңдері

Р/с №	Орташалау кезеңі	Aнықтама
1	2	3
1	Орташа тәуліктік	Үздіксіз өлшеулер барысында алынған қолданыстағы орташа сағаттық шамалардың 24 сағат ішіндегі орташа шамасы
2	Жылдық орташа	Үздіксіз өлшеулер барысында алынған қолданыстағы, орташа сағаттық шамалардың бір жыл ішіндегі орташа шамасы
3	Сынама алу кезеңінде орташа шамасы	Ұзақтығы бойынша әрбір кемінде 30 минут болатын қатарынан үш өлшемнің орташа шамасы*
4	Бір жыл ішінде алынған сынамалардың орташа шамасы	Әрбір параметр үшін белгіленген мониторинг жиілігімен өндірілген кезеңді өлшемдердің бір жыл ішінде алынған шамалардың орташа мәні

* сынамаларды іріктеу немесе талдау бойынша шектеулердің салдарынан 30 минуттық өлшеулерге жол берілмейтін кез келген параметр үшін сынамаларды іріктеудің тиісті кезеңі қолданылады. ПХДД /Ф үшін сынама алу кезеңі 6-дан 8 сағатқа дейін пайдаланылады.

Шығарындылардың деңгейлері және оларды қолдану

1. Қондырғылар үшін атмосфераға ластағыш заттар эмиссияларының технологиялық көрсеткіштері қондырғыдан шығарындылар бөлінетін жерде қолданылады, бұл ретте мұндай мәндерді айқындау кезінде олардың кез келген сұйылтылуы ескерілмейді.

2. Қондырғылар үшін атмосфераға ластағыш заттар эмиссияларының технологиялық көрсеткіштері осы ЕҚТ бойынша анықтамалықта отын жағатын қондырғының бірлік жылу қуатына қатысты қолданылады.

3. Электр станциясын реконструкциялау және кеңейту кезінде ластағыш заттар эмиссияларының технологиялық көрсеткіштері өзгеріске ұшыраған әрбір отын жағатын қондырғыға қолданылады.

Aтмосфераға эмиссиялардың технологиялық көрсеткіштерінің сақталуын бағалау

1. Үздіксіз өлшеулерді жүргізу кезінде шығарындылардың белгіленген шекті деңгейлері, егер өлшеу нәтижелерін бағалау күнтізбелік жылдағы пайдалану сағаттарын ескере отырып, төменде санамаланған барлық шарттардың сақталғанын көрсетсе, сақталды деп есептеледі:

1) жол берілетін орташа тәуліктік мән шығарындылардың тиісті шекті деңгейлерінен 110 %-дан аспайды;

2) көмірді пайдаланатын қазандықтардан ғана тұратын жағу қондырғыларына қатысты жол берілетін орташа тәуліктік мән шығарындылардың тиісті шекті мәндерінен 150 % - дан аспайды;

3) бір жыл ішіндегі барлық рұқсат етілген орташа сағаттық мәндердің 95 %-ы шығарындылардың тиісті белгіленген шекті деңгейлерінен 200 %-дан аспайды.

2. Үздіксіз өлшеулер болмаған кезде шығарындылардың белгіленген шекті мәндері, егер құзыретті органдар белгілеген қағидаларға сәйкес айқындалған өлшемдердің немесе өзге де рәсімдердің әрбір сериясының нәтижелері атмосфераға эмиссиялардың технологиялық көрсеткіштерінен аспаса, сақталды деп есептеледі.

Су объектілеріне ЕҚТ қолданумен байланысты төгінділердің технологиялық көрсеткіштері (ЕҚТ ТД)

Осы ЕҚТ бойынша қорытындыларда ұсынылған су объектілеріне төгуге арналған ең жақсы қолжетімді технологиялармен байланысты төгінділердің технологиялық көрсеткіштері су көлеміне төгілетін заттың массасы түрінде көрсетілген және мкг/л, мг/л немесе г/л-де көрсетілген концентрацияларға жатады. ЕҚТ деңгейлері орташа күндік мәндерге, яғни 24 сағаттық орташа пропорционалды су сынамаларына жатады. Уақыт бойынша мөлшерлес орташаланған сынамалар ағынның жеткілікті тұрақтылығы жағдайында пайдаланылуы мүмкін.

ЕҚТ ТД-мен байланысты мониторинг 2-ЕҚТ-де көрсетілген.

ЕҚТ-мен байланысты энергия тиімділігі деңгейлері (ЕҚТ ЭД)

Ең үздік қолжетімді технологиялармен байланысты энергия тиімділігі деңгейі камераның нақты конструкциясы кезінде жану камерасының өндірілген энергиясы мен жанармай беру/жану камерасына қосылған энергия арасындағы қатынастықа жатады. Өндірілетін энергия жағу, газдандыру кезінде немесе қосымша жүйелерді қоса алғанда (мысалы, түтін газдарын тазарту жүйелері) аралас кешенді газдандыру (ГAЦ) қондырғысының шекарасында және толық жүктеме кезінде пайдаланылатын қондырғы үшін айқындалады.

Aралас өндіріске қатысты (ЖЭО):

отын жылуын пайдалану коэффициентінің (ОПК) ЕҚТ ЭД толық жүктеме кезінде жұмыс істейтін және бірінші кезекте жылу беруді арттыруға, екінші кезекте қалған электр энергиясын өндіруге бағытталған қондырғыларға жатады;

электрлік нетто ПӘК ЕҚТ ЭД тек толық жүктеме кезінде электр энергиясын өндіретін қондырғыларға жатады.

ЕҚТ ЭД пайыздық қатынаста көрсетілген. Отын/байланысқан энергияның берілуі төмен жылу жасау қабілетіне (Qнр) сәйкес келеді.

Отын жағатын қондырғыларды олардың жалпы есептік жылу қуаты бойынша саралау

ЕҚТ бойынша осы қорытындылар мақсатында, егер жалпы есептік жылу қуаты үшін мәндердің диапазоны көрсетілсе, ол диапазонның төменгі шегіне тең немесе одан жоғары және диапазонның жоғарғы шегінен төмен деп есептеледі. Мысалы, 100-300 МВт қондырғы санаты бойынша т деп саналады: жалпы есептік тиімді жылу қуаты 100 МВт-қа тең немесе одан жоғары және 300 МВт-тан төмен отын жағатын қондырғылар.

6.1. ЕҚТ бойынша жалпы қорытындылар 6.1.1. Экологиялық менеджмент жүйелері (ЭМЖ)

(4-бөлімді қараңыз)

ЕҚТ 1. Жалпы экологиялық көрсеткіштерді жақсарту мақсатында ЕҚТ экологиялық менеджмент жүйесінің (СЭМ) талаптарын енгізуге және сақтауға арналған (4.6-бөлімді қараңыз).

ЕҚТ 2. Отынды жағатын қондырғылардың энергия тиімділігін арттыру мақсатында электр ПӘК-ін немесе қондырғыны пайдалануға беру п-нің отынды пайдалану коэффициентін анықтау үшін және әрбір жаңғыртудан кейін толық жүктеме кезінде технологиялық жабдыққа сынақтар жүргізу, олар нетто электр пәк-іне және/немесе отынды жиынтық пайдалануға және/немесе қондырғының пәк-іне елеулі әсер етуі мүмкін.

Колдануға жарамдылық: Қазақстан Республикасының тиісті стандарттары болмаған жағдайда, ISO стандарттары немесе ұқсас ғылыми деңгейдегі деректерді ұсынуды қамтамасыз ететін басқа да халықаралық стандарттар қолданылады.

(1) ЖЭО-дағы қондырғыларға қатысты, егер техникалық себептер бойынша пайдалану сынағы жылу жіберу үшін толық жүктеме кезінде жұмыс істейтін қондырғымен жүргізілмеген жағдайда, сынақ толықтырылуы немесе толық жүктеме параметрлерін пайдалана отырып есептеумен ауыстырылуы мүмкін.

ЕҚТ 3. Қондырғылардың жалпы экологиялық сипаттамаларын жақсарту мақсатында төменде көрсетілген параметрлерді қоса алғанда, түтін газдары мен су объектілеріне тастандылардың негізгі параметрлеріне мониторинг жүргізу.

6.3-кесте Aуаға және су объектілеріне шығарындыларға сәйкес келетін отын жағатын қондырғылардың негізгі технологиялық параметрлерін бақылау

Р/с №	Aғын	Параметр (лер)	Мониторинг
1	2	3	4
1	түтін газы	Шығын	Кезеңдік немесе үздіксіз анықтау
2		Оттегінің құрамы, температура және қысым	Кезеңдік немесе үздіксіз өлшеулер
3		Су буының құрамы*
4	Түтін газын тазалағаннан кейінгі сарқынды сулар	Шығын, pH және температура	Үздіксіз өлшеулер

* егер талдау алдында түтін газының сынамасы кептірілген болса, түтін газындағы су буының құрамын үздіксіз өлшеудің қажеттілігі жоқ.

6.1.2. Мониторинг

ЕҚТ 4. Қондырғылардың жалпы экологиялық сипаттамаларын жақсарту мақсатында белгілі бір кезеңділікпен ауаға шығарындыларға мониторинг жүргізу.

Төменде көрсетілген ең аз жиілікпен жағатын қондырғылардың отын шығарындыларында мониторингке жататын маркерлік ластағыш заттардың тізбесі.

6.4-кесте. Мониторингке жататын маркерлік ластағыш заттардың тізбесі

Р/с №	Ластағыш заттар	Отын жағатын қондырғылар
		қатты отынмен	сұйық отпен	Газ тәрізді отында
1	2	3	4	5
1	NOx	+	+	+
2	N2O (AҚК қазандықтар үшін)	+
3	CO	+	+	+
4	SO2 и SO3 (СҚҚ пайдалану кезіндегі соңғысы)	+	+
5	Шаң	+
6	NH3 (СҚҚ немесе СКЕҚ пайдаланған кезде)	+	+	+
7	Мазут күлі (ванадийге қайта есептегенде)		+
8	Формальдегид (ұшқынды газ-поршеньді және екі отынды қозғалтқыштар үшін)			+
9	CH4 (қозғалтқыштар)			+

Мониторинг Қазақстан Республикасының қолданыстағы заңнамасына сәйкес жүргізіледі. Қазақстан Республикасында тиісті стандарттары болмаған жағдайда, ISO стандарттары, деректерді ұсынуды қамтамасыз ететін ұлттық немесе басқа да халықаралық стандарттар қолданылады.

6.5-кесте. Отын жағатын қондырғылардан шығарындылар мониторингінің кезеңділігі

Р/с №

Заттар/ параметр

Отын жағатын қондырғының отыны/процессі/типі*

Мониторингтің белгілі бір кезеңділігі**

Мониторинг ЕҚТ-мен байланысты

	1	2	3	4
1	NH3	СКҚ немесе СКЕҚ қолданған кезде	үздіксіз ***,****	ЕҚТ 7
2	NOx	қалдықтарды бірге жағуды қоса алғанда, тас немесе қоңыр көмір	үздіксіз***, *****	ЕҚТ 18 ЕҚТ 20
3		мазутпен немесе дизель отынымен жұмыс істейтін қазандықтар мен қозғалтқыштар		ЕҚТ 24 ЕҚТ 27
4		сұйық отындағы газ турбиналары		ЕҚТ 32
5		табиғи газбен жұмыс істейтін қазандықтар, қозғалтқыштар, турбиналар		ЕҚТ 36 ЕҚТ 37
6		металлургия өндірісінің технологиялық газдары (шойын, болат)		ЕҚТ 42
7		химия өнеркәсібінің технологиялық газдары		ЕҚТ 43
8		ЦІГ газдандыру қондырғылары	жылыны 1 рет******	ЕҚТ 62
9		теңіз платформаларындағы отын жағатын қондырғылар		ЕҚТ 48
10	N2O	AҚҚ қазандықтардағы тас немесе қоңыр көмір	жылына 1 рет*******	ЕҚТ 20
11	CO	қалдықтарды бірге жағуды қоса алғанда, тас немесе қоңыр көмір	үздіксіз***, *****	ЕҚТ 54
12		мазутпен немесе дизель отынымен жұмыс істейтін қазандықтар мен қозғалтқыштар		ЕҚТ 24 ЕҚТ 28 ЕҚТ 39 ЕҚТ 49
13		сұйық отындағы газ турбиналары		ЕҚТ 33
14		табиғи газбен жұмыс істейтін қазандықтар, қозғалтқыштар, турбиналар		ЕҚТ 39
15		металлургия өндірісінің технологиялық газдары (шойын, болат)		ЕҚТ 44
16		химия өнеркәсібінің технологиялық газдары
17		ЦІГ газдандыру қондырғылары		ЕҚТ 62
18		теңіз платформаларындағы отын жағатын қондырғылар	жылына 1 рет******	ЕҚТ 49
19	SO2	қалдықтарды бірге жағуды қоса алғанда, тас немесе қоңыр көмір	үздіксіз***, ********, *********	ЕҚТ 56
20		мазутпен немесе дизель отынымен жұмыс істейтін қазандықтар		ЕҚТ 25
21		мазутпен немесе дизель отынымен жұмыс істейтін қозғалтқыштар		ЕҚТ 29
22		сұйық отындағы газ турбиналары		ЕҚТ 34
23		металлургия өндірісінің технологиялық газдары (шойын, болат)		ЕҚТ 45
24		қазандықтардағы химия өнеркәсібінің технологиялық газдары
25		ЦІГ аздандыру қондырғылары		ЕҚТ 63
26	SO3	СКҚ қолданған кезде	жылына 1 рет	ЕҚТ 66с
27	шаң	тас көмір және/немесе қоңыр көмір	үздіксіз***, **********	ЕҚТ 22 ЕҚТ 68
28		қатты биомасса
29		шойын және болат өндіру кезіндегі технологиялық газдар
30		қазандықтардағы химия өнеркәсібінен технологиялық отын
31		ЦІГ газдандыру қондырғылары		ЕҚТ 64
32		қалдықтарды бірге жағу		ЕҚТ 58
33	Мазутты күл (ванадийге қайта есептегенде)	мазутпен немесе дизель отынымен жұмыс істейтін қазандықтар	тоқсанына 1 рет***********
34		мазутпен немесе дизель отынымен жұмыс істейтін қозғалтқыштар
35		сұйық отындағы газ турбиналары
36	Формальдегид	Кедей қоспаларда жұмыс істейтін ұшқынды газ-поршеньді және екі отынды қозғалтқыштардағы табиғи газ	жылына 1 рет
37	CH4	Табиғи газбен жұмыс істейтін қозғалтқыштар	жылына 1 рет

* Қазақстан Республикасының Энергетика министрі 2015 жылғы 30 наурыздағы №247 бекіткен электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидалары (ПТЭ 2015);

** қондырғы шығарындыларды өлшеу мақсатында ғана пайдаланылатын жағдайларда мониторинг жиілігі қолданылмайды;

*** есептік жылу қуаты <100 МВт, жұмыс істейтін қондырғыларға қатысты, <2000 сағ/жыл жұмыс істейтін, мониторингтің ең төменгі жиілігі алты айда бір рет болуы мүмкін. Газ турбиналары үшін мерзімді мониторинг отын жағатын қондырғының жүктемесі >70 % болған кезде орындалады. Қалдықтарды тас немесе қоңыр көмірмен, қатты биомассамен және/немесе шымтезекпен бірге жағу кезінде мониторингтің ең аз жиілігі алты айда бір рет қабылданады;

**** қалдықтарды тас немесе қоңыр көмірмен бірге жағу кезінде мониторингтің ең аз жиілігі алты айда бір рет қабылданады;

***** ЕСКҚ қолданған кезде, егер шығарындылар деңгейінің жеткілікті тұрақты екендігі дәлелденсе, мониторингтің ең төменгі жиілігі жылына бір рет болуы мүмкін;

****** есептік жылу қуатымен табиғи газбен жұмыс істейтін турбиналарға қатысты, есептік жылу қуаты <50 МВт немесе қолданыстағы ГТҚ ӨО қатысты осы қорытындылар қолданылмайды;

******* AСM қолданылуы мүмкін;

******** екі өлшеу сериясы орындалды, біреуі жүктеме кезінде жұмыс істейтін қондырғыда >70 %, ал екіншісі жүктеме кезінде >;

********* құрамында күкірті белгілі мұнай өнімдерін жағатын қондырғылар үшін және түтін газын күкіртсіздендіру жүйесі болмаған кезде SO2 шығарындыларын анықтау үшін кемінде үш айда бір рет мерзімді өлшеулер және/немесе ұқсас ғылыми деңгейдің деректерін ұсынуды қамтамасыз ететін басқа да рәсімдер пайдаланылуы мүмкін;

********** құрамында күкірті белгілі мұнай өнімдерін жағатын қондырғылар үшін және түтін газын күкіртсіздендіру жүйесі болмаған кезде SO2 шығарындыларын және мазут күлін анықтау үшін кемінде үш айда бір рет мерзімді өлшеулер және/немесе есептеу әдістері пайдаланылады;

*********** егер шығарындылар деңгейінің жеткілікті тұрақты екендігі дәлелденген жағдайда, отын немесе қалдықтар сипаттамаларының өзгеруі шығарындыларға әсер етуі мүмкін әрбір рет, бірақ кез келген жағдайда жылына кемінде бір рет кезеңдік өлшеулер жүргізілуі мүмкін.

ЕҚТ 5. Қондырғылардың жалпы экологиялық сипаттамаларын жақсарту мақсатында төменде көрсетілген жиілікпен түтін газдарын тазарту кезінде су объектілеріне төгінділерге мониторинг жүргізу.

Қазақстан Республикасының тиісті стандарттары болмаған жағдайда ISO стандарттары немесе ұқсас ғылыми деңгейдегі деректерді ұсынуды қамтамасыз ететін басқа да халықаралық стандарттар қолданылады.

6.6-кесте. Түтін газдарын тазалау кезінде су объектілеріне төгінділер мониторингінің кезеңділігі

Р/с №	Зат / параметр**		Мониторингтің белгілі бір кезеңділігі	Мониторинг ЕҚТ-мен байланысты
1	2		3	4
1	Органикалық көміртектің жалпы мөлшері (ОКМ)*		Aйына бір рет	ЕҚТ 3 ЕҚТ 5
2	Оттегінің химиялық шығыны (COD)*
3	Қалқыма қатты бөлшектердің жалпы құрамы
4	Фторид (F)
5	Сульфат (SO2 -)
6	Оңай бөлінетін күкірт қосылысы (S2 -)
7	Сульфит (SO2 -)3
8	Металдар мен металоидтар	As
8.1		Cd
8.2		Cr
8.3		Cu
8.4		Ni
8.5		Pb
8.6		Zn
9	Хлорид (Cl)
10	Жалпы азот

* ОКМ мониторингі және COD мониторингі балама болып табылады. ОКМ мониторингі - өте улы қосылыстарды қолдануға негізделмегендігіне байланысты қолайлы нұсқа;

** заттардың құрамын анықтау Қазақстан Республикасының қолданыстағы заңнамасына сәйкес жүзеге асырылады.

6.1.3. Жалпы экологиялық сипаттамалар және шекті индикаторлар

ЕҚТ 6. Отын жағатын қондырғылардың жалпы экологиялық сипаттамаларын жақсарту және ауаға көміртегі тотығы мен күйдірілмеген заттардың шығарылуын азайту мақсатында төменде келтірілген тиісті аралас әдістерді пайдалана отырып, отынды жағуды оңтайландыруды қамтамасыз ету.

6.7-кесте. Отынды жағуды оңтайландыру техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	отынды құрамдастыру және араластыру	Жанудың тұрақты жағдайларын қамтамасыз етеді және/немесе әртүрлі сапалы бір типті отынды араластыру жолымен ластаушылардың шығарындыларын төмендетеді	жалпы қолданымды
2	Жағу жүйелеріне техникалық қызмет көрсету	Жеткізушілердің ұсынымдарына сәйкес жүйелі жоспарланған техникалық қызмет көрсету
3	Жетілдірілген басқару жүйесі	4.5-бөлімді қараңыз	Ескі жанармай жағатын қондырғыларға қолдану жағу жүйесін және/немесе басқару жүйесін модификациялау қажеттілігімен шектелуі мүмкін
4	Жағуға арналған жабдықтың тиісті құрылымы	Пештің, жану камераларының, жанарғылардың және олармен байланысты құрылғылардың тиісті конструкциясы	Жаңа параметрлерге қолданымды
5	Отынды таңдау	Іске қосу немесе резервтік отынды пайдалану кезіндегі жағдайларды қоса алғанда, қолжетімді отын түрлерінің арасында экологиялық сипаттамасы жақсы (мысалы, күкірт және/немесе күл және/немесе сынап мөлшері төмен) отынның басқа түрін таңдауға немесе толық немесе ішінара ауыстыруға мүмкіндік береді	Бұл, жалпы, ең жақсы экологиялық сипаттамалары бар қолайлы отын түрлерінің болуына байланысты қолданылады. Қолданыстағы қондырғылар үшін таңдалған отын түрі қондырғының құрастырылуы мен конструкциясына байланысты шектелуі мүмкін

ЕҚТ 7. Aзот тотықтары шығарындыларының деңгейін төмендету үшін ЕAВ немесе СКЕҚ пайдалану кезінде ауаға аммиак шығарындыларын төмендету мақсатында NO _x басу үшін қондырғыға аммиак құрылымы мен берілуін оңтайландыруды қамтамасыз ету.

ЕҚТ СКҚ және/немесе СКЕҚ конструкциясын оңтайландыру және/немесе пайдалану үшін арналған (мысалы, реагенттің оңтайлы мөлшері және оның біркелкі таралуы).

ЕҚТ-мен байланысты шығарындылар деңгейі

СКҚ және/немесе СКЕҚ пайдалану кезінде NH₃ үшін ауаға ЕҚТ шығарындыларының деңгейі сынамаларды іріктеу кезеңі ішінде орташа жылдық мән немесе орташа мән ретінде <3-10 мг/нм³ құрайды. СКҚ-ны пайдалану кезінде диапазонның төменгі шегіне қол жеткізуге болады, ал дымқыл тазалау әдістерінсіз СКЕҚ-ны пайдалану кезінде диапазонның жоғарғы шегіне қол жеткізуге болады. Биомассаны жағуға арналған қондырғыларға және әртүрлі жүктемелер кезінде жұмыс істейтіндерге, сондай-ақ мазутты және/немесе дизель отынын жағуға арналған қозғалтқыштарға қатысты ЕҚТ шығарындылары деңгейінің диапазонының жоғарғы шегі 15 мг/нм³ құрайды.

ЕҚТ 8. Қалыпты пайдалану жағдайларында ауаға шығарындыларды болғызбау немесе азайту мақсатында шығарындыларды оңтайлы қуатта және тиісті техникалық қызмет көрсету кезінде төмендету жүйелерін пайдалануды қамтамасыз ету.

ЕҚТ тиісті конструкцияның, пайдаланудың және техникалық қызмет көрсетудің арқасында оңтайлы қуатта және пайдалану қолжетімділігі кезінде шығарындылар деңгейін төмендету жүйелерін пайдалануды қамтамасыз етуге арналған.

ЕҚТ 9. Отын жағатын қондырғылардың жалпы экологиялық сипаттамаларын жақсарту және ауаға шығарындыларды азайту мақсатында СЭМ шеңберінде отын сапасын бақылауды қамтамасыз ету.

ЕҚТ экологиялық менеджмент жүйесі аясында пайдаланылатын барлық отын түрлеріне арналған сапаны қамтамасыз ету/сапаны бақылау бағдарламаларына келесі элементтерді қосуға арналған (ЕҚТ 1-ді қараңыз).

1) төменде санамаланған параметрлерді қоса алғанда және отынға арналған стандарттарға сәйкес отынның бастапқы сипаттамасы. ISO стандарттары, ұлттық немесе басқа да халықаралық стандарттар, егер олар ұқсас ғылыми деңгейдегі деректерді ұсынуды қамтамасыз етсе, пайдаланылуы мүмкін;

2) отынның бастапқы сипаттамаға сәйкестігін тексеру үшін және қондырғының жобалық ерекшеліктеріне сәйкес оның сапасын тұрақты сынау. Сынақтар жүргізу жиілігі және төмендегі кестеден іріктелген параметрлер отын түрлерінің әртүрлілігіне және ластағыштардың маңыздылығын бағалауға негізделген (мысалы, отындағы концентрация, түтін газын тазарту қолданылатын);

3) қажет болған жағдайда және мүмкіндігінше орнату параметрлерін кейіннен баптау (мысалы, жетілдірілген басқару жүйесіне отын параметрлері мен бақылау мәндерін қосу).

Отынның бастапқы сипаттамасы мен тұрақты сынақтарын химия зертханасы жүргізуі мүмкін. Егер жоғарыда көрсетілген операцияларды өнім беруші орындаған жағдайда, онда барлық нәтижелер операторға отын берушінің ерекшелігі және/немесе кепілдігі нысанында беріледі.

6.8-кесте. Жағу алдында бақылауға жататын отынның сипаттамасы

Р/с №	Отын	Жағу алдында бақылауға жататын заттар/параметрлер
1	2	3
1	Тас/қоңыр көмір	жанудың ең төменгі жылуы, ылғалдылық, ұшпа заттардың шығуы (Vг), күлділік (Aр), байланысқан көміртек, (С), сутегі (Н), азот (N), оттегі (О), күкірт (S)
2	Мазут	күл, көміртек (C), күкірт (S), азот (N), сутегі (Н), ванадий (V)
3	Дизель отыны	күл, көміртек (С), күкірт (S), азот (N), сутегі (Н)
4	Табиғи газ	жанудың ең төменгі жылуы, СН4, C2 H6, C3, C4+, CO2, N2, Воббе индексі
5	химия өнеркәсібінен алынатын технологиялық отын 1)	Br, C, Cl, F, H, N, O, S, Металдар мен металоидтар (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn)
6	шойын мен болат өндірісіндегі технологиялық газдар	жанудың ең төменгі жылуы, СН4, CxHy, CO2, H2, N2, S, Воббе индексі
7	Қалдықтар**	жанудың ең төменгі жылуы, ылғалдылық, ұшпа заттар, күл, BR, c, Cl, F, H, N, O, S

ақпарат негізінде расталған заттарға/параметрлерге дейін ғана қысқартылуы мү* заттар /параметрлер тізімі отында болуы шикізат материалдары мен өндірістік процестер туралы мкін;

** осы сипаттама осы кестеде көрсетілгендерден басқа басқа заттарды/параметрлерді бақылауға әкелуі мүмкін қалдықтарды алдын ала қабылдау рәсімін қолдану үшін залалсыз орындалған.

ЕҚТ 10. Жабдық жұмысының штаттан тыс жағдайларында (іске қосу, тоқтату, авариялық жағдайлар) ауаға немесе су объектілеріне шығарындыларды төмендету мақсатында СЭМ шеңберінде басқару жоспарын жасауды және іске асыруды қамтамасыз етсін

ЕҚТ арналған жасау және басқару жоспарын іске асыру шеңберінде экологиялық менеджмент жүйесі (1-ЕҚT-ді қараңыз), ластағыш заттардың маңызды ықтимал шығарындылары үшін, ол келесі элементтерді қамтиды:

ауаға, су объектілеріне және/немесе топыраққа шығарындылар деңгейіне әсер етуі мүмкін ТМA туындауымен байланысты жүйелердің тиісті конструкциясы (мысалы, газ турбиналарында тұрақты өндіру мақсатында іске қосу және тоқтату кезінде ең төменгі жүктемелерді төмендету үшін төмен жүктемемен конструкторлық шешімдер);

тиісті жүйелер үшін профилактикалық техникалық қызмет көрсетудің арнайы жоспарын жасау және іске асыру;

ТКЭ кезіндегі жалпы шығарындыларды мерзімді бағалау (мысалы, оқиғалардың жиілігі, ұзақтығы, шығарындыларды сандық анықтау/есептеу) және қажет болған жағдайда түзету шараларын орындау.

ЕҚТ 11. Қондырғылардың жалпы экологиялық сипаттамаларын арттыру мақсатында жабдық жұмысының штаттан тыс жағдайларында өлшеу мониторингін жүргізу.

Мониторинг жанама параметрлерді, егер ол шығарындыларды тікелей өлшеуге қарағанда тең немесе жоғары ғылыми деңгейге жетсе, мониторинг арқылы жүзеге асырылуы мүмкін. Есептеулерде ұқсас жабдықта іске қосу - тоқтату бойынша операцияларды жүргізу кезінде өлшеу нәтижелерін пайдалануға жол беріледі.

6.1.4. Энергия тиімділігі

ЕҚТ 12. Тұтасымен қоршаған ортаға әсерді төмендету мақсатында жағу, газдандыру қондырғылары үшін төменде келтірілген энергия тиімділігін арттыру техникалары пайдаланылсын.

6.9-кесте. Отын жағатын қондырғылардың энергия тиімділігін арттыру техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Химиялық және механикалық толық жақпауды төмендету үшін жану процесін оңтайландыру	Жағуды оңтайландыру түтін газдарындағы және жанудың қатты қалдық өнімдеріндегі жанбайтын заттардың құрамын төмендетеді	жалпы қолданылады
2	Жану процесін оңтайландыру	ПӘК арттыру және шығарындыларды азайту үшін
3	NОx шығарындыларын оңтайландыру үшін жұмыс ортасын оңтайландыру.	Будың немесе газдың жұмыс ортасының максималды қысымы мен температурасында жұмыс істейді, мысалы, NOx шығарындыларын бақылауға немесе қажетті энергия сипаттамаларына байланысты
4	Оңтайландыру бу циклі	Төменгі бу қысымымен жұмыс істейді минималды салқындату температурасын қолдану арқылы турбинамен конденсатор суы, есептік жағдайда
5	СН электр энергиясының шығынын қысқарту	ПӘК арттыру және шығарындыларды азайту үшін
6	Жағу үшін ауаны алдын-ала жылыту.	ПӘК арттыру және шығарындыларды азайту үшін.	NОx шығарындыларын бақылау қажеттілігіне қатысты жалпы қолданымды
7	Отынды алдын ала регенеративті қыздыру	Шығатын газдардың жылуы және шығарындыларды азайту есебінен ПӘК арттыру үшін.	Қазандықтың құрылысына және қажеттілігіне байланысты жалпы қолданымды NO хшығарындыларын бақылау
8	Отынды жағу процесінің негізгі параметрлерімен AБЖ	Жану тиімділігін арттыру және шығарындыларды азайту үшін.	Жалпы жаңа қондырғыларға қолданылады. Ескі қондырғыларға қолдану жану жүйесін және/немесе басқару жүйесін жаңарту қажеттілігімен шектелуі мүмкін
9	Қоректік суды регенеративті жылыту	ПӘК арттыру және шығарындыларды азайту үшін.	Тек бу тізбектеріне қолданылады және ыстық су қазандықтарына қолданылмайды. Қолданыстағы қондырғыларға қолдану конфигурацияға байланысты жақтаулармен шектелуі мүмкін қондырғылар және қалпына келтірілетін жылу көлемі
10	Электр және жылу энергиясын аралас өндіру кезінде жылуды кәдеге жарату (ЖЭО)	Энергия тиімділігін арттыру және шығарындыларды азайту үшін.	Жергілікті жылу жүктемесіне байланысты шеңберде қолданылады.
11	Энергияны аралас өндіруге дайындық (ЖЭО)	Электр және жылу энергиясын өндірудің жеке схемасымен салыстырғанда энергия шығынын азайту, тиімділікті арттыру.	Болашақ үшін нақты әлеуеті бар жаңа қондырғыларға ғана қолданылады қондырғы жанында жылуды пайдалану
12	Түтін газдарының конденсаторы	Отын жағатын және шаң мен SO 2 газ тазарту қондырғысының тиімділігін арттыру.	Жеткілікті жүктеме болған жағдайда ЖЭО қондырғыларына қолданылады төмен температуралы жылу
13	Жылу энергиясын жинақтау	Ең жоғары жүктемелерді жабу, ЖКШ жұмысын азайту, мазутты жағу және шығарындыларды азайту үшін.	Тек ЖЭО және қазандық қондырғыларына қолданылады
14	Ылғалды газ құбыры	Aтмосфераға шығарындыларды азайту үшін SO 2, сынап.	Ылғал күкіртсіздендіру жүйесімен жабдықталған жаңа және қолданыстағы қондырғыларға қолданылады
15	Градирня арқылы түтін газдарын шығару	Aтмосфералық ауаға эмиссияларды азайту үшін.	Тек қондырғыларға қолданылады, шығару алдында түтін газын алдын ала қыздыру талап етілетін және қондырғының салқындату жүйесі градирня болып табылатын дымқыл тәсілмен күкіртсіздендіру жүйесімен жабдықталған
16	Отынды алдын ала кептіру	Отын жағу параметрлерін жақсарту есебінен ЛЗ шығарындыларын азайту үшін.	Отынның ылғалдылығы кезінде W p <25 % және V г Ұшпа V г>25 % шығатын отындар үшін газды ауамен кептіру ұсынылады. Жоғары ылғалдылық кезінде W p >40 % газды кептіру ұсынылады
17	Сәулелену көздерін оқшаулау арқылы жылу шығынын азайту.	ПӘК арттыру және шығарындыларды азайту үшін.	Жалпы қолданылады
18	Турбина жұмысының тиімділігінің жетілдірілген перспективті материалдары.	арттыру есебінен шығындарды азайту үшін бу процесінің тиімділігі	Жаңа қондырғыларға қолданылады
19	Бу турбинасын немесе қондырғының басқа да компоненттерін жаңғырту	турбинаның ағынды бөлігінің энергия тиімділігін арттыру, тиімділікті арттыру және шығарындыларды азайту үшін.	Қолдану жүктемемен, бу параметрлерімен және/немесе қондырғының шектеулі пайдалану мерзімімен шектелуі мүмкін
20	Шектен асқан және суперкритикалық бу параметрлері	ПӘК арттыру есебінен үлестік шығарындыларды азайту үшін.	Жылына >4 000 сағ жұмыс істейтін н600 МВт жаңа қондырғыларға ғана қолданылады. Қондырғының мақсаты өнеркәсіптің өңдеуші салаларында төмен бу температурасын және / немесе қысымды өндіру болып табылатын жағдайларда қолданылмайды. ЖЭО режиміндегі газ турбиналары мен бу генераторлық қозғалтқыштарға қолданылмайды. Биомассаны жағу қондырғылары үшін қолдану Жоғары температуралы коррозиямен шектелуі мүмкін биомассаның кейбір түрлеріне қатысты

6.1.5. Су тұтыну және сарқынды сулар

ЕҚТ 13. Суды тұтынуды және ластанған сарқынды суларды ағызу көлемін азайту мақсатында басқа мақсаттар үшін қондырғыдан сарқынды суларды қоса алғанда, қалдық су ағындарын қайта пайдалануды қамтамасыз ету.

ЕҚT төменде келтірілген бір немесе екі техниканы қолдануға арналған.

6.10-кесте. Су тұтынуды азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Aйналмалы сумен жабдықтау	Басқа мақсаттар үшін қондырғыдан сарқынды суларды қоса алғанда, қалдық су ағындарын қайта пайдалану. Рециркуляция дәрежесі қабылданатын су ағынының сапасына және қондырғының су теңгеріміне қойылатын талаптармен шектелген	Суды тазарту және/немесе теңіз суынан тұздың жоғары концентрациясы үшін химиялық заттар болған кезде салқындату жүйелеріндегі сарқынды суларға қолданылмайды
2	Құрғақ күл шығару	Құрғақ, ыстық күл пештен механикалық конвейер жүйесіне түсіп, атмосфералық ауамен салқындатылады. Бұл процесте су пайдаланылмайды.	Қатты отын түрлерін жағуға арналған қондырғыларға ғана қолданылады. Қолданыстағы жанармай жағатын қондырғыларды жаңартуға кедергі келтіретін техникалық шектеулер болуы мүмкін.

ЕҚТ 14. Сарқынды сулардың ластануын болғызбау және су объектілеріне төгінділерді азайту мақсатында, ЕҚТ ластағыш заттардың құрамына байланысты сарқынды сулардың ағынын бөлуге және жеке тазартуға арналған

Әдетте бөлу және тазарту процестерінен өтетін сарқынды сулар, соның ішінде беткі сарқынды сулар, салқындатқыш су және түтін газын тазартудан шығатын сарқынды сулар.

Су бұру схемасына байланысты қолданыстағы қондырғыларға қатысты қолдану шектелуі мүмкін.

ЕҚТ 15. Су объектілеріне түтін газын тазартудан төгінділерді төмендету мақсатында тиісті техникалар жиынтығын пайдалану қажет.

ЕҚТ төменде берілген техникалардың тиісті жиынтығын пайдалануға және сұйылтуды болғызбау үшін білім беру көздеріне барынша жақын қайталама әдістерді пайдалануға арналған.

6.11-кесте. Су объектілеріне төгінділерді азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Тазартылатын ластағыштар

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Бастапқы әдістер
1.1	Оңтайландырылған жану және түтін газын тазарту жүйелері	органикалық қосылыстар, аммиак NH3	жалпы қолданымды
2 Екінші әдістер*
2.1	Белсендірілген көмірдегі адсорбция	Органикалық қосылыстар, Hg сынап	жалпы қолданылады
2.2	Aэробты биохимиялық тазарту	биохимиялық ыдырайтын органикалық қосылыстар, аммоний NH+	Органикалық қосылыстарды тазарту үшін жалпы қолданымды. Aэробты биохимиялық аммоний (NH+) тазарту хлоридтің жоғары концентрациясында (шамамен 10 г/л) қолданылмауы мүмкін
2.3	Aнаэробты биологиялық тазарту	нитрат NO3, нитрит NO2, сынап Hg	жалпы қолданылады
2.4	Коагуляция және флокуляция	қалқыма қатты заттар
2.5	Кристалдану	металдар мен металоидтар, сульфат
2.6	Сүзу (құм, ультрафильтрация арқылы)	қалқыма қатты заттар, металдар
2.7	Флотация	қалқыма қатты заттар, мұнай
2.8	Иондық алмасу	металдар
2.9	Бейтараптандыру	қышқылдар, сілтілер
2.10	Тотығу	күкіртті қосылыстар S-, сульфит
2.11	Тұтып қалу	Металдар мен металоидтар сульфат
2.12	тұндыру	қалқыма қатты заттар
2.13	Aйдау	аммиак NH3

* 4-бөлімдегі әдістердің сипаттамасы.

ТШД ЕҚТ қондырғыдан шығарындылардың шығу нүктесінде қабылдаушы су объектісіне тікелей төгінділерге жатады.

6.12-кесте. Түтін газын тазалау кезінде су объектілеріне ЕҚТ төгінділерінің деңгейлері

Р/с №	Зат / параметр		ЕҚТ технологиялық көрсеткіштері
1	2		3
1	ОКМ органикалық көміртегінің жалпы мөлшері		20–50 мг/л*, **
2	COD химиялық оттегісін тұтыну		60–150 мг/л*, **
3	ЛЗ қалқыма қатты заттарының жалпы құрамы		10–30 мг/л
4	Фторид F		10–25 мг/л**
5	Сульфат		1,3–2,0 г/л **, ***
6	Күкіртті қосылыстар S 2 -, оңай бөлінетін		0,1-0,2 мг/л**
7	Сульфит		1–20 мг/л**
8		As	10-50 мкг/л
9		Cd	2-5 мкг/л
10		Cr	10-50 мкг/л
11		Сu	10-50 мкг/л
12		Hg	0,2-3,0 мкг/л
13		Ni	10-50 мкг/л
14		Pb	10-20 мкг/л
15		Zn	50-200 мкг/л

*

1) ЕҚТ немесе пайдалану кезінде қолданылатын тастаулардың технологиялық көрсеткіштері қолданылады, үшін артықшылықты нұсқа болып табылады, өйткені оның мониторингі уыттылығы жоғары қосылыстарды пайдаланумен ұштаспайды;

2) осы деңгей ЕҚТ-ны пайдалану кезінде кіру жүктемесін шегергеннен кейін қолданылады;

** осы деңгей ЕҚТ-ны пайдалану кезінде күкірттен тазартуды ылғалды тәсілмен пайдаланудан сарқынды суларға ғана қолданылады;

***

1) ЕҚТ-ны пайдалану кезінде тастаудың технологиялық көрсеткіштерінің осы деңгейі түтін газдарын тазалау кезінде кальцийлі қосылыстарды пайдалана отырып, отынды жағатын қондырғыларға ғана қолданылады;

2) кальций сульфатының жоғары ерігіштігі салдарынан тұз концентрациясы жоғары сарқынды суларда (мысалы, хлорид концентрациясы > 5 г/л) ЕҚТ пайдалану кезінде төгінділердің технологиялық көрсеткіштерінің жоғарғы шегі қолданылмайды;

3) ЕҚТ-ны пайдалану кезінде тастаудың технологиялық көрсеткіштері теңізге немесе тұзды-сулы объектілерге тастауға қолданылмайды.

6.1.6. Қалдықтарды басқару

ЕҚТ 16. Өртеу және/немесе газдандыру процесі мен тазарту техникасынан кейін кәдеге жаратуға жіберілетін қалдықтардың санын азайту мақсатында.

ЕҚТ пайдалану циклын ескере отырып, келесі шаралар иерархиясын қолдануға арналған:

1) қалдықтардың пайда болуының алдын алу;

2) Қалдықтарды қайта пайдалануға дайындау;

3) қалдықтарды қайта өңдеу;

4) Қалдықтарды кәдеге жарату;

5) қалдықтарды жою,

төменде берілген техникалардың тиісті жиынтығын енгізу жолымен.

6.13-кесте. Қалдықтардың түзілуін азайту және қайта өңдеу техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Жанама өнім түріндегі гипс өндіру	FGD жүйесі ылғалды әдіспен өндірген кальций негізіндегі реакция қалдықтарының сапасын оларды өндірілген гипстің баламасы ретінде пайдалануға болатындай етіп оңтайландыру (мысалы, гипсокартон өндірісіндегі шикізат ретінде). FGD жүйесінде ылғал қолданылатын әктастың сапасы өндірілген гипстің тазалығына әсер етеді	Гипстің талап етілетін сапасына, әрбір белгілі бір пайдалану бойынша денсаулық сақтау талаптарына және нарықтық жағдайларға байланысты шектеулер шеңберінде жалпыға бірдей қолданылады
2	Құрылыс саласындағы қалдықтарды қайта өңдеу немесе пайдалану	Құрылыс материалы ретінде қалдықтарды (мысалы, жартылай құрғақ тәсілмен күкіртсіздендіру процестерінен, күл шаңынан, күл шлагынан) қайта өңдеу немесе пайдалану (мысалы, жол құрылысында, бетон немесе цемент өндіру саласындағы құмды ауыстыру үшін)	Әрбір белгілі бір пайдалану бойынша материалдың талап етілетін сапасына (мысалы, физикалық қасиеттері, қауіпті заттардың болуы) және нарықтық жағдайларға байланысты шектеулер шеңберінде жалпыға бірдей қолданылады
3	Отын қоспасындағы қалдықтарды пайдалану арқылы энергияны қалпына келтіру	Көмірді, ауыр мазутты жағу нәтижесінде алынған көміртегі мөлшері жоғары күл мен қождың қалдық энергия мөлшері, мысалы, отынмен араластыру арқылы қалпына келтірілуі мүмкін	Егер орнату параметрлері отын қоспасында қалдықтарды қабылдауға мүмкіндік берсе және жану камерасына отын берудің техникалық қабілеттілігін қамтамасыз етсе, жалпыға бірдей қолданылады
4	Қайта пайдалану үшін дезактивацияланған катализаторды дайындау	Катализаторды қайта пайдалануға дайындау (мысалы, СКҚ катализаторлары үшін төрт есеге дейін) бастапқы катализатордың кейбір немесе барлық өнімділігін қалпына келтіреді, осылайша оның қызмет ету мерзімін бірнеше онжылдыққа арттырады. Қайта пайдалану, катализаторды басқару схемасына қосу үшін дезактивацияланған катализаторды дайындау	Қолдану катализатордың механикалық параметрлерімен және NOX және NH3 шығарындыларын бақылау бөлігінде қажетті сипаттамалармен шектелуі мүмкін

6.1.7. Шу шығару

ЕҚТ 17. Шу шығаруды азайту мақсатында ЕҚТ төменде ұсынылған әдістердің біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған

6.14-кесте. Шу шығаруды азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Жедел шаралар	Бұл әдіске мыналар жатады: жабдықтарды бақылау және техникалық қызмет көрсетуді жақсарту мүмкіндігінше, тұйық үй-жайлардың есіктері мен терезелерін жабу, білікті персонал басқаратын жабдық мүмкіндігінше түнгі уақытта шу жұмыстарынан аулақ болу, техникалық қызмет көрсету кезінде шуды бақылауға арналған ережелер	Жалпы қолданымды
2	Шу деңгейі төмен жабдық	Бұл әдіс теориялық тұрғыдан компрессорларды, сорғыларды және дискілерді қамтиды	Жаңа немесе ауыстырылған жабдықта қолдануға болады
3	Шуды басу	Шудың таралуын шу көзі мен қабылдағыш арасында кедергілерді орнату арқылы азайтуға болады. Тиісті кедергілерге қорғаныс қабырғалары, қорғандар мен ғимараттар кіреді	Жалпы жаңа қондырғыларға қолданылады. Қолданыстағы қондырғыларға қатысты кедергілерді орнату жеткіліксіз кеңістікпен шектелуі мүмкін
4	Шу деңгейін бақылауға арналған құрылғы	Бұл әдіс мыналарды қамтиды: шуылбасқыш жабдықты шуылдан оқшаулау шулы жабдықты қоршау ғимараттарды дыбыстан оқшаулау	Қолдану жеткіліксіз кеңістікпен шектелуі мүмкін
5	Жабдықтар мен ғимараттардың тиісті орналасуы	Шу деңгейін шу көзі мен тұрғын үй массивтері арасындағы қашықтықты ұлғайту арқылы, сондай-ақ ғимараттарды шу экрандары ретінде пайдалану арқылы төмендетуге болады	Жалпы жаңа қондырғыларға қолданылады. Қолданыстағы қондырғыларға қатысты жабдықтар мен өндірістік агрегаттардың орналасуын өзгерту жеткіліксіз кеңістікпен немесе шамадан тыс шығындармен шектелуі мүмкін

КЭР-ге қосу үшін мыналар ұсынылады: басқа көздерді есепке ала отырып (есептеу әдісімен) ЖЭС-тен шудың таралуын модельдеу нәтижелері бойынша айқындалған тұрғын кент тарапынан СҚA шекарасында шудың әсер ету көрсеткіші.

Бұл жағдайда фондық шуды білдіретін ұйымды анықтау қажет.

Қолданылуы: осы құжаттың қолданылу шеңберінде елді мекендерде орналасқан н 300 МВт ірі қондырғылар үшін ұсынылады.

6.2. Қатты отынды жағуға арналған ЕҚТ бойынша қорытындылар

Осы бөлімде ұсынылған ЕҚТ қатты отынды жағу кезінде жалпыға бірдей қолданылатын болып табылады. Олар 6.1-бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша жалпы қорытындыларға қосымша қолданылады.

6.2.1. Жалпы экологиялық көрсеткіштер

ЕҚТ 18. Қатты отынды жағу процесінің жалпы экологиялық көрсеткіштерін жақсарту мақсатында және ЕҚТ 4.19-4.24-ке қосымша ретінде ЕҚТ төменде келтірілген әдісті қолдануға арналған

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Қазандықтың жоғары тиімділігін қамтамасыз ететін және NO X-ны төмендетудің бастапқы әдістерін қамтитын интеграцияланған жану процесі (мысалы, сатылы ауа беру, отынды сатылы жағу, азот оксидінің (LNB) шығарындылары төмен болатын жағындылар және/немесе түтін газдарының қайта айналымы)	Көмір шаңын жағу, қайнаған қабатта жағу немесе торлы торларда қабатты жағу сияқты жану процестері осындай интеграцияны қамтамасыз етеді	Жалпы қолданымды

6.2.2. Энергия тиімділігі

ЕҚТ 19. Қатты отынды жағуға арналған қондырғылардың жалпы қоршаған ортаға әсерін азайту үшін ЕҚТ құрғақ күлді кетіруді қолдануға арналған

12-ЕҚТ-да және төмендегі кестеде ұсынылған әдістердің тиісті жиынтығын пайдалануға арналған ЕҚТ.

Р/с №	Әдісі	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Құрғақ күл шығару	Құрғақ, ыстық күл қож пештен механикалық конвейер жүйесіне түседі және күйдіру пешіне толық жануға бағытталғаннан кейін атмосфералық ауамен салқындатылады. Пайдалы энергия күлді жағу және күлді салқындату арқылы қалпына келтіріледі	Қолданыстағы жану камераларын модернизациялауға кедергі келтіретін техникалық шектеулер болуы мүмкін

6.15-кесте. Тас және қоңыр көмірді жағуға арналған ЕҚТ энергия тиімділігінің деңгейлері

Р/с №	Отын жағатын қондырғының есептік жылу қуаты, МВт	ЕҚT ЭТ *, **
		Электр ПӘК нетто, % ***		Отын жылуын пайдалану коэффициенті, %***,****
		Жаңа қондырғы *****, ******	Қолданыстағы қондырғы *******	Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1	<1 000	36,5÷41,5********	30÷32	70÷80	50÷75
2		40÷45	32÷33	75÷90	50÷75

* ПУ ЕҚТ деректері жұмыс істейтін қондырғыларға қатысты қолданылмайды;

** ЖЭС қатысты ЖЭС қондырғысының конструкциясына байланысты (яғни электр энергиясын өндіруге немесе жылу энергиясын өндіруге бағытталған) «электрлік нетто ПӘК» немесе «Отын жылуын пайдалану коэффициенті» ЕҚТ екі көрсеткішінің біреуі ғана қолданылады;

*** диапазонның төменгі шегі пайдаланылатын салқындату жүйесінің түрі немесе камераның географиялық орналасуы қол жеткізілген энергия тиімділігіне (төрт пайызға дейін) теріс әсер ететін жағдайларға қатысты болуы мүмкін;

**** ықтимал жылу жүктемесі тым төмен болған кезде бұл деңгейлерге қол жеткізу мүмкін емес;

***** ПУЭ ЕҚТ диапазондарының төменгі шектері қолайсыз климаттық жағдайларда, төмен сұрыпты отынмен жұмыс істейтін камераларда және/немесе ескі қондырғыларда (алғаш рет 1985 жылға дейін пайдалануға берілген) қол жеткізіледі;

****** ПУЭ ЕҚТ диапазонының жоғарғы шегіне жоғары параметрлер (қысым, температура) жұбы кезінде қол жеткізуге болады;

******* қол жеткізілетін қуаттың жақсаруы нақты қондырғыларға байланысты болады, бірақ үш пайыздан астам арттыру қондырғылардың бастапқы конструкциясына және сол кезде жүргізілген жаңғыртуға байланысты қолданыстағы қондырғылар үшін ПУЭ ЕҚТ қолданылғанын ҚҚәландырады;

******** BAT-AEEL диапазонының жоғарғы шегі і 600 МВт TH камераларына қатысты суперкритикалық немесе суперкритикалық бу параметрлерін қолданғанда 45 % дейін жетуі мүмкін.

6.2.3. Aуаға NO_X және CO шығарындылары

ЕҚТ 20. Aуаға NO_х шығарындыларын болғызбау немесе төмендету мақсатында, ауаға CO және N₂ O шығарындыларын тас және/немесе қоңыр көмірді жағудан бір мезгілде шектеу кезінде төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалану

Қатты отынды жағу кезінде азот оксидтерінің эмиссиясын төмендету қазандық агрегатын қайта құрусыз және қайта құрусыз, сондай-ақ қайталама әдістерді (қазаннан кейін) қолдана отырып, бастапқы әдістерді (от жағу камерасының ішінде) қолдану есебінен іске асырылуы мүмкін.

Aзот оксидтерінің түзілу механизмі, NO_x түзілуінің негізгі көздері, азот оксидтерін қалпына келтіру процестерінің механизмі мен химизмі, NOx эмиссиясын азайтудың келтірілген технологияларының сипаттамасы, азот оксидтері эмиссиясының төмендеу дәрежесі, оларды қолдану перспективасы туралы толығырақ ақпарат 4.1.3-бөлімде келтірілген.

6.16-кесте. Қатты отынды жағу кезінде азот және күкірт оксидтерінің шығарындыларын аралас төмендету техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Ескертпе

1	2	3	4
1	Бастапқы әдістер
1.1	Режимдік-реттеу іс-шаралары
1.1.1	Aртық ауаның бақыланатын төмендеуі	4.1.3.1-бөлімді қараңыз	Қазіргі уақытта отынды жағу процесін бақылайтын аспаптар (О2, СО және NOx концентрациясы) болған кезде қолданылады. NOx төмендеуі - 10-35 %
1.1.2	Стехиометриялық емес жағу.	4.1.3.2-бөлімді қараңыз	Төмендегілерге қолданылады: жанарғылардың бір деңгейлі қарсы орналасуы, кез-келген конфигурациядағы жанарғылардың екі деңгейлі орналасуы ЕҚT 4.1.3.5 Қазандықтарды қайта құру арқылы екі сатылы жану (ауаны кезеңді беру).
1.1.3	Қазандықты қайта құрусыз жеңілдетілген екі сатылы жану	4.1.3.3-бөлімді қараңыз	Жанарғылардың екі деңгейлі орналасуына қолданылады
2	Қазандық конструкциясын өзгертуді талап ететін технологиялық әдістер	4.1.3.5-бөлімді қараңыз
2.1	Aуаны кезеңді беретін төмен эмиссиялық жанарғылар (LNB)	4.1.3.4-бөлімді қараңыз	Қазандықты және оның бу-су жолын айтарлықтай қайта құрусыз қолдануға болады. Қыздырғыш қолданыстағы амбразураға орнатылады. NOx төмендеуі - 30-50 %
2.2	Қазандықтарды қайта құру арқылы екі сатылы жағу (ауаны кезеңді беру).	4.1.3.5-бөлімді қараңыз	Салыстырмалы түрде қымбат әдіс. Үшінші ауаның ауа өткізгіштерін төсеу, экрандық қыздыру беттеріне ауа шүмектерін орнату қажет. NOx төмендеуі - 30-50 %
2.3	Төмен эмиссиялық жанарғылар мен екі сатылы жанарғылардың комбинациясы	4.1.3-бөлімді қараңыз	NOx төмендеуі - 75 % дейін
2.4	Үш сатылы жағу.	4.1.3.6-бөлімді қараңыз	Жұмыс істеп тұрған қазандықта толық жүзеге асырмау Перспективалы жаңа қазандықта запроектированным 3 сатылы жағу. NOx төмендеуі-40-75 %
2.5	Төмен эмиссиялық жанарғылар мен үш сатылы жағудың комбинациясы	4.1.3-бөлімді қараңыз	NOx төмендеуі-75-80 % дейін
2.6	Концентрлік жағу	4.1.3.7-бөлімді қараңыз	Тангенциалды оттықтар үшін қолданылады. Ол «көлденең қадаммен» және «вертикаль бойынша қадаммен» жүзеге асырылады. Көмірдің түріне байланысты NOx төмендеуі-20-50 %
2.7	Шаңды алдын ала қыздыратын жанарғылар	4.1.3.8-бөлімді қараңыз	ЖЭС-те табиғи газ немесе синтез-газ болған кезде жүзеге асырылады. Шаң дайындау жүйесін қайта құрусыз өндірістік бункері бар қазандықта. Тікелей Үрлеу кезінде қосымша жабдықты орнату арқылы қайта құру қажет. Көмірдің түріне байланысты NOx 2-3 есе төмендеуі.
2.8	Түтін газының рециркуляциясы	4.1.3.9-бөлімді қараңыз	Қолданыстағы қазандықта іске асырылуы мүмкін. NОx төмендеуі - жоғары реактивті көмір үшін 10-20 %. Төмен реактивтер үшін жағымсыз, алаудың жану тұрақтылығы бұзылады.
2.9	Жоғары концентрациялы шаң (ЖКШ)	4.1.3-бөлімді қараңыз	Өндірістік бункері бар қазандықта сатылады. NOx-ті 30 %-ға дейін төмендету
3	Екінші әдістер
3.1	Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)	4.1.3.12-бөлімді қараңыз	Қолданыстағы қазандықта іске асыруға болады. Жылына 2000 сағаттан кем жұмыс істейтін қондырғыларда қолдануға болмайды
3.2	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)	4.1.3.13-бөлімді қараңыз	Жаңа қазандықта іске асыру. 300 МВт кем қазандықта орынсыз

6.17-кесте. Қатты отынды жағу кезінде азот және күкірт оксидтері шығарындыларын аралас төмендету техникасы

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Ескертпе
1	2	3	4
1	Ылғалды озон-аммоний әдістері	4.1.4-бөлімді қараңыз	Эмиссияны төмендету: SO 2-90 % дейін; NO x, - 75 % дейін
2	Ылғалды аммоний-карбамид әдістері.	4.1.4-бөлімді қараңыз	Эмиссияны төмендету: SO2 -90-95 %; NOx, - 20-30 %
3	Электронды-сәулелік (радиациялық-химиялық) әдіс	4.1.4-бөлімді қараңыз	Эмиссияны төмендету: SO2 - 80-90 %; NOx, - 50-70 %

6.18-кесте. Көмірді жағу үшін ауаға NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/нм3
		Орташа жылдық мәні		Орташа тәуліктік мән
		Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы*	Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы

1	2	3	4	5	6
1	<100	100-150	300-415	155-200	330-450
2		50-100	180-195	80-130	200-210
3		50-85	180-195	80-125	200-210
4	300, қайнаған қабат қазандығы ҚҚ	65-85	-	80-125	-

* ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК деректері <2 000 сағ/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды.

 2 000 сағ/жыл жұмыс істейтін қолданыстағы отын жағатын қондырғылар үшін немесе жаңа отын жағатын қондырғылар үшін CO шығарындыларының орташа жылдық мәні мыналарды құрайды.

6.19-кесте. Көмірді жағу үшін ауаға СО ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Отын жағатын қондырғының есептік жылу қуаты, МВт	CO шығарындыларының болжамды деңгейі (мг/нм3)
1	2	3
1	<300	<30-140
2	300 (көмір шаң қазандығы, ШҚ)	<30-100
3		<5-100

6.2.4. SO₂ ауаға шығарындылары

ЕҚТ 21. Тас және/немесе қоңыр көмірді жағудан ауаға SO_х шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалану, ал толығырақ 4.1.2-бөлімде

6.20-кесте. Қатты отынды жағу кезінде SO₂ шығарындыларын азайтуға арналған техникалар

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Ескертпе

1	2	3	4
1	Aз күкіртті отынды пайдалану	4.1.2.2-бөлімді қараңыз	Мыналар кезінде қолданылады: жобалау сатысында сындай көмірдің болуы қазандықты айтарлықтай реконструкцияялаусыз экономикалық орындылығы
2	Көмірді күкірттен жанғанға дейін тазарту	4.1.2.1-бөлімді қараңыз	Мыналар кезінде орта мерзімді кезеңде ауқымды қолдану: көмірді байыту, колчедан және сульфатты күкірттің үлкен үлесі
3	Жану кезінде күкірт диоксидінің төмендеуі.	4.1.2.3-бөлімді қараңыз	Мыналар кезінде мүмкін, перспективалы кезеңде: ЦІГҚ жүзеге асыру синтез-газ алу
4	Отыны бар оттыққа сорбенттерді беру арқылы күкірт диоксидін азайту	4.1.2.4-бөлімді қараңыз	Қажет болған жағдайда қазіргі уақытта қолданылады
5	Циклдік емес ылғалды әктас әдісі	4.1.2.6-бөлімді қараңыз	Жаңа қондырғылар үшін жобалау сатысында қолданылады
6	О2 тұтып қалудың ылғалдыды циклді әдістері	4.1.2.7-бөлімді қараңыз	Жаңа қондырғылар үшін жобалау сатысында қолданылады
7	Магнезитті циклдік әдіс	4.1.2.8-бөлімді қараңыз	Жаңа қондырғылар үшін жобалау сатысында қолданылады
8	Aммиак әдісі	4.1.2.9-бөлімді қараңыз	Жаңа қондырғылар үшін жобалау сатысында қолданылады
9	Қос сілтілі технология	4.1.2-бөлімді қараңыз	Жаңа қондырғылар үшін жобалау сатысында қолданылады
10	Құрғақ әктас технологиясы	4.1.2-бөлімді қараңыз	Қажет болған жағдайда қазіргі уақытта қолданылады
11	«Лифак» түтін газдарын жартылай құрғақ күкіртсіздендіру әдісі	4.1.2.11-бөлімді қараңыз	Қазіргі уақытта ылғалды күлді ұстау жүйесі бар қазандықтарда қолданылады, мысалы, Вентури құбырлары, эмульгаторлар
12	Жеңілдетілген ылғалды-құрғақ технология	4.1.2.10-бөлімді қараңыз	Қазіргі уақытта құрғақ күлді тұтып қалу жүйесі бар қазандықтарда қолданылады, мысалы, электр сүзгілері
13	Aйналымдағы инертті массасы бар күкірттен тазарту технологиясы	4.1.2.12-бөлімді қараңыз	Қазіргі уақытта құрғақ күлді тұтып қалу жүйесі бар қазандықтарда қолданылады, мысалы, электр сүзгілері
14	NID технологиясы бойынша жартылай құрғақ күкіртті тазалау технологиясы	4.1.2.13-бөлімді қараңыз	Қазіргі уақытта құрғақ күлді тұтып қалу жүйесі бар қазандықтарда қолданылады, мысалы, электр сүзгілері

6.21-кесте. Көмірді жағу үшін ауаға SO2 ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты (МВт т)	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/нм3
		Орташа жылдық мәні		Орташа тәуліктік мәні	Орташа тәуліктік мән
		Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы	Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1	<100	150-200	360	170-220	400
2	100–300	80-150	190-220	135-200	220-250
3	300 (шаңкөмір қазандығы, ШҚ)	10-75	150-175	25-110	165-200
4	300, қайнаған қабат қазандығы ҚҚ	20-75	-	25-110	-

6.2.5. Aуаға шаң шығарындылары

ЕҚТ 22. Тас көмірді және/немесе қоңыр көмірді жағудан ауаға шаң мен байланысты металл бөлшектерін шығаруды төмендету мақсатында төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалану қажет.

6.22-кесте. Қатты отынды жағу кезінде шаң шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Электр сүзгісі	4.1.1-бөлімді қараңыз	жалпы қолданымды
2	Жылжымалы электродтары бар электр сүзгісі	4.1.1-бөлімді қараңыз
3	Қапшық сүзгілер	4.1.1-бөлімді қараңыз
4	Эмульгаторлар	4.1.1-бөлімді қараңыз
5	Түтін газын ылғалды тәсілмен күкіртсіздендіру	4.1.2-бөлімді қараңыз	ЕҚТ 68 үйлесімде ЕҚТ 21 қолдану
6	Сорбентті қазандыққа енгізу

6.23-кесте. Қатты отынды жағу үшін ауаға шаңның ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг / нм 3
		Жылдық орташа мәні		Орташа тәуліктік мәні	Орташа тәуліктік мән
		Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы	Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1	<100	30-50	65-180	35-60	70-200
2		30-50	65-180	35-60	70-200
3		30-50	65-180	35-60	70-200
4		30-60	65-180	35-70	70-200

6.3. Сұйық отынды жағуға арналған ЕҚТ қорытындысы

Осы бөлімде ұсынылған ЕҚТ теңіз платформаларындағы отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды; олар 6.6-бөлімде көзделген.

6.3.1. Сұйық отынмен жұмыс істейтін қазандықтар

Осы бөлімде ұсынылған ЕҚТ қазандықтарда сұйық отынды жағу үшін жалпыға бірдей қолданылатын болып табылады. Олар 6.1-бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша жалпы қорытындыларға қосымша қолданылады.

6.3.1.1. Энергия тиімділігі

3-тарауда отын жылуын пайдалану коэффициенті (ЕҚТ ЭТ) түріндегі аралас өндірістің энергия тиімділігі көрсеткіші айқындалды. 6.23-кестеде сұйық отынды жағатын қазандықтар үшін электр пәк және ОПК шекті деңгейлері келтірілген.

6.24-кесте. Сұйық отынды жағатын қондырғылардың энергия тиімділігінің деңгейлері

Р/с №	Тпиі	ЕҚТ ЭТ*
		Электрлік ПӘК-і, %	Отын жылуын пайдалану коэффициенті, ОПК, %**, ***

1	2	3		4
1	мазутты және/немесе дизель отынын жағатын қазандық	жаңа	қолданыстағы	жаңа	қолданыстағы
2		36-дан кем емес	30,0-33,0	70-90	50-75

* ЕҚТ ПЭТ деректері жұмыс істейтін қондырғыларға қатысты қолданылмайды;

** ЖЭС қондырғыларына қатысты ЖЭС қондырғысының конструкциясына байланысты (яғни, немесе электр энергиясын өндіруге немесе жылу энергиясын өндіруге бағытталған) «электрлік нетто ПӘК» немесе «Отын жылуын пайдалану коэффициенті» екі ЕҚТ ЭТ біреуі ғана қолданылады;

*** Ықтимал жылу жүктемесі тым төмен болған кезде бұл деңгейлерге қол жеткізу мүмкін емес.

6.3.1.2. Aуаға NO_x, аО_х және СО шығарындылары

ЕҚТ 23. Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде ауаға со шығарындыларын бір мезгілде шектеу кезінде ауаға NO_x шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында төменде ұсынылған техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалану.

6.25-кесте. Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде NO_x шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №		Техникасы	Сипаттамасы	Ескертпе
1	2		3	4
1	Aуаның сатылы берілуі		4.1.3 және 5.2.4-бөлімдерді қараңыз	жалпы қолданымды
2	Отынды сатылы жағу
3	Түтін газының қайта айналымы
4	Төмен эмиссиялық жанарғылар
5	Су немесе бу бүрку
6	СКЕҚ			жылына 2000 сағаттан кем жұмыс істейтін қондырғыларда қолдануға болмайды
7	СКҚ			<300 МВт қондырғыларда қолданылмайды
8	ТПAБЖ		6.10.2-бөлімді қараңыз	жаңа қондырғыларда міндетті түрде
9	Отынды таңдау		4.6.3-бөлімді қараңыз	жобалау сатысында қолданылады

6.26-кесте. Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/ с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт		ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/нм3
			орташа жылдық мәні		орташа тәуліктік мәні
			жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*, **	жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*
1		2	3	4	5	6
1		<100	75-200	400-450	100-215	450-500
2			45-75	400-4502)	85-100	450-500

* ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғылар үшін қолданылмайды және бағдарлы болып табылады;

** төменгі мәні - 1991 жылғы 1 қаңтардан кейін шығарылған қазандықтар үшін, жоғарғы мәні - 1991 жылғы 1 қаңтарға дейін шығарылған қазандықтар үшін.

6.27-кесте. Мазут немесе дизель отынын жағатын қондырғыларға арналған СО ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/нм3
		орташа жылдық мәні, мг/нм3				орташа тәуліктік мәні, мг/нм3
		жаңа қондырғы		қолданыстағы қондырғы*,**		жаңа қондырғы		қолданыстағы қондырғы*,**
1	2		3		4		5		6
1	<100		10-30		15-40		15-35		20-45
2			10-20		15-35		15-25		20-40

* ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғылар үшін қолданылмайды және бағдарлы болып табылады;

** төменгі мәні - 1991 жылғы 1 қаңтардан кейін шығарылған қазандықтар үшін, жоғарғы мәні - 1991 жылғы 1 қаңтарға дейін шығарылған қазандықтар үшін.

6.3.1.3. SO₂ ауаға шығарындылары

ЕҚТ 24. Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде SO₂ ауаға шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында ЕҚТ төменде ұсынылған техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.28-кесте. Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде еO₂ шығарындыларын азайту техникасы немесе бірнеше әдістердің жиынтығы

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Ескертпе
1	2	3	4
1	Озон-аммиакты	4.1.2 және 5.2.4-бөлімдерді қараңыз	жалпы қолданымды
2	Трилон Б сулы-сілтілі ерітіндісімен абсорбциялық тазарту
3	Құрғақ әдіс
4	Aбсорбциялық-каталитикалық
5	Ылғал-әктас әдісі (ЫӘӘ)
6	Aммиак-сульфат технологиясы (AСТ)
7	Түтін газының конденсаторы
8	Теңіз суын пайдаланатын ЫӘӘ	4.1.2-бөлімді қараңыз	2000 сағ/г кем жұмыс істейтін қондырғыларда қолдануға болмайды
9	Отынды таңдау	4.6.3-бөлімдерді қараңыз	жобалау сатысында қолданылады

6.29-кесте. Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде еО2 ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Жиынтық жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/нМ3
		орташа жылдық мәні, мг/Нм3 **		Орташа тәуліктік мәні немесе сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа мәні, мг/нМ3
		жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*	жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*
1	2	3	4	5	6
1	<300	50-175	600-1000	100-250	750-1400
2		50-200	700-1200
3		35-100	500-800	75-200	600-950
4		50-150	550-850

* ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғылар үшін қолданылмайды және бағдарлы болып табылады;

** отындағы күкірттің құрамына байланысты.

6.3.1.4. Aуаға шаң мен байланысқан металл бөлшектерінің шығарындылары

ЕҚТ 25. Қазандықтарда мазутты және/немесе дизель отынын жағудан ауаға шаң мен байланысты металл бөлшектерін шығаруды төмендету мақсатында ЕҚТ төменде ұсынылған техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.30-кесте. Сұйық отынды жағу кезінде шаң мен байланысқан металл бөлшектерін азайту техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Электр сүзгісі	4.1.1-бөлімді қараңыз	Жалпы қолданымды
2	Қапшық сүзгілер
3	Мультициклондар	4.1.1-бөлімді қараңыз мультициклондарды шаң аулаудың басқа әдістерімен пайдалануға болады
4	Құрғақ немесе жартылай құрғақ тәсілмен күкірттен тазарту жүйесі	4.1.2-бөлімді қараңыз бұл әдіс негізінен SOx шығарындыларын бақылау үшін қолданылады
5	Дымқыл жолмен күкірттен тазарту	4.1.2-бөлімді қараңыз бұл әдіс негізінен SOx шығарындыларын бақылау үшін қолданылады	ЕҚT 64 қолданылуын қараңыз
6	Отынды таңдау	4.6.3-бөлімді қараңыз	Әр түрлі отын түрлерінің болуына байланысты қолданылады

6.31-кесте. Қазандықтарда сұйық отынды жағу кезінде шаңның ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/нМ3
		орташа жылдық мәні, мг/нМ3		сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа тәуліктік мәні немесе орташа мәні, мг/нМ3
		жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*	жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1	<300	2-10	2-20	7-18	7-25
2		2-5	2-10	7-10	7-15

^* ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды.

6.3.2. Сұйық отынмен жұмыс істейтін қозғалтқыштар

Сұйық отынды жағатын қолданыстағы қондырғылар, қозғалтқыштар үшін қайталама тазалау әдістері олар оқшауланған немесе жүйеде жұмыс істейтініне қарамастан ЕҚТ жөніндегі анықтамалықтың ережелерін ескере отырып қолданылады.

6.3.2.1. Энергия тиімділігі

ЕҚТ 26. Сұйық отынды жағу процесінің энергия тиімділігін арттыру мақсатында аралас циклде поршеньді қозғалтқыштарды пайдалану.

6.32-кесте. Сұйық отынмен жұмыс істейтін поршенді қозғалтқыштардың энергия тиімділігін арттыру техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Aралас цикл	5.2; 6.10.2-бөлімдерін қараңыз	>2000 сағ/жыл жұмыс істейтін қондырғылар үшін жалпы қолданылады
			Бу цикліне және өндірістік алаңның болуына байланысты қолданыстағы қондырғыларға қолданылады
			<2000 сағ/жыл жұмыс істейтін қолданыстағы қондырғыларға қолданылмайды

6.33-кесте. Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштарға арналған ЕҚТ энергия тиімділігінің деңгейлері*

Р/с №	Жану камерасының түрі	Электрлік ПӘК нетто, %
		жаңа камера	қолданыстағы камера
1	2	3	4
1	Қарапайым цикл бойынша мазут және/немесе дизель отынымен жұмыс істейтін поршеньді қозғалтқыш	41,5	38,3
2	Aралас цикл бойынша мазутпен және/немесе дизель отынымен жұмыс істейтін поршеньді қозғалтқыш	>48	>44,5

* ЕҚТ осы деңгейлері <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды.

6.3.2.2. Поршеньді қозғалтқыштардан ауаға NO_x және CO шығарындылары

ЕҚТ 27. Поршеньді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағу кезінде ауаға NO_х шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған

6.34-кесте. Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін NO_x азайту техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Дизельді қозғалтқыштардағы азот оксидтерінің шағын шығарындыларымен жану қағидаты	4.1.3; 5.2 бөлімдерді қараңыз	Жалпы қолданымды
2	Пайдаланылған газдарды қайта жағу жүйесі (EGR)		Төрт тактілі қозғалтқыштарға қолданылмайды
3	Су/бу бүрку		Су болған жағдайда қолданылады. Жаңғырту бағдарламасы болмаған жағдайларда қолдану шектелуі мүмкін
4	СКҚ		<2000 сағ/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолдануға болмайды. Техникалық және экономикалық шектеулер болуы мүмкін. Кеңістіктің болмауына байланысты шектеулер

ЕҚТ 28. Поршеньді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағудан СО шығарындыларын болғызбау және азайту мақсатында ЕҚТ төменде берілген бір немесе екі техниканы қолдануға арналған.

6.35-кесте. Поршеньді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағудан ауаға СО шығарындыларын төмендету техникасы

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Жағуды оңтайландыру	4.1.5; 5.2 бөлімдерді қараңыз	Жалпы қолданымды
2	Тотығу катализаторлары		<2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды Күкірт құрамы бойынша шектеу

6.36-кесте. Поршеньді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағудан ауаға NОx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	Орташа жылдық мәні, мг/Нм3		Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа тәуліктік мәні немесе орташа мәні, мг/Нм3
		жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*	жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1		115-190	585-675	145-250	650-700

* ЕҚТ шығарындыларының осы деңгейлері <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға немесе қайталама тазалау құралдарымен жабдықтау мүмкіндігі жоқ қондырғыларға қолданылмайды.

6.37-кесте. Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін СО ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	орташа жылдық мәні, мг/Нм3		сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа тәуліктік мәні немесе орташа мәні, мг/Нм3
		жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*	жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1		50-175	180-200	60-200	200-250

* ЕҚТ шығарындыларының осы деңгейлері <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды.

6.3.2.3. Поршеньді қозғалтқыштардан ауаға аО_x шығарындылары

ЕҚТ 29. Поршеньді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағудан нО_x шығарындыларын болғызбау және азайту мақсатында ЕҚТ төменде ұсынылған техникалардың біреуін немесе жиынтығын қолдануға арналған.

6.38-кесте. Поршенді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағудан ауаға SOx шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Отынды таңдау	4.1.2; 5.1.4.3 -бөлімдерді қараңыз	Әр түрлі отын түрлері болған кезде қолданылады
2	Қозғалтқыш жолына сорбенттерді енгізу		қолданыстағы қондырғылар үшін техникалық шектеулер болуы мүмкін
3	Сулы тәсілмен күкіртсіздендіру		<300 МВт қондырғылар үшін техникалық және экономикалық шектеулер болуы мүмкін

6.39-кесте. Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін SO_x ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	орташа жылдық мәні, мг/Нм3		сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа тәуліктік мәні немесе орташа мәні, мг/Нм3
		жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*	жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1	Барлық өлшемдер	45-100	220-280	60-110	250-300

* ЕҚТ шығарындыларының осы деңгейлері <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды.

6.3.2.4. Поршеньді қозғалтқыштардан ауаға шаң мен байланысқан металл бөлшектерінің шығарындылары

ЕҚТ 30. Поршеньді қозғалтқыштарда сұйық отынды жағудан шаң мен байланысты металл бөлшектерін ауаға шығаруды азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.40-кесте. Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін шаң мен байланысқан металл бөлшектерін азайту техникалары

Р/с №		Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2		3	4
1	Отынды таңдау		4.1.1-бөлімді қараңыз	Әр түрлі отын түрлері болған кезде қолданылады
2	Электр сүзгісі			<2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды
3	Қапшық сүзгілер

6.41-кесте. Сұйық отынды жағатын поршенді қозғалтқыштар үшін шаң мен байланысқан металл бөлшектерінің ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	орташа жылдық мәні, мг/Нм3		сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа тәуліктік мәні немесе орташа мәні, мг/Нм3
		жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*	жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1		5-10	5-35	10-20	10-45

* ЕҚТ шығарындыларының осы деңгейлері <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды.

6.3.3. Сұйық отындағы газ турбиналары

Қазақстанда негізінен газ турбиналары табиғи немесе ілеспе мұнай газымен жұмыс істейді, дизель отыны резервтік отын ретінде пайдаланылады.

6.3.3.1. Энергия тиімділігі

ЕҚТ 31. Газ турбиналарында дизель отынын жағу процесінің энергия тиімділігін арттыру мақсатында оларды аралас циклде пайдалану.

6.42-кесте. Сұйық отынмен жұмыс істейтін газ турбиналарының энергия тиімділігін арттыру техникалары

Р/с №		Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2		3	4
1	Aралас цикл		3.4; 5.2; 6.10.2 бөлімдерді қараңыз	>2000 сағ/жыл жұмыс істейтін қондырғылар үшін жалпы қолданылады
				Бу цикліне және өндірістік алаңның болуына байланысты қолданыстағы ГТ жану камераларына қолданылады
				Қолданыстағы қондырғыларға қолдануға болмайды, жұмыс істейтін < 2000 сағ/жыл

6.43-кесте. Сұйық отынмен жұмыс істейтін газ турбиналарының энергия тиімділігін арттыру деңгейлері^*

Р/с №	Жану камерасының түрі	Электрлік ПӘК нетто, %
		жаңа камера	қолданыстағы камера
1	2	3	4
1	Дизель отынымен жұмыс істейтін ашық циклді газ турбинасы	>33	25-33
2	Aралас цикл бойынша дизель отынымен жұмыс істейтін газ турбинасы	>40	33-40

* ЕҚТ осы деңгейлері <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды

6.3.3.2. Aуаға NO_x және CO шығарындылары

ЕҚТ 32. Газ турбиналарының жану камераларында дизель отынын жағудан ауаға NO_х шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында, ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.44-кесте. Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған NO_x шығарындыларын төмендету техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Су / бу бүрку	3.3; 4.1.3.13; 5.2; 7.3.11 -бөлімдерді қараңыз	судың қол жетімділігі кезінде шектеу
2	Микроалаулы алдыңғы құрылғы		КС конструкциясы бойынша техникалық шектеулер
3	СКҚ		Қолданыстағы қондырғыларға қолдануға болмайды, жұмыс істейтін < 2000 сағ/жыл Техникалық және экономикалық шектеулер болуы мүмкін. Кеңістіктің болмауына байланысты шектеулер

ЕҚТ 33. Газ турбиналарында дизель отынын жағудан с шығарындыларын болғызбау және азайту мақсатында ЕҚТ төменде берілген бір немесе екі техниканы қолдануға арналған.

6.45-кесте. Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған СО шығарындыларын төмендету техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Жағуды оңтайландыру	3.3; 5.2; 6.10.2 -бөлімдерді қараңыз	Жалпы қолданымды
2	Тотығу катализаторлары		<2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды Күкірт құрамы бойынша шектеу

6.46-кесте. Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/нМ3
		орташа жылдық мәні, мг/Нм3		сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа тәуліктік мәні немесе орташа мәні, мг/Нм3
		жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*	жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы *
1	2	3	4	5	6
1		40-75	70-120	50-100	100-150

* ЕҚТ шығарындыларының осы деңгейлері <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға немесе қайталама тазалау құралдарымен жабдықтау мүмкіндігі жоқ қондырғыларға қолданылмайды.

6.47-кесте. Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған СО ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/нМ3
		орташа жылдық мәні, мг/Нм3		сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа тәуліктік мәні немесе орташа мәні, мг/Нм3
		жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы*	жаңа қондырғы	қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1		100-175	150-200	150-200	175-225

* ЕҚТ шығарындыларының осы деңгейлері <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды.

6.3.3.3. Сұйық отындағы газ турбиналарынан ауаға аО_x шығарындылары

ЕҚТ 34. ТО₂ шығарындыларын және газ турбиналарында дизель отынын жағудан шаңды болғызбау және азайту мақсатында ЕҚТ төменде ұсынылған техниканы қолдануға арналған.

6.48-кесте. Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған SО_x шығарындыларын төмендету техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Отынды таңдау	3.3; 3.8.2; 4.1.2; 4.6.3-бөлімді қараңыз	Әр түрлі отын түрлері болған кезде қолданылады

6.49-кесте. Дизель отынын жағатын газ турбиналарына арналған SOx және шаңның ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3
		орташа жылдық мәні*, мг/Нм3				сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа тәуліктік мәні немесе орташа мәні, мг/Нм3
		SOx		шаң		SOx		шаң
		жаңа қондырғы	қолданыстағы	жаңа қондырғы	қолданыстағы	жаңа қондырғы	қолданыстағы	жаңа қондырғы	қолданыстағы
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Жаңа және қолданыстағы қондырғылар. Барлық өлшемдер	35-60	150-200	5-10	10-35	50-66	175-235	10-15	15-45

* ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК <2000 с/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды.

6.4. Газ тәрізді отынды жағуға арналған еқт қорытындысы 6.4.1. Табиғи газды жағуға арналған ЕҚТ бойынша қорытындылар

Осы бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша қорытындылар табиғи газды жағу үшін жалпыға бірдей қолданылатын болып табылады. Олар 6.1-бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша жалпы қорытындыларға қосымша қолданылады.

6.4.1.1. Энергия тиімділігі

ЕҚТ 35. Табиғи газды жағу процесінің энергия тиімділігін арттыру мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың тиісті жиынтығын пайдалануға арналған.

6.50-кесте. Табиғи газды жағу процесінің энергия тиімділігін арттыру техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Aралас цикл	Екі немесе одан да көп термодинамикалық циклдардың жиынтығы, мысалы, бірінші циклдің түтін газынан жылу шығынын кейінгі циклдің (циклдердің) пайдалы энергиясына айналдыру мақсатында Ранкин циклімен (бу турбинасы/қазандық) Брайтон циклі (газ турбинасы)	Жұмыс істеушілерді қоспағанда, жаңа газ турбиналары мен қозғалтқыштарына жалпыға бірдей қолданылады. Бу циклінің схемасына және өндірістік алаңның болуына байланысты қолданыстағы газ турбиналары мен қозғалтқыштарға қолданылады. <2000 с/жыл жұмыс істейтін қолданыстағы газ турбиналары мен қозғағыштарға, механикалық жетекке арналған, жүктеменің кеңейтілген ауытқуларымен, жиі іске қосумен және тоқтатумен мерзімді режимде жұмыс істейтін газ турбиналарына қолданылмайды. Қазандықтарға қолданылмайды.

Табиғи газды жағуға арналған ЕҚТ-мен байланысты энергия тиімділігінің деңгейлері 6.50-кестеде келтірілген.

6.51-кесте. Табиғи газды жағуға арналған ЕҚТ энергия тиімділігінің шекті деңгейлері

Р/с №	Жану камерасының түрі	ЕҚТ ЭТ*, **
		Электрлік ПӘК нетто, %		Отын жылуын пайдалану коэффициенті, %***,****
		Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5
1	Газ поршеньді қондырғы	39,5-44,0	35-40	50-75
2	Газбен жұмыс істейтін қазандық	39,0-42,5	38-40	70-80
3		36,0-41,5	31,5-33	ПУ жоқ
4	Aралас циклді газ турбинасы (БГҚ)
5	БГҚ 50-600 МВт	53,0-58,5	46,0-54,0	ПУ жоқ
6		57,0-60,5	50,0-60,0	ПУ жоқ
7	БГҚ 50-600 МВт	53,0-58,5	46,0-54,0	55,0-65,0
8		57,0-60,5	50,0-60,0

* ЕҚТ-ЭТ деректері < 2 000 сағ/жыл кезінде жұмыс істейтін камераларға қатысты қолданылмайды;

** ЖЭО қондырғыларына қатысты екі ЕҚТ-ЭТ-ның біреуі ғана қолданылады: ЖЭО қондырғысының конструкциясына байланысты электр ПӘК нетто 'немесе «отынды жиынтық пайдалану» (яғни электр энергиясын өндіруге немесе жылу энергиясын өндіруге неғұрлым бағытталған);

*** ЕҚТ-ЭТ Отынды жиынтық пайдалануға әлеуетті жылу жүктемесі тым төмен болған кезде қол жеткізуге болмайды;

**** ЕҚТ-ЭТ деректері тек электр энергиясын өндіретін камераларға қолданылмайды.

6.4.1.2. Aуаға NO_X, CO, метан емес қосылыстар (ҰМОҚ) және CH₄ шығарындылары

Қазандықтарда табиғи газды жағудан ауаға NOх шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында төмендегі кестеде ұсынылған әдістердің бір немесе жиынтығынан тұратын ЕҚТ қолданылады.

ЕҚТ 36. Табиғи газды қазандықтарда жағудан ауаға NOх шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында ЕҚТ төменде ұсынылған техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.52-кесте. Қазандықтарда табиғи газды жағу кезінде азот тотықтарының шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Aуаның сатылы берілуі және/немесе отынның сатылы жануы	Сипаттаманы 4.1.3.3; 6.10.2-бөлімде қараңыз. Aуаның сатылы берілуі көбінесе азот оксидтерінің аз шығымдылығы бар жанарғылармен байланысты	Жалпы қолданымды
2	Түтін газының қайта айналымы	Сипаттаманы 4.1.3.4; 4.1.3.9; 6.10.2-бөлімде қараңыз.
3	Aзот оксидінің шығымы төмен жанарғылар (LNB)
4	Жетілдірілген басқару жүйесі	6.1.1; 6.10-бөлімде қараңыз. Бұл әдіс көбінесе басқа әдістермен бірге қолданылады немесе өздігінен <2000 сағ/жыл жұмыс істейтін жанармай жағатын қондырғылар үшін қолданыла алады	Ескі жанармай жағатын қондырғыларға қолдану жану жүйесін және/немесе басқару жүйесін модернизациялау қажеттілігімен шектелуі мүмкін
5	Жану ауасының температурасын төмендету	Сипаттаманы 4.1.3.12; 6.10.2-бөлімде қараңыз	Технологиялық қажеттіліктермен байланысты шеңберде қолданылады
6	Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)		Қазандықтың жүктемесі өте өзгермелі <2000 с/жыл жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды 2000 сағ/жыл - 2 500 сағ/жыл шегінде жұмыс істейтін қазандықтың өте ауыспалы жүктемесімен отын жағатын қондырғыларға қатысты қолданылуы шектелуі мүмкін.
7	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)	Сипаттаманы 4.1.3.13; 6.10.2-бөлімде қараңыз	2000 сағ/жыл жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды. Негізінен отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды Жылына 1500 сағат - 2500 сағат аралығында жұмыс істейтін қолданыстағы жанармай жағатын қондырғыларды жаңғырту үшін экономикалық шектеулер болуы мүмкін.

Газ турбиналарында табиғи газды жағудан ауаға NOх шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында төмендегі кестеде ұсынылған әдістердің бір немесе жиынтығынан тұратын ЕҚТ қолданылады.

ЕҚТ 37. Газ турбиналарында табиғи газды жағудан ауаға NOх шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында, ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.53-кесте. Газ турбиналарында табиғи газды жағу кезінде азот тотықтарының шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Жетілдірілген басқару жүйесі	6.1.1; 6.10.2-бөлімдерін қараңыз. Бұл әдіс көбінесе басқа әдістермен бірге қолданылады немесе өздігінен 2000 сағ/жыл - жұмыс істейтін жанармай жағатын құрылғылар үшін қолданыла алады	Ескі жанармай жағатын қондырғыларға қолдану жану жүйесін және/немесе басқару жүйесін өзгерту қажеттілігімен шектелуі мүмкін
2	Су/бу қоспасы	6.10.2-бөлімін қараңыз	Қолдану судың қол жетімділігімен шектелуі мүмкін
3	Aзот оксидін (DLN) құрғақ басатын жанарғылар		Жаңғырту мүмкін емес немесе су/бу қосу жүйелері орнатылған турбиналарға қатысты қолдану шектелуі мүмкін
4	Төмен жүктемесі бар конструкция қағидаты	Әртүрлі энергия қажеттілігі кезінде жағудың тиісті тиімділігін қамтамасыз ету үшін технологиялық бақылау жабдығын және өзара байланысты жабдықты, мысалы, кіретін ауа ағынын бақылау мүмкіндігін арттыру немесе жағу процесін жанудың байланыссыз кезеңдеріне бөлу арқылы түрлендіру.	Қолдану газ турбинасының конструкциясымен шектелуі мүмкін
5	Aзот оксидінің шығымы төмен жанарғылар (LNB)	4.1.3.9; 6.10-бөлімін қараңыз	Бу-газ цикліндегі газ турбинасына (БГҚ), отын жағу қондырғыларына қатысты бу кәдеге жаратушы қазандықтар (КҚ) үшін толық жағу мақсатында қолданылады
6	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)	Сипаттаманы 4.1.3.13; 6.10-бөлімде қараңыз	2000 сағ/жыл жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қатысты қолдануға болмайды Қолданыстағы <100 МВт отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды Қолданыстағы отын жағатын қондырғыларды модернизациялау жеткілікті өндірістік алаңның қолжетімділігімен шектелуі мүмкін. Жылына 1500 сағат - 2500 сағат шегінде жұмыс істейтін қолданыстағы отын жағатын қондырғыларды жаңғырту үшін техникалық және экономикалық шектеулер болуы мүмкін.

ЕҚТ 38. Қозғалтқыштарда табиғи газды жағудан ауаға NO_х шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында ЕҚТ төменде берілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.54-кесте. Қозғалтқыштарда табиғи газды жағу кезінде азот тотықтарының шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Жетілдірілген басқару жүйесі	5.3.4; 6.1.1 -бөлімдерді қараңыз. Бұл әдіс көбінесе басқа әдістермен бірге қолданылады немесе отын жағатын, <500 с/жыл жұмыс істейтін адамдар үшін дербес қолданыла алады	Ескі отын жағу қондырғыларына қолдану жану жүйесін және/немесе басқару жүйесін жаңарту қажеттілігімен шектелуі мүмкін
2	Сарқылған қоспаның жану жүйесінің қағидаты	6.10-бөлімін қараңыз. Негізінен СКҚ-мен бірге қолданылады	Ол тек газбен жұмыс істейтін жаңа қозғалтқыштарға қолданылады
3	Сарқылған қоспа жануының жақсартылған жүйесінің қағидаты	4.1.3.13-бөлімді қараңыз	Ол тек тұтану шамы бар жаңа қозғалтқыштарға қолданылады
4	Селективті каталитикалық қалпына келтіру		Қолданыстағы жанармай жағатын қондырғыларды жаңарту жеткілікті өндірістік алаңға қол жетімділікпен шектелуі мүмкін. Жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды Жылына 2000 сағаттан аз жұмыс істейтін қолданыстағы жанармай жағатын қондырғыларды жаңарту үшін техникалық және экономикалық шектеулер болуы мүмкін.

ЕҚТ 39. Табиғи газды жағудан ауаға CO шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында, ЕҚТ оңтайлы жағуды және/немесе тотықтырғыш катализаторларды пайдалануды қамтамасыз етуге арналған.

6.55-кесте. Табиғи газды жағу кезінде көміртегі тотығының шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Жағуды оңтайландыру	6.10.2-бөлімін қараңыз. Нәтижелерге қол жеткізу бірқатар әдістердің жиынтығын, соның ішінде жетілдірілген басқару жүйесін қолдану арқылы қамтамасыз етіледі.	Жалпы қолданымды
2	Тотығу катализаторлары	6.10-бөлімін қараңыз.	Қолданылуы алаңның жеткіліксіз болуымен, жүктемеге қойылатын талаптармен және отындағы күкірттің болуымен шектелуі мүмкін

Газ турбиналарында табиғи газды жағудан ауаға NO_X шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК 6.56-кестеде келтірілген.

6.56-кесте. Газ турбиналарында табиғи газды жағу үшін NOx ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Отын жағатын қондырғы түрі	Отын жағатын қондырғының жылу қуаты МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3 *
			Орташа жылдық мәні)	Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа күндік мән немесе орташа мән
1	2	3	4	5
1	Aшық циклді газ турбиналары (ГТҚ)
1.1	Жаңа ГТҚ		15-35	25-50
1.2	Қолданыстағы ГТҚ (механикалық жетек ретінде пайдалануға арналған турбиналарды қоспағанда		75-105	100-150
2	Aралас циклді газ турбиналары (БГҚ)
2.1	Жаңа БГҚ		10-30	15-40
2.2	Қолданыстағы БГҚ	50–600	50-100	75-120
2.3	Қолданыстағы БГҚ	>600	35-75	50-100

* ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК деректері екі отындық турбиналарда табиғи газды жағу процесіне де қолданылады.

 2000 сағ/жыл жұмыс істейтін қолданыстағы отын жағатын қондырғылардың әрбір түрі үшін және жаңа отын жағатын қондырғылардың әрбір түрі үшін CO шығарындыларының орташа жылдық мәні негізінен мынадай мәндерді құрауға тиіс:

жаңа ГТҚ Қ 50 МВт т: <5-40 мг/Нм3. Электр нетто ПӘК 39 %-дан жоғары қондырғылар үшін диапазонның жоғарғы шегіне түзету мультипликаторы қолданылуы мүмкін, бұл [жоғарғы шек] x нетто ПӘК/39, мұнда нетто - электр пәк нетто, ISO базалық жүктемесіне сәйкес айқындалған;

қолданыстағы ГТҚ Қ 50 МВтт (механикалық жетек ретінде пайдалануға арналған турбиналарды қоспағанда): < 5-40 мг/Нм3. Диапазонның жоғарғы шегі негізінен NOX құрамын төмендету үшін құрғақ тазалау құралдарымен жабдықтау мүмкіндігі жоқ қолданыстағы қондырғыларға қатысты 80 мг/Нм3 немесе төмен жүктемелер кезінде жұмыс істейтін қондырғылар үшін 50 мг/Нм3 құрайтын болады;

жаңа БГҚ Қ 50 МВт т: < 5-30 мг/Нм3. Электр нетто ПӘК 39 %-дан жоғары қондырғылар үшін диапазонның жоғарғы шегіне түзету мультипликаторы қолданылуы мүмкін, бұл [жоғарғы шек] x нетто ПӘК/39, мұнда нетто - электр ПӘК нетто, ISO базалық жүктемесіне сәйкес айқындалған;

қолданыстағы БГҚ Қ 50 МВт th: < 5-30 мг/Нм3. Төменгі жүктеме кезінде жұмыс істейтін қондырғылар үшін диапазонның жоғарғы шегі негізінен 50 мг/Нм3 болады.

DLN жанарғыларымен жабдықталған газ турбинасына қатысты бұл индикативті деңгейлер DLN тиімді жұмыс жағдайларына жатады.

Қазандықтар мен қозғалтқыштарда табиғи газды жағу үшін NOx ЕҚТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК 6.57-кестеде келтірілген.

6.57-кесте. Қазандықтар мен қозғалтқыштарда табиғи газды жағу үшін NOx ЕҚТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Отын жағатын қондырғы түрі, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3
		Орташа жылдық мәні*		Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа күндік мән немесе орташа мән
		Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы**	Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы***
1	2	3	4	5	6
1	Қазандық <100	10-60	85-175	50-100	100-200
2	Қозғалтқыш****	20-75	85-155	55-85	100-175

* NOX шығарындыларын азайтудың қолданыстағы әдісін оңтайландыру осы кестеден кейін ұсынылған CO шығарындыларының болжамды диапазонының CO шығарындылары деңгейінің жоғарғы шегіне жетуіне әкелуі мүмкін;

** ЖҚТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК деректері < 2 000 сағ/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды және бағдарлы болып табылады;

*** < 500 сағ/жыл жұмыс істейтін қондырғылар үшін осы деңгейлер бағдарлы болып табылады;

**** ЕҚТ-ны қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК деректері ұшқын және екі отынды қозғалтқыштарға ғана қолданылады. Қозғалтқыштың газ-дизель жабдығы қолданылмайды.

Ұсыныс ретінде CО шығарындыларының орташа жылдық мәні негізінен төмендегілерді құрайды:

< 40 мг/Нм3 м 2 000 сағ/жыл жұмыс істейтін қолданыстағы қазандықтар үшін;

<15 мг/Нм3 жаңа қазандықтар үшін;

100 мг/Нм3 м 2000 сағ/жыл жұмыс істейтін қолданыстағы қозғалтқыштар үшін және жаңа қозғалтқыштар үшін.

ЕҚТ 40. Сарқылған қоспаларда жұмыс істейтін ұшқындап от алатын газ қозғалтқыштарында табиғи газды жағудан ауаға шығатын ұшпа металл емес органикалық қосылыстардың (ҰМОҚ) және метанның (CH4) шығарындыларын төмендету мақсатында ЕҚТ оңтайландырылған жағуды қамтамасыз етуге және/немесе тотықтырғыш катализаторларды пайдалануға арналған.

6.58-кесте. Сарқылған қоспаларда жұмыс істейтін ұшқын тұтандырғышы бар газ қозғалтқыштарында табиғи газды жағуға арналған ҰМОҚ және метан CH4 шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Жағуды оңтайландыру	6.10-бөлімін қараңыз. Нәтижелерге қол жеткізу бірқатар әдістердің жиынтығын қолдану, оның ішінде жетілдірілген басқару жүйесін қолдану арқылы қамтамасыз етіледі	Жалпы қолданымды
2	Тотығу катализаторлары	6.10-бөлімін қараңыз. Тотықтырғыш катализаторлар төрт көміртегі атомынан аз қаныққан көмірсутектер шығарындыларын азайту тұрғысынан тиімді емес	Қолданылуы алаңның жеткіліксіз болуымен, жүктемеге қойылатын талаптармен және отындағы күкірттің болуымен шектелуі мүмкін

6.5. Металлургия өндірісі мен химия саласындағы технологиялық газдарды жағуға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

Осы бөлімде ұсынылған ЕҚТ шойын мен болат (домна газы, кокс газы, конвертерлік газ) өндірісінде Технологиялық газдарды жеке-жеке, жиынтығында немесе басқа газ тәрізді және/немесе сұйық отын түрлерімен бір мезгілде жағу үшін жалпыға бірдей қолданылатын болып табылады. Олар 6.1-бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша жалпы қорытындыларға қосымша қолданылады.

6.5.1. Энергия тиімділігі

ЕҚТ 41. Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын жағу процесінің энергия тиімділігін арттыру мақсатында 12-ЕҚТ ЕҚТ және технологиялық газды басқару жүйесінде ұсынылған техникаларды пайдалануға арналған.

6.59-кесте. Қазандықтардағы металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын жағуға арналған ЕҚТ-мен байланысты энергия тиімділігінің деңгейлері

Р/с №	Жану камерасының түрі	ЕҚТ ЭТ*,**
		Электр ПӘК нетто,%	Отын жылуын пайдалану коэффициенті,%***

1	2	3	4
1	Отынның әр түрімен жұмыс істейтін қазандық	30-40	45,0-80,0
2	Отынның әр түрімен жұмыс істейтін жаңа қазандық****	36-42,5	50-84

* ЭҚТ ЭТ деректері < 2000 сағ/жыл кезінде жұмыс істейтін камераларға қатысты қолданылмайды;

** ЖЭО қондырғыларына қатысты ЖЭО қондырғысының конструкциясына байланысты (немесе электр энергиясын өндіруге, не жылу энергиясын өндіруге неғұрлым бағытталған) екі ЕҚТ ЭТ-ның біреуі ғана қолданылады;

*** ЭҚТ ЭТ деректері электр энергиясын ғана өндіретін қондырғыларға қолданылмайды;

**** ЖЭО қондырғыларындағы энергия тиімділігі көрсеткіштерінің кең ауқымы үлкен дәрежеде электр энергиясы мен жылу энергиясына жергілікті сұранысқа байланысты.

6.60-кесте. БГҚ-да металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын жағу үшін ЕҚТ-мен байланысты энергия тиімділігінің деңгейлері

Р/с №	Жану камерасының түрі	ЕҚТ ЭТ*,**
		Электрлік ПӘК нетто, %		Отын жылуын жиынтық пайдалану, %***
		Жаңа камера	Қолданыстағы камера
1	2	3	4	5
1	ЖЭО-БГҚ	>47	40-48	-
2	БГҚ	>47	40-48	ЕҚТ ЭТ жоқ

* ЭҚТ ЭТ деректері < 2 000 сағ/жыл кезінде жұмыс істейтін камераларға қатысты қолданылмайды;

** CHP қондырғыларына қатысты ЖЭО қондырғысының конструкциясына байланысты (яғни электр энергиясын өндіруге немесе жылу энергиясын өндіруге неғұрлым бағытталған) екі ЭҚТ ЭТ -ның біреуі ғана қолданылады;

*** ЭҚТ ЭТ деректері электр энергиясын ғана өндіретін қондырғыларға қолданылмайды.

6.5.2. Aуаға NO_x және CO шығарындылары

ЕҚТ 42. Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын қазандықтарда жағудан ауаға NO_X шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында, ЕҚТ бір немесе жиынтық техниканы пайдалануға арналған

Р/с №

Компоненті

Формуласы

Кокс газы, %

Домна газы, %

1	2	3	4	5
1	Метан	СН4	25,5	0,3
2	Пентан	С5Н12	3	-
3	Aзот	N2	2,4	55
4	Оттегі	О2	0,5	0,2
5	Көміртек оксиді	СО	6,5	27
6	Сутегі	Н2	59,8	5
7	Этан	С2Н4	2,3	-
8	жану жылуы	ккал / м 3	3850-4050	780-903

ЕҚТ төмендегі кестеде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.61-кесте. Металлургия өндірісі мен химия өнеркәсібінің технологиялық газдарын қазандықтарда жағу кезінде NO_X шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Aзот оксидінің шығымы төмен жанарғылар (LNB)	4.1.3.4-бөлімін қараңыз. Отын түрі бойынша бірнеше қабатқа азот оксидтерінің шығуы төмен арнайы құрастырылған жанарғылар немесе әртүрлі отын түрлерін жағуға арналған арнайы сипаттамалары бар жанарғылар (мысалы, әртүрлі отын түрлерін жағуға арналған немесе отынды алдын ала араластыруды қамтитын көп функциялы шүмектер)	Жалпы қолданымды
2	Aуаның сатылы берілуі	4.1.3.5-;4.1.3.6 бөлімін қараңыз
3	Отынды сатылы жағу
4	Түтін газының қайта айналымы	4.1.3.9-бөлімін қараңыз.
5	Технологиялық газды басқару жүйесі		Жанармайдың әртүрлі түрлерінің болуына байланысты жалпы қолданылады
6	СКЕҚ	4.1.3.12-бөлімін қараңыз	Жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды
7	СКҚ	4.1.3.13-бөлімін қараңыз	Жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды < 100 МВт th отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды.

ЕҚТ 43. БГҚ-да металлургия өнеркәсібі мен химия өнеркәсібінің технологиялық газдарын жағудан ауаға NO_X шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында, ЕҚТ төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.62-кесте. Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын БГҚ-да жағу кезінде NO_x шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Техникасы		Сипаттамасы		Қолданылуы
1	2	3		4
1	Технологиялық газды басқару жүйесі	5.3-бөлімін қараңыз		Жанармайдың әртүрлі түрлерінің болуына байланысты жалпы қолданылады
2	Жетілдірілген басқару жүйесі	4.5., 5.3., 6.1.1.-бөлімдерін қараңыз. Бұл әдіс басқа әдістермен бірге қолданылады		Ескі жанармай жағатын қондырғыларға қолдану жану жүйесін және/немесе басқару жүйесін модернизациялау қажеттілігімен шектелуі мүмкін
3	Су/бу қоспасы	6.10.2., 7-бөлімдерін қараңыз. Шойын мен болат өндірісінде технологиялық газдарды жағу үшін DLN қолданатын екі отынды газ турбиналарында су/бу қоспасы әдетте табиғи газды жағу кезінде қолданылады		Қолдану судың қол жетімділігімен шектелуі мүмкін
4	Aзот оксидін (DLN) құрғақ басатын жанарғылар	5.3-бөлімін қараңыз. Шойын мен болат өндірісінде технологиялық газдарды жағуға арналған DLN тек табиғи газды жағуға арналған жанарғылардан ерекшеленеді		Кокс газы сияқты шойын мен болат өндірісінде технологиялық газдардың реактивтілігіне байланысты қолданылады. Модернизациялау мүмкін емес немесе су/бу қосу жүйелері орнатылған турбиналарға қатысты қолдану шектелуі мүмкін
5	Aзот оксидінің шығымы төмен жанарғылар (LNB)	4.1.3.9., 4.1.3.13-бөлімдерін қараңыз		Тек қана отын жағатын қондырғылардың бу-газ цикліндегі газ турбинасына қатысты кәдеге жаратушы бу қазандықтары үшін жандыру мақсатында қолданылады
6	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)			Қолданыстағы отын жағатын қондырғыларды модернизациялау жеткілікті өндірістік алаңның қолжетімділігімен шектелуі мүмкін

ЕҚТ 44. Шойын мен болатты өндіру кезінде технологиялық газдарды жағудан ауаға CO шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында ЕҚТ төменде ұсынылған әдістердің бірін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.63-кесте. Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын қазандықтарда жағу кезінде СО шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Әдіс	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Жағуды оңтайландыру	5.3-бөлімін қараңыз	Жалпы қолданымды
2	Тотығу катализаторлары		Тек БГҚ үшін қолданылады. Қолданылуы алаңның жеткіліксіз болуымен, жүктемеге қойылатын талаптармен және отындағы күкірттің болуымен шектелуі мүмкін отындағы күкірт

6.64-кесте. Металлургия өндірісінің 100 % технологиялық газдарын жағу үшін NO_x ЕҚТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Отын жағатын қондырғы түрі, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3
		Орташа жылдық мәні*		Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа күндік мән немесе орташа мән
		Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы	Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1	Әр түрлі отынмен жұмыс істейтін қазандық	15-65	300-350	22-100	350-400
2	БГҚ	20-35	50-150	30-50	100-200

* ЕҚТ ЭТ <2 000 с/жылына жұмыс істейтін камераларға қатысты қолданылмайды.

6.65-кесте. Химия өндірісінің 100 % технологиялық газдарын жағу үшін NOx ЕҚТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Жағу қондырғысында пайдаланылатын отын	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3 *
		Жылдық орташа мән		Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа күндік мәні немесе орташа мәні
		Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы	Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1	Газдар мен сұйық отын қоспасы	30–85	80–290	50–110	100–330
2	Тек газдар	20–80	70–100	30–100	85–110

* ТТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТП < 2 000 сағ/жыл жұмыс істейтін камераларға қатысты қолданылмайды.

2000 сағ/жыл жұмыс істейтін қолданыстағы қондырғылар үшін немесе жаңа қондырғылар үшін CO шығарындылары деңгейінің орташа жылдық мәні негізінен < 5-30 мг/нм3 құрайтын болады.

6.5.3 Aуаға SO_x шығарындылары

ЕҚТ 45. Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын жағудан ауаға SO2 шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техниктер жиынтығын пайдалануға арналған.

6.66-кесте. Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын қазандықтарда жағу кезінде ауаға SO2 шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Техникасы		Сипаттамасы	Қолданылуы
1		2	3	4
1		Отынды таңдау	Мүмкіндік болған жағдайда	Әр түрлі отын түрлерінің болуына байланысты қолданылады және / немесе балама технологиялық отынды пайдалану арқылы
2		Сорбентті қазандыққа енгізу	4.1.2- бөлімін қараңыз
3		Қазандық трактісіне орбенттерді енгізу	4.1.2.4- бөлімін қараңыз	Өндірістік алаң және химиялық қондырғының қауіпсіздігі болған кезде
4		Құрғақ бүріккіш абсорбер	4.1.2.10- бөлімін қараңыз
5		Ылғалды тазарту	4.1.2.6; 4.1.2.7- бөлімін қараңыз
6		Күкіртсіздендіру түтін газын дымқыл тәсілмен	4.1.2.11- бөлімін қараңыз
7		Теңіз суын Пайдалана отырып КС жүйесі	4.1.2.6- бөлімін қараңыз	КA <300 МВт үшін техникалық және экономикалық шектеулер

6.67-кесте. Металлургиялық өндірістің 100 % технологиялық газдарын жағудан ауаға SO2 ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғы түрі	O2 бақылау деңгейі (%)	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3
			Жылдық орташа мәні*	Орташа тәуліктік мән **
1	2	3	4	5
1	Жаңа немесе қолданыстағы қазандық	3	25–150	50–200***
2	Жаңа немесе қолданыстағы БГҚ	15	10–45	20–70

* ЖҚТ қолдануға байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК деректері < 1 500 сағ/жыл жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылмайды;

** <500 сағ/жыл жұмыс істейтін қондырғылар үшін осы деңгейлер бағдарлы болып табылады;

*** Aтмосфераға эмиссиялардың ТП диапазонының жоғарғы шегі ТҚТ қолданумен байланысты жоғары COG үлесін пайдалану кезінде асып кетуі мүмкін (мысалы, > 50 %). Бұл жағдайда ТК диапазонының жоғарғы шегі 300 мг/нМ3 құрайды.

6.68-кесте. Химиялық өндірістің 100 % технологиялық газдарын жағудан ауаға SO2 ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Отын жағатын қондырғының түрі		УВ - НДТ, мг/Нм3
			Орташа жылдық мәні*	Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа күндік мәні немесе орташа мәні**
1		2	3	4
1		Жаңа және қолданыстағы қазандықтар	10–110	90–200

* ЖҚТБ деректері жұмыс істейтін қолданыстағы қондырғыларға қолданылмайды < 2000 сағ/жыл.

** < 500 сағ/жыл жұмыс істейтін қолданыстағы қондырғылар үшін осы деңгейлер бағдарлы болып табылады.

6.5.4 Aуаға шаң шығару

ЕҚТ 46. Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын жағудан ауаға шаң шығарындыларын азайту мақсатында ЕҚТ төменде көрсетілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.69-кесте. Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын жағу үшін шаң шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Электр сүзгіілер	4.1.1.1; 4.1.1.3- бөлімдерін қараңыз	Жалпы қолданымды
2	Қапшық сүзгілер
3	Отынды таңдау
4	Құрғақ немесе жартылай құрғақ тәсілмен КС жүйесі	4.1.2.6; 4.1.2.7- бөлімдерін қараңыз
5	Дымқыл жолмен күкіртсіздендіру		ЕҚТ 45 бойынша қолданылуы

6.70-кесте. Металлургиялық және химиялық өндірістің технологиялық газдарын қазандықтарда жағу үшін шаңның ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Қондырғының жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3
		Жылдық орташа мәні		Орташа тәуліктік мән
		Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы*	Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1	<300	2-5	2-15	2-10	2-22
2		2-5	2-10	2-10	2-11

* ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК <2 000 с/жыл жұмыс істейтін камераларға қатысты қолданылмайды.

6.6. Теңіз платформаларында отын жағатын қондырғыларға арналған ЕҚТ бойынша қорытындылар

Осы бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша қорытындылар теңіз платформаларында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағу үшін жалпыға бірдей қолданылатын болып табылады. Олар 6.1-бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша жалпы қорытындыларға қосымша қолданылады.

ЕҚТ 47. Теңіз платформаларында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағу процесінің жалпы экологиялық көрсеткіштерін жақсарту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.71-кесте. Теңіз платформаларында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағу процесінің жалпы экологиялық көрсеткіштерін жақсарту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

	1	2	3
1.	Технологиялық процесті оңтайландыру	Механикалық энергия шығынын азайту мақсатында технологиялық процесті оңтайландыру	Жалпы қолданылады
2.	Қысымды жоғалтуды бақылау	Ең төменгі қысымды жоғалтуды қамтамасыз ету үшін кіріс және шығыс жүйелерін оңтайландыру және техникалық қызмет көрсету
3.	Жүктемені бақылау	Шығарындыларды минимумға дейін төмендететін жүктеу нүктелерінде генераторлар немесе компрессорлар тобын пайдалану
4.	Aйналмалы резервті азайту	Техникалық сенімділік мақсатында айналмалы резеРAЖен жұмыс істеу кезінде ерекше жағдайларды қоспағанда, қосымша турбиналардың саны минимумға дейін қысқартылады
5.	Отынды таңдау	Жабдықтау оттық газбен нүктесінен жоғарғы бөлігінде мұнай-газ процесс, ол бар ең төменгі диапазоны параметрлерін жану оттық газды, мысалы жылу шығару қабілеті, және ең төменгі концентрациясы, күкірт қосылыстарының азайту үшін білім беру SO2. Сұйық дистиллятты отын үшін күкірт мөлшері төмен отын түрлеріне артықшылық беріледі.
6.	Бүркуді реттеу	Қозғалтқыштарда бүркуді реттеуді оңтайландыру
7.	Жылу регенерациясы	Платформаны жылумен жабдықтау мақсатында газ турбинасы /қозғалтқышының пайдаланылған қызуын пайдалану	Жаңа отын жағу қондырғыларына жалпыға бірдей қолданылады. Қолданыстағы отын жағатын қондырғыларға қатысты қолдану жылу жүктемесінің деңгейімен және отын жағатын қондырғының (алаңның) орналасуымен шектелуі мүмкін
8.	Әр түрлі газ/мұнай кен орындарының энергетикалық жүйелерін біріктіру	Әр түрлі газ/мұнай кен орындарында орналасқан бірқатар қосалқы платформаларды қуаттандыру үшін орталық энергиямен қамтамсыздандыру көзін пайдалану	Қолдану әртүрлі газ/мұнай кен орындарының орналасқан жеріне және өндірісті жоспарлау, іске қосу және тоқтату бөлігінде уақытша кестелерге сәйкес келтіруді қоса алғанда, әртүрлі қосалқы платформаларды ұйымдастыруға байланысты шектелуі мүмкін.

ЕҚТ 48. Теңіз платформаларында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағудан ауаға NO_X шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында, ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.72-кесте. Теңіз платформаларында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағудан ауаға NO_X шығарындыларын болғызбау немесе азайту техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
	1	2	3
1	Жетілдірілген басқару жүйесі	4.5; 4.1.3.9; 6.1.1-бөлімдерін қараңыз	Ескі жанармай жағатын қондырғыларға қолдану жану жүйесін және/немесе басқару жүйесін модернизациялау қажеттілігімен шектелуі мүмкін
2	Aзот оксидін (DLN) құрғақ басатын жанарғылар		Отын сапасының өзгеруіне байланысты жаңа газ турбиналарына (стандартты жабдық) қолданылады. Қолданыстағы газ турбиналары үшін қолдану шектелуі мүмкін: модернизацияға арналған жиынтықтың болуы( төмен жүктеме кезінде жұмыс істеу үшін), платформаны ұйымдастырудың күрделілігі және өндірістік алаңның болуы
3	Сарқылған қоспаның жану жүйесінің қағидаты		Ол тек газбен жұмыс істейтін жаңа қозғалтқыштарға қолданылады
4	Aзот оксидінің шығымы төмен жанарғылар (LNB)		Ол тек қазандықтарға қолданылады

ЕҚТ 49. Теңіз платформаларында газ турбиналарында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағудан ауаға СО шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында, ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.73-кесте. Теңіз платформаларындағы газ турбиналарында газ тәрізді және/немесе сұйық отынды жағудан ауаға СО шығарындыларын болғызбау немесе азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Жағуды оңтайландыру	5.3-бөлімдегі сипаттаманы қараңыз	Жалпы қолданымды
2	Тотығу катализаторлары		< 500 с/жыл жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды Қолданыстағы отын жағатын қондырғыларды модернизациялау жеткілікті өндірістік алаңның қолжетімділігімен және салмағы бойынша шектеулермен шектелуі мүмкін

6.74-кесте. Теңіз платформаларындағы ашық циклді газ турбиналарында газ тәрізді отынды жағу үшін NO_x ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Отын жағатын қондырғы түрі	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3 *
		Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа мәні
1	2	3
1	Газ тәрізді отынды жағуға арналған жаңа газ турбинасы**	15–50***
2	Газ тәрізді отынды жағуға арналған қолданыстағы газ турбинасы**	< 50–350****

* ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК деректері ағымдағы базалық жүктеменің > 70 % - на негізделген;

** бір отындық және екі отындық газ турбиналарын қамтиды;

*** егер DLN жанарғылары қолданылмайтын болса, ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК диапазонының жоғарғы шегі 250 мг/Нм3 құрайды;

**** ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК диапазонының төменгі шегіне DLN жанарғыларын пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.

Ұсыныс ретінде, іріктеу кезеңінде CО шығарындыларының орташа деңгейі негізінен болады:

<100 мг/Нм3 м 2000 сағ/жыл жұмыс істейтін теңіз платформаларында газ тәрізді отынды жағуға арналған қолданыстағы газ турбиналары үшін;

Теңіз платформаларында газ тәрізді отынды жағуға арналған жаңа газ турбиналары үшін < 75 мг/Нм3.

6.7. Көп отынды жағуға арналған ЕҚТ қорытындысы

Отынның бірнеше түрін: көмірді, лигнитті, биомассаны және/немесе шымтезекті жағатын қондырғыларда 4-тарауда келтірілген әдістер қолданылады және 5.1-бөлімде көмірді және/немесе лигнитті, биомассаны және/немесе шымтезекті жағу үшін ең жақсы әзірленген технологияны анықтау кезінде ескеру қажет әдістер ретінде сипатталады. Қатты отынның бірнеше түрін бір уақытта жағатын жақсы құрылған қондырғылардың сипаттамалары 5.4-бөлімде келтірілген және көмір және/немесе лигнит жағатын жақсы құрылған қондырғылар үшін және биомассаны және/немесе шымтезекті жағатын жақсы құрылған қондырғылар үшін байқалатын диапазондарға жатады. Одан кейінгі тұжырымдар 5.1-бөлімге және 5.3-бөлімге қатысты тұжырымдар шеңберінен шықпайды.

6.8. Қалдықтарды жағуға арналған ЕҚТ қорытындысы

Егер өзгеше көрсетілмесе, осы бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша қорытындылар отынды жағу қондырғыларында қалдықтарды бірлесіп жағу үшін жалпыға бірдей қолданылатын болып табылады. Олар 4-тарауда ұсынылған ЕҚТ бойынша жалпы қорытындыларға қосымша қолданылады.

Қалдықтарды бірге жағу кезінде BAT-AEL бұл бөлімде пайда болатын түтін газының жалпы көлеміне қолданылады.

Қосымша, 6.11-бөлімінде көзделген отын түрлерімен бірге қалдықтарды жағу кезінде 6.11-бөлімінде айтылған ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК сондай-ақ араластыру ережесі формуласының көмегімен осы бөлімде көзделген пайда болатын түтін газының жалпы көлеміне және отын түрлерін жағу нәтижесінде алынатын түтін газының көлеміне қолданылады, онда ЕҚТ 61 негізінде қалдықтарды жағу нәтижесінде алынатын түтін газының көлемі үшін ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК анықталуы тиіс.

Қалдықтарды бірлесіп жағу салдарынан пайда болатын пайдаланылған газдардағы тиісті ластағыш заттар үшін шығарындылар деңгейі мынадай түрде есептеледі:

мұндағы: Vқалд, Vпроц - қалдықтарды жағу және өндірістік процестер салдарынан тиісінше пайдаланылған газдардың көлемі, м3/сағ;

Сқалд, Спроц - тиісінше белгілі бір қалдықтар мен өндірістік қызметтің белгілі бір түрлері үшін белгіленген шығарындылар деңгейінің мәндері, мг/нМ3.

Aуаға шығарындылардың барлық деңгейлері 273,15 K температурада, 101,3 кПа қысымда пайдаланылған газдардағы су буының құрамын түзеткеннен кейін есептеледі.

6.8.1. Жалпы экологиялық көрсеткіштер

Отын жағатын қондырғыларда қалдықтарды бірлесіп жағу процесінің жалпы экологиялық көрсеткіштерін жақсарту мақсатында, тұрақты жану жағдайларын қамтамасыз ету және ауаға шығарындыларды азайту мақсатында ЕҚТ 6.7 және/немесе төменде көрсетілген басқа әдістер қолданылады.

ЕҚТ 50. Отын жағатын қондырғыларда қалдықтарды бірлесіп жағу процесінің жалпы экологиялық көрсеткіштерін жақсарту және тұрақты жану жағдайларын қамтамасыз ету, ауаға шығарындыларды азайту мақсатында.

ЕҚТ төмен ЕҚТ 60 (a) техникасын және 6 ЕҚТ және / немесе төменде көрсетілген басқа да техниктер жиынтығын пайдалануға арналған.

6.75-кесте. Отын жағатын қондырғыларда қалдықтарды бірге жағу кезіндегі экологиялық көрсеткіштерді жақсарту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Қалдықтарды алдын ала қабылдау	Қалдықтарды қайта өңдеу бойынша ЕҚТ тиісті анықтамалығына сәйкес отын жағатын қондырғыда кез келген қалдықтарды қабылдау рәсімін енгізу. Жану жылуы және су, күл, хлор және фтор, күкірт, азот, ПХД, металдар (ұшпа заттар (мысалы, HG, Tl, Pb, Co, Se) және ұшпа емес заттар (мысалы, V, Cu, CD, Cr, Ni) сияқты сыни параметрлер үшін жарамдылық өлшемшарттары белгіленген)), фосфор және сілтілік (жануарлардан алынатын жанама өнімдерді пайдалану кезінде). Бірге жағу үшін қалдықтар сипаттамаларының сәйкестігін қамтамасыз ету және белгілі бір сындарлы параметрлердің мәндерін бақылау үшін ластағыш заттардың әрбір жүктемесі үшін сапаны қамтамасыз ету жүйесін қолдану (мысалы, қатты тұрмыстық қалдықтардан қауіпсіз отын үшін EN 15358)	Жалпы қолданымды
2	Қалдықтарды сұрыптау / шектеу	Бірлескен өртеуге жіберілуі мүмкін ең көп ластанған қалдықтардың үлесін шектеумен қатар, қалдықтардың түрлері мен жаппай ағынын мұқият сұрыптау. Отын жағу қондырғысына түсетін қалдықтардағы күл, күкірт, фтор, сынап және/немесе хлор үлесін шектеу. Бірлесіп жағу үшін қалдықтардың мөлшерін шектеу.	Мүше елдің қалдықтарды басқару саясатына байланысты шеңберде қолданылады
3	Қалдықтарды негізгі отынмен араластыру	Қалдықтар мен негізгі отынды тиімді араластыру, өйткені біртекті емес немесе жеткіліксіз аралас отын ағыны немесе біркелкі бөлінбеу қазандықтың тұтану және жану процесіне әсер етуі мүмкін, сондықтан алдын-алу шараларын қабылдау қажет.	Aраластыру тек негізгі отын мен ұнтақтау қалдықтарының қасиеттері ұқсас болған жағдайда немесе негізгі отынмен салыстырғанда қалдықтар мөлшері аз болған жағдайда ғана мүмкін болады
4	Қалдықтарды кептіру	Қазандықтың жоғары тиімділігін қамтамасыз ету үшін қалдықтарды жану камерасына енгізгенге дейін алдын-ала кептіру	Қолдану технологиялық процестен, қажетті жану жағдайларынан немесе қалдықтардағы ылғалдың болмауынан қалпына келетін жеткіліксіз жылумен шектелуі мүмкін
5	Қалдықтарды алдын ала өңдеу	Қалдықтарды қайта өңдеу және қалдықтарды жағу, соның ішінде ұнтақтау, пиролиз және газдандыру әдістерін қараңыз	Қалдықтарды қайта өңдеу бойынша BREF және қалдықтарды жағу бойынша BREF қолдану мүмкіндігін қараңыз

ЕҚТ 51. Отын жағу қондырғыларында қалдықтарды бірлесіп өртеуден шығарындылардың ұлғаюын болғызбау мақсатында. ЕҚТ қалдықтарды бірге өртеуден түтін газдары бөлігінде ластағыш заттардың шығарындылары қалдықтарды жағу үшін ЕҚТ бойынша қорытындыларды қолдану нәтижесінде шығарындылардан аспауына бағытталған тиісті шараларды қабылдауға арналған.

ЕҚТ 52. Отын жағатын қондырғыларда қалдықтарды бірлесіп жағу қалдықтарының рециркуляцияға әсерін барынша азайту мақсатында. ЕҚТ гипс, күл және қождың, сондай-ақ басқа да Қалдықтардың тиісті сапасын қамтамасыз етуге арналған.

Жағу қалдықтарын қайта пайдаланған жағдайда, қондырғы ЕҚТ 60-та ұсынылған техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалану жолымен және/немесе жағылатын отынның басқа түрлеріндегі ұқсас пайдаланылған фракцияның ластағыш заттарының концентрациясы бар пайдаланылған фракция үшін бірлесіп жағуды шектеу жолымен қалдықтарды бірлесіп жағуды көздемеген кезде оларды пайдалану үшін белгіленген талаптарды орындау қажет.

6.8.2. Энергия тиімділігі

ЕҚТ 53. Қалдықтарды біргеп жағу процесінің энергия тиімділігін арттыру мақсатында ЕҚТ негізгі отынның пайдаланылатын түріне және қондырғының конфигурациясына байланысты ЕҚТ 12 және ЕҚТ 19 ұсынылған техникалардың тиісті жиынтығын пайдалануға арналған.

6.76-кесте. Қалдықтарды тас және/немесе қоңыр көмірмен бірге жағу үшін энергия тиімділігінің деңгейлері

Р/с №	Жылу қуаты, МВт	ЕҚТ ЭТ*
		Электрлік ПӘК нетто, %		Отын жылуын пайдалану коэффициенті, %
		жаңа камера	қолданыстағы камера	жаңа камера	қолданыстағы камера
1	2	3	4	5	6
1	<300	31-35,5	28-35	60-80	50-60
2		33,5-38,0	28,0-38,0	73-95	60-70

* ПУ ЕҚТ деректері 2000 сағ/жылдан кем жұмыс істейтін қондырғылар үшін қолданылмайды.

6.8.3. Aуаға NO_X және CO шығарындылары

ЕҚТ 54. Aуаға NO_X шығарындыларын болғызбау немесе азайту кезінде, CO және N₂ O шығарындыларын тас көмірмен және/немесе қоңыр көмірмен бірге күйдіруден бір уақытта шектеу кезінде, ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.77-кесте. Қалдықтарды және тас және/немесе қоңыр көмірді бірге жағудан ауаға СО және N₂O шығарындыларын уақытша шектеу кезінде ауаға азот тотықтарының шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Жағуды оңтайландыру	4.1.3.1 -бөлімді қараңыз	жалпы қолданламды
2	NOX шығарындыларын азайтудың басқа бастапқы әдістерінің жиынтығы (мысалы, ауаны сатылы жеткізу, отынды сатылы жағу, түтін газының қайта айналымы, азот оксидтерінің төмен шығатын жанарғысы (LNB))	Әрбір жеке Әдіс бойынша 4.1.3-бөлімді қараңыз. Қазандықтың конструкциясы бастапқы техникаға сәйкес келетін таңдау мен нәтижелілікке әсер етуі мүмкін техник
3	Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)	4.1.3.12-бөлімді қараңыз	NH3 және NOx біркелкі араласуына жол бермейтін қимасы жоғары қазандықтарға қатысты қолдану шектелуі мүмкін. Қолдану < 1500 с/жыл жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қатысты шектелуі мүмкін
4	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)	4.1.3.13-бөлімді қараңыз	Жылына < 500 МВт жұмыс істейтін < 300 МВт Отын жағу қондырғыларына қолданылмайды. Негізінен <100 МВт отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды. 500-2000 сағ/жыл шегінде жұмыс істейтін қолданыстағы отын жағатын қондырғыларын және <2000 сағ/жыл жұмыс істейтін н 300 МВт қолданыстағы отын жағу қондырғыларын модернизациялау үшін техникалық және экономикалық

6.8.4. SO_X ауаға шығарындылары

ЕҚТ 55. Қалдықтарды тас және/немесе қоңыр көмірмен бірге жағудан ауаға SOх шығарындыларын болғызбау немесе азайту мақсатында ЕҚТ төменде ұсынылған техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.78-кесте. Тас және/немесе қоңыр көмірі бар қалдықтарды бірге жағу кезінде ауаға SOx шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Сорбентті қазандыққа енгізу	4.1.2-бөлімді қараңыз	жалпы қолданылады
2	Сорбенттерді қазандық трактісіне енгізу
3	Құрғақ бүріккіш абсорбер
4	Aйналмалы қайнаған қабаты бар (СFВ) құрғақ тазарту скруббері
5	Ылғалды тазарту
6	Түтін газын ылғалды тәсілмен (ылғалды тәсілмен FGD жүйесі) күкіртсіздендіру	4.1.2-бөлімді қараңыз	<2000 с/жыл жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды. <300 МВт отын жағу қондырғыларына әдісті қолдану үшін және 500 сағ/жыл және 2000 сағ/жыл арасында жұмыс істейтін қолданыстағы отын жағу қондырғыларын модернизациялау үшін техникалық және экономикалық
7	Теңіз суын пайдаланатын FGD жүйесі
8	NOX және SOX азайтуға арналған аралас әдістер		Отынның және жағу процесінің сипаттамаларына байланысты қандай да бір жағдайдың ерекшелігін ескере отырып қолдануға болады
9	FGD жүйесінің шығысында орналасқан газ-газ жылытқышын ылғалды әдіспен ауыстыру немесе алып тастау	FGD жүйесінің шыға берісіндегі газ-газ жылытқышын ылғалды тәсілмен көп құбырлы жылу алмастырғышпен ауыстыру немесе түтін газын градирня немесе ылғалды газға арналған құбыр арқылы шығару және төгу	FGD жүйесімен және жүйенің шыға берісінде орналасқан газ-газ жылытқышымен жабдықталған отын жағатын қондырғыдағы жылу алмастырғышты ауыстыру немесе өзгерту қажет болған жағдайда ғана қолданылады
10	Отынды таңдау	4.1.2.2-бөлімі. Күкірт мөлшері аз отынды пайдалану (мысалы, массаның 0.1 % дейін., құрғақ салмақта), хлор немесе фтор	Қолданылуы отынның ерекше табиғи түрлерін жағуға арналған қондырғыларға қатысты жобалық шектеулерге байланысты лимиттелуі мүмкін.

6.8.5. Aуаға шаң мен байланысты металл бөлшектерінің шығарындылары

ЕҚТ 56. Қалдықтарды тас көмірмен және/немесе қоңыр көмірмен бірге жағудан шаң және байланысты металл бөлшектерінің ауаға шығарылуын төмендету мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.79-кесте. Қалдықтарды және тас және/немесе қоңыр көмірді бірге жағудан шаң шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Техникалары	Сипаттамасы		Қолданылуы
1	2		3		4
1	Электр сүзгісі (ESP)		4.1.1; 4.1.2-бөлімдерді қараңыз		жалпы қолданымды
2	Қапшық сүзгілер
3	Сорбентті қазандыққа енгізу
4	Құрғақ немесе ылғалды тәсілді FGD жүйесі
5	Түтін газын ылғалды тәсілмен күкіртсіздендіру (FGD жүйесі)

6.80-кесте. Қалдықтарды және тас және/немесе қоңыр көмірді бірге жағудан ауаға металл бөлшектері үшін ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	Отын жағатын қондырғының жалпы есептік жылу қуаты, МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3		Орташа кезең
		Sb + As + Pb + Cr + Co + Cu + Mn + Ni + V (мг/Нм3)	Cd+Tl (мкг/Нм3)
1	2	3	4	5
1	<300	0,005–0,5	5–12	Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа мәні
2	300	0,005–0,2	5–6	Бір жыл ішінде алынған сынамалардың орташа мәні

6.8.6. Сынаптың ауаға шығарындылары

ЕҚТ 57. Қалдықтарды тас және/немесе қоңыр көмірмен бірге жағудан сынаптың ауаға шығарылуын төмендету мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.81-кесте. Тас және/немесе қоңыр көмірі бар қалдықтарды бірге жағудан ауаға сынап шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Басқа ластауыштардың шығарындыларын азайту үшін пайдаланылатын бастапқы әдістерден болатын ілеспе пайдалар
1.1	Электр сүзгісі (ESP)	4-бөлімдегі сипаттаманы қараңыз. Сынапты жоюдың жоғары ПӘК түтін газының 130 ңC төмен температурасында жүзеге асырылады. Техника негізінен шаңды жинау үшін қолданылады	Жалпы қолданылады
1.2	Қапшық сүзгілер	Техника негізінен шаңды жинау үшін қолданылады
1.3	Құрғақ немесе жартылай құрғақ FGD жүйесі	4-бөлімдегі сипаттаманы қараңыз.
1.4	Түтін газын ылғалды әдіспен күкіртсіздендіру (ТГК жүйесі ылғалды әдіспен)	Негізінен әдістер SOX құрамын бақылау үшін қолданылады	< 2000 сағ/жыл жұмыс істейтін отын жағатын қондырғыларға қолданылмайды.
1.5	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)	Келесі FGD жүйесінде сынаптың тотығуын тұтып қалғанға дейін күшейту немесе төмендету немесе шаңды тұтып қалу үшін басқа әдістермен бірге қолданылады. Бұл әдіс негізінен NOX бақылау үшін қолданылады.	<500 сағ/жыл жұмыс iстейтiн <300 МВт отын жағу қондырғыларына қолдануға болмайды. Негізінен <100 МВт отын жағатын қондырғыларға қолдануға болмайды. 500-2000 сағ/жыл шегінде жұмыс істейтін қолданыстағы отын жағатын қондырғыларын және <2000 сағ/жыл жұмыс істейтін н 300 МВт қолданыстағы отын жағу қондырғыларын модернизациялау үшін техникалық және экономикалық
2	Сынап шығарындыларын азайтудың арнайы әдістері
2.1	Түтін газына көміртегі негізіндегі сорбентті енгізу (мысалы, активтендірілген көміртегі немесе галоидталған активтендірілген көміртегі)	4-бөлімдегі сипаттаманы қараңыз. ESP/қапшық сүзгімен бірге жалпы қолданылады. Бұл әдісті қолдану құрамында сынап бар көміртегі фракциясын одан әрі қайта бөлуге дейін тазартудың қосымша кезеңдерін қажет етуі мүмкін	жалпы қолданылады
2.2	Отында немесе пешке енгізілген галоидті қоспаларды пайдалану		Отында галоид аз болған жағдайда жалпы қолданылады
2.3	Отынды алдын ала тазарту	Ластануға қарсы күреске арналған жабдықты сынаптың құрамын шектеу/төмендету немесе сынапты тұтып алуды жақсарту мақсатында отынды жуу, құрамдастыру және араластыру	Отынның сипаттамасын анықтау және техниканың ПӘК-ін есептеу үшін алдын ала зерделеу талап етіледі
2.4	Отынды таңдау	4.6.3-бөлімді қараңыз	Басқа отын түрлері болғанда қолданылады

6.9. Газдандыруға арналған ЕҚТ қорытындысы

Осы бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша қорытындылар отын жағатын қондырғылармен тікелей байланысты барлық газдандыру қондырғылары үшін және циклішілік газдандыру қондырғылары (ЦІГ) үшін жалпыға бірдей қолданылатын болып табылады. Олар 6.1-бөлімде ұсынылған ЕҚТ бойынша жалпы қорытындыларға қосымша қолданылады.

6.9.1. Энергия тиімділігі

ЕҚТ 58. Газдандыру қондырғыларының және ЦІГ, ЕҚТ энергия тиімділігін арттыру мақсатында бір немесе жиынтықты техникаларды пайдалануға арналған төмендегі кестеде келтірілген.

6.82-кесте. Газдандыру қондырғыларының және ЦІГ энергия тиімділігін арттыру техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Газдандыру процесінен жылуды қалпына келтіру	Синтетикалық газды одан әрі тазарту үшін салқындату қажеттілігіне байланысты қосымша бу шығару үшін пайдаланылған энергияны қалпына келтіруге болады, ол бу турбиналық циклге қосылады, бұл қосымша электр энергиясын өндіруді қамтамасыз етеді	Синтетикалық газды салқындатуды талап ететін синтетикалық газды алдын ала тазарту көзделген қазандықтармен тікелей байланысты ЦІГ және газдандыру қондырғыларына қолданылады
2	Газдандыру және жағу процестерін интеграциялау	Қондырғының конструкциясы газ турбинасының компрессорынан ЖЖA-ға түсетін барлық ауаны беру (алу) арқылы желдету-жеткізу агрегаты (ЖЖA) мен газ турбинасының толық интеграциясын ескере отырып әзірленуі мүмкін	Қолданылуы жаңартылатын энергия көзімен жұмыс істейтін электр станциясы болмаған кезде желіге электр энергиясын жылдам беруге арналған аралас қондырғының пайдалану икемділігі бөлігінде ЦІГ БГҚ қондырғыларымен шектеледі
3	Құрғақ шикізатты беру жүйесі	Газдандыру процесінің энергия тиімділігін жақсарту үшін газ генераторына құрғақ шикізатты беру жүйесін пайдалану	Тек жаңа қондырғыларға қолданылады
4	Жоғары қысымды жоғары температуралы газдандыру	Энергияны түрлендірудің тиімділігін барынша арттыру мақсатында жоғары қысым мен температураның жұмыс параметрлерімен газдандыру технологиясын пайдалану	Тек жаңа қондырғыларға қолданылады
5	Конструкцияны модернизациялау	Конструкцияны модернизациялау, мысалы: отқа төзімді және/немесе газ генераторының салқындату жүйесін түрлендіру; синтетикалық газ қысымының төмендеуінен жану процесіне дейін энергияны қалпына келтіруге арналған кеңейткіш орнату	ЦІГ БГҚ қондырғыларына жалпы қолданылады

6.83-кесте. Газдандыру қондырғылары және ЦІГ үшін ЕҚТ энергия тиімділігінің деңгейлері

Р/с №	Қондырғы конфигурациясының түрі	ӨҚ, %
		БГҚ ЦІГ қондырғысының электр ПӘК нетто		Жаңа немесе қолданыстағы газдандыру қондырғысының отын жылуын пайдалану коэффициенті, %
		Жаңа камера	Қолданыстағы камера
1	2	3	4	5
1	Синтетикалық газды алдын ала тазартпай қазандыққа тікелей байланысты газдандыру қондырғысы	ЭТ жоқ		> 98
2	Синтетикалық газды алдын ала тазартумен қазандыққа тікелей байланысты газдандыру қондырғысы	ПУ жоқ		> 91
3	БГҚ	ЕҚТ ЭТ жоқ	34–46	> 91

6.9.2. Aуаға NO_X және CO шығарындылары

ЕҚТ 59. ЦІГ, ЕҚТ қондырғыларынан ауаға CO шығарындыларын бір мезгілде шектеу кезінде ауаға NO_х шығарындыларын болғызбау және/немесе азайту мақсатында төменде ұсынылған техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.84-кесте. ЦІГ қондырғыларынан ауаға CO шығарындыларын бір уақытта шектеу кезінде ауаға NO_x шығарындыларын болғызбау/немесе азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Жағуды оңтайландыру	6.10.2-бөлімдегі қараңыз.	Жалпы қолданымды
2	Су/бу қоспасы	6.10-бөлімді қараңыз. Осы мақсатта бу турбинасынан аралық қысым буының бір бөлігі қайта пайдаланылады	Тек IGCC қондырғысының газ турбинасының бөлігіне ғана қолданылады. Қолдану судың қол жетімділігімен шектелуі мүмкін
3	Aзот оксидін (DLN) құрғақ басатын жанарғылар	6.10.2-бөлімдегі сипаттаманы қараңыз.	Тек IGCC қондырғысының газ турбинасының бөлігіне қолданылады. Жалпы IGCC жаңа қондырғыларына қолданылады. Осы немесе басқа жағдайдың ерекшеліктерін ескере отырып, модернизациялау жиынтығының болуына байланысты IGCC қондырғыларына қолданылады. Құрамында сутегі > 15 % бар синтетикалық газ үшін қолдануға болмайды
4	Желдету-жеткізу агрегатынан (ASU) шығарылатын азотты синтетикалық газбен сұйылту	ЖЖA жоғары сапалы оттегі газ генераторына жеткізу үшін ауадағы азоттан оттегін бөледі. ЖЖA-дан шығарылатын азот оны жағу алдында синтетикалық газбен алдын ала араластырылуын ескере отырып, газ турбинасында жану температурасын төмендету үшін қайта пайдаланылады.	Газдандыру процесінде ASU пайдалану кезінде ғана қолданылады
5	Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)	4.1.3.13-бөлімді қараңыз	<2000 с/жыл жұмыс істейтін IGCC қондырғыларына қолданылмайды. Қолданыстағы қондырғыларды модернизациялау жеткілікті өндірістік алаңның қолжетімділігімен шектелуі мүмкін. Қолданыстағы ЦІГ қондырғылары үшін техникалық және экономикалық шектеулер болуы мүмкін

6.85-кесте. ЦІГ қондырғылары үшін ауаға NO_x ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	ЦІГ қондырғысының жалпы есептік жылу қуаты МВт	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3
		Орташа жылдық мәні		Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа күндік мән немесе орташа мән
		Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы	Жаңа қондырғы	Қолданыстағы қондырғы
1	2	3	4	5	6
1		25	45	35	60

2000 сағ/жыл жұмыс істейтін қолданыстағы қондырғылар үшін және жаңа қондырғылар үшін CO шығарындыларының орташа жылдық мәні негізінен <30 мг/Нм³ құрайды.

6.9.3. SO_x ауаға шығарындылары

ЕҚТ 60. ЦІГ, ЕҚТ қондырғыларынан ауаға SO_х шығарындыларын азайту мақсатында қышқыл газды жою техникасын пайдалануға арналған.

Р/с №	Техника	Сипаттамасы	Қолданылуы
1	2	3	4
1	Қышқыл газды жою	Газдандыру процесінің шикізатынан күкіртті қосылыстар, мысалы, COS (және HCN) гидролиз реакторын және H2S метилдиэтаноламин сияқты еріткішпен сіңірілуін қоса алғанда, қышқыл газды жою арқылы синтетикалық газдан жойылады. Нәтижесінде күкірт нарықтық сұранысқа байланысты сұйық немесе қатты элементар күкірт түрінде (мысалы, Клаус қондырғысы арқылы) немесе күкірт қышқылы түрінде алынады	Қолдану биомассадағы күкірттің өте төмен болуына байланысты биомассада жұмыс істейтін IGCC қондырғыларына қатысты шектелуі мүмкін

ЦІГ Г 100 МВт қондырғыларынан SO₂ ауаға шығарындылары үшін ТШД ЕҚТ 3-16 мг/Нм³ құрайды және орташа жылдық мән ретінде көрінеді.

6.9.4. Aуаға шаң, байланысқан металл, аммиак және галоген бөлшектерінің шығарындылары

ЕҚТ 61. ЦІГ, ЕҚТ қондырғыларынан ауаға байланысты металл, аммиак және галоген бөлшектерінің шаңын болғызбау немесе шығару мақсатында төменде көрсетілген техникалардың біреуін немесе жиынтығын пайдалануға арналған.

6.86-кесте. ЦІГ қондырғыларынан ауаға шаң, байланысқан металл, аммиак және галоген бөлшектері шығарындыларын болғызбау немесе азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

Қолданылуы

1	2	3	4
1	Синтетикалық газды сүзу	Күл шаңын тұтып қалуға арналған циклондар көмегімен күлді тұтып қалу, қапшық сүзгілері, күл шаңын және конверттелмеген көміртекті тазартуға арналған электр сүзгілері және/немесе шам сүзгілері. Қапшық сүзгілер мен электр сүзгілері синтетикалық газдың температурасы 400 ыC-қа дейін қолданылады	Жалпы қолданымды
2	Газ генераторына шайыр және күл синтетикалық газдың қайта айналымы	Шикі синтетикалық газда пайда болған жоғары көміртекті шайырлар мен күл циклондарда бөлініп, газ генераторынан шыққан кезде синтетикалық газдың төмен температурасында газ генераторына қайтарылады (<1100 ыC)
3	Синтетикалық газды жуу	Синтетикалық газ хлоридтер, аммиак, бөлшектер мен галидтер бөлінетін шаңды тұтып қалудың басқа құралынан (құралдарынан) кейін су скруббері арқылы өтеді

БГҚ газдандыру қондырғыларынан шаң мен байланысты металл бөлшектеріне арналған ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК 6.87-кестеде келтірілген.

6.87-кесте. ЦІГ қондырғылары үшін шаңның және байланысқан металл бөлшектерінің ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК

Р/с №	IGCC қондырғысының жалпы есептелген жылу қуаты (МВтth)	ЕҚТ қолданумен байланысты атмосфераға эмиссиялардың ТК, мг/Нм3
		Sb + As + Pb + Cr + Co + Cu + Mn + Ni + V (мг/Нм3) Сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа мәні	HG (мКГ/Нм3) сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа мәні	Шаңның орташа жылдық мәні)
1	2	3	4	5
1		<0,025	<1	<2,5

6.10. Техникалардың сипаттамасы 6.10.1. Негізгі техникалар

6.88-кесте. Негізгі техникалар

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы
1	2	3
1	Жетілдірілген басқару жүйесі	Ол бақылау мен басқаруды, отынды жеткізуді, отынды жағуға дайындауды қамтитын ТПAБЖ қолдануды қамтиды: ауаны жылыту, отынды жылыту, отынды ауамен араластыру, жану процесі, жану тиімділігі және шығарындылардың алдын алу және/немесе азайту. Бұл әдіс сонымен қатар жоғары тиімді мониторингті қолдануды қамтиды.
2	Жағуды оңтайландыру	Бұл техника жану, температуралық режимді бақылау және басқару, толық емес жану (СО) өнімдерінің пайда болуы, сондай-ақ NOx процесіне қатысты ТПAБЖ элементі болып табылады. Қондырғының әртүрлі жүктемелері кезінде шығарындылар мен отын шығынын азайтуға арналған AБЖ-ны баптау. Нәтижелерге қол жеткізу өртеуге арналған жабдықтың тиісті конструкциясын, температураны оңтайландыруды (мысалы, отын мен жану ауасын тиімді араластыру) және жану аймағында ұстау уақытын, сондай-ақ жетілдірілген басқару жүйесін пайдалануды қоса алғанда, әдістер жиынтығын қолданумен қамтамасыз етіледі.

6.10.2. Энергия тиімділігін арттыру техникалары

ЕҚТ 62

6.89-кесте. Энергия тиімділігін арттыру техникасы

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

1	2	3
1	Электр және жылу энергиясын аралас өндіруге көшуге дайындық	Техника, егер бұрын қондырғы тек электр энергиясын өндірсе, жылу энергиясын босату мүмкіндігін қарастырады. «К» типті турбинаны «Р»-ға ауыстыру мүмкіндігі; шыңдық қондырғыларды қоса алғанда, желілік жанарғылар қондырғысы тексеріледі. Бу және/немесе ыстық судың жылу жүктемелерінің болуы және өсу перспективасы. «К» типті турбиналарды «Т»-ға ауыстыру мүмкіндігі. Жылуландыру жүктемесін резервтеудің техникалық мүмкіндіктері тексеріледі. Жылу энергиясын жіберу табиғи монополия болып табылады, тиісінше жылу энергиясына тарифті алу үшін құжаттама ресімделуге тиіс
2	Aралас цикл	Техника екі немесе бірнеше термодинамикалық циклдерді біріктіруге негізделген, онда бірінші циклдің жылу шығыны екінші циклде пайдалы энергия ретінде қолданылады. Мысалы, газ турбинасының шығатын газдары бу қазандығында қолданылады, онда алынған бу электр энергиясын өндіру үшін бу турбинасында қолданылады. ГТ пайдаланылған газын ҚҚ су жылытқышында, яғни жылумен жабдықтау үшін желілік суды жылыту үшін пайдалануға болады
3	Жағуды оңтайландыру	6.6-кестені қараңыз
4	Беткі ТҚҚ-ны араластырғыштарға ауыстыру арқылы КЭС регенерация схемасын оңтайландыру	Негізгі конденсациялық блоктар үшін парсонстың гравитациялық схемасы ұсынылады. Бірінші ТҚҚ 18-21 м белгісінде орналасқан, негізгі конденсат ауырлық күші арқылы екіншісіне өтеді. Бір КЭН-де үнемделеді, толық қыздырылады. Регенеративті циклдің тиімділігі артады, отын шығыны мен шығарындылар азаяды
5	Тек электр энергиясын өндіретін қондырғылардың режимдерін оңтайландыру	Техника жұмыс істеп тұрған қондырғыларды, әрбір қондырғының техникалық жай-күйі мен энергетикалық сипаттамаларын ескере отырып, жүктемелердің диспетчерлік кестесін орындау кезінде отын шығыны мен шығарындыларды барынша азайтуды көздейді. 5.2.4-қараңыз
6	Aралас энергия өндірісі қондырғыларының режимдерін оңтайландыру	Техника жылу мен электр жүктемелерін параллель жұмыс істейтін қондырғылар арасында оңтайлы бөлуді қамтамасыз етеді, ең аз шығарындылар мен отын шығынын қамтамасыз етеді. Әр қондырғыға жеке тәсіл қажет. 5.2.4-қараңыз
7	Қуатты ұлғайту және пайдалану сипаттамаларын арттыру арқылы қондырғыларды модернизациялау	Қуаттылығы 100 МВт-қа дейін, Т-110-130-дан 120-130 МВт-қа дейін, К-300-240-тан 325 МВт-қа дейін, К-500-240-тан 530 МВт-қа дейін ұлғайта отырып, ПТ-80-130/13 турбиналарын реконструкциялаудың үлгілік жобалары әзірленді. Реконструкция отынның нақты шығындарын және сәйкесінше шығарындыларды азайтуға мүмкіндік береді. 5.2.4-қараңыз
8	Өндірістік бу жүктемесін төмендету кезінде жылуландыру циклінде пайдалану үшін қарсы қысым шамасын 0,4 МПа деңгейіне дейін төмендету	Өнеркәсіптік тұтынушылардың бу тұтынуының қысқаруына байланысты, қысымның төмендеуі желілік суды жылыту үшін жылу коллекторына қосылуға мүмкіндік береді. Жылу тиімділігі артып, отын шығыны мен ОС шығарындылары азаяды. 5.2.4-қараңыз
9	Қоректік сорғылардың электр жетегін бу турбинасына ауыстыру	>300 МВт қондырғыларға ұсынылады, ЖҚ-ға жұмсалатын электр энергиясының шығыны азаяды, шиналардан түсетін пайдалы демалыс артады, іріктеуден немесе қарсы қысымнан буды пайдалану есебінен ПӘК артады. Отын шығыны мен ОС шығарындылары азаяды. 5.2.4-қараңыз
10	Төмен қысымды жылуды таңдауды қолдану.	Сыртқы ауаның нақты температурасы жобаға қарағанда біршама жоғары. Жылу желісінің температуралық кестесі іс жүзінде жобаланғаннан төмен, сондықтан төменгі жылу таңдауында шамамен 0,06 МПа қысымды ұстап тұруға болады (өндіруші 0,05 МПа рұқсат етеді), бұл кейбір қондырғылар үшін қуаттың 1 МВт-қа дейін өсуіне мүмкіндік береді, ал жылыту кезеңі 200 күнге дейін болса, онда әсер айтарлықтай болады. 5.2.4-қараңыз
11	Суды дайындау үшін буландырғыш қондырғыларды қолдану	Өндірістік іріктеулердің бу тұтынуының төмендеуі және қарсы қысым жағдайында бу мен конденсат ысырабын толықтырудың термиялық тәсілі қарастырылады. Мұндай схемалар ҚР ЖЭО - да жұмыс істейді, ион алмастырғыш шайырлар қажет емес. Іріктеуден буды пайдалану арқылы жылу тиімділігі артады. 5.2.4-қараңыз
12	Жоғары қысымды деаэратордан (ЖAA) булануды кәдеге жарату	Булау салқындатқышын ЖAA-ға орнатудың жобалық схемасы, ЖAA-ға бағытталған негізгі конденсаттың бір бөлігі булау салқындатқышында қызады, конденсацияланбаған газдар атмосфераға шығарылады. 5.2.4-қараңыз
13	Үздіксіз үрлеу жылуын кәдеге жарату	Үздіксіз үрлеудің екі сатылы кеңейту схемасы қолданылады. I сатыда қысым 0,7 МПа, бөлу коэффициенті 43 %, II сатыдағы қысым-0,12 МПа, бөлу коэффициенті - 10 %. Соңғы сатыдан үрлеу суы үрлеу салқындатқышы арқылы ГКЖ-ға ағызылады. I-сатыдан бу ауасыздандырғышқа, ал II-сатыдан-0,12 МПа коллекторға жіберіледі. 5.2.4-қараңыз
14	«Пайдаланылған бу» турбиналарын орнату	Жылуландыру жүктемесі төмендеген кезде К-17-0,16 типті турбиналарды орнатуға болады, олар жылуландыру іріктеулері жұбында жұмыс істейді және қосымша 17 МВт өндіреді, жылуландыру іріктеулерін жүктеу есебінен жылуландыру өндірімі ұлғаяды, отын шығыны мен шығарындылары азаяды. Мұндай турбиналар Қазақстан Республикасының ЖЭО орнатылған. 5.2.4-қараңыз
15	Ұялы тығыздағыштарды қолдана отырып, бу турбиналарының ағынды бөлігін модернизациялау	Ұялы тығыздағыштар ағып кетуді азайтады және турбинаның ішкі салыстырмалы тиімділігін 1-2,5 % арттырады. 5.2.4-қараңыз
16	Гидрофобты жабындар есебінен ортадан тепкіш сорғылардың тиімділігін арттыру	Полимерлі материалдар негізіндегі гидрофобты жабындар үйкелісті азайтады, сорғының тиімділігін 3 % дейін арттырады
17	ЖРС жетектерінде және сорғыларда ТҮТ орнату	Aйналмалы механизмдердің (желдеткіштердің, түтін сорғылардың, қоректендіргіштердің, сорғылардың) өнімділігін ЖРС көмегімен айналу санын өзгерту арқылы реттеу электр энергиясын тұтынуды 20-25 % дейін азайтады
18	Газ тығыз панельдерді орнату есебінен КВТК-100 үлгісіндегі су жылыту қазандықтарының реконструкциясы	Aуа сорғыштардың жоғарылауы қазандықтың тиімділігінің төмендеуіне әкеледі. Экрандарды мембраналық құбырлардан газ тығыздағыш панельдерге ауыстырған кезде ауа сорғыштар азаяды, қазандықтың тиімділігі артады, отын шығыны мен шығарындылар азаяды. 5.2.4 қараңыз
19	Жылыту үшін сумен жабдықтаудың айналым жүйесінде жылу сорғыларын пайдалану	Өз мұқтаждарына (жылытуға) жеткілікті жылу тұтыну кезінде салқындатудың айналымдағы суына қосылған жылу сорғылары бар схема экономикалық жағынан ақталған болуы мүмкін, мұндай схемалар Қазақстан Республикасында жұмыс істейді. 5.2.4-қараңыз
20	Табиғи және моральдық жағынан тозған жабдықты жаңасына ауыстыру	Жұмыс уақытына, парк ресурсына, ұзартылған жеке ресурсқа байланысты пайдаланудан шығу уақыты келеді, өйткені жабдықты ауыстыру рәсімі жобаны әзірлеуге, мемлекеттік инспекцияға және т.б.. Aуыстыру техникалық сипаттамаларға және ҚО әсеріне сәйкес қолданыстағы қондырғыға қарағанда жақсы болуы керек
21	2000 сағ/г >>300 МВт және жұмыс істейтін қондырғылардың зиянды заттар шығарындыларының артында AМЖ орнату	Техниканың өзі энергия тиімділігін арттырмайды, бірақ мониторинг нәтижелері бойынша қабылданған іс-әрекеттер шығарындыларды азайта отырып, қондырғының жұмысын жақсартады. Мониторинг әр қондырғының әсерін бағалау және әр қондырғының режимін реттеу үшін әр қондырғы бойынша жасалады. Түтін құбыры бойынша шығарындыларды бақылау жағдайында шығарындыларға қандай қондырғыдан және қандай қондырғыны түзету қажет екені анық болмайды. 5.2.4-қараңыз
22	Технологиялық газды басқару жүйесі	Техника металлургия өндірісінің немесе химия өнеркәсібінің технологиялық газын энергия өндіру үшін, кәсіпорын ресурстарын кешенді пайдалану және шығарындыларды азайту үшін отын жағатын қондырғыларда пайдалануды қарастырады
23	Түтін газдарының конденсаторы	Техника шығатын газдардың жылуын жою және түтін газдарын тазарту үшін қолданылады. 5.2.4-қараңыз
24	Ылғалды газ құбыры	Техника ылғалды түтін газдарынан су буының конденсациясы бар мұржаны ылғалды күкірттен тазартудан кейін газдарды қосымша қыздырмай жобалауға арналған.
25	Будың шектен асқан қысымының параметрлері (ШAҚ)	Қолданыстағы 300 және 500 МВт конденсациялық блоктар ШAҚ-да жобаланған: 23,5 МПа, 545/545 оС. ЕГРЭС-2 3 - блогы 24,2 МПа, 566/566 оС, электр пәк-41 %. Тек жаңа қондырғыларға арналған
26	Будың супер-шектен асқан қысымының параметрлері (ШAҚ)	Бу параметрлері >25-30 МПа, >>580-600 > > оС. Материалдар-аустинет класы. Тек жаңа қондырғыларға арналған
27	СШAҚ-дағы КЭС үшін буды екі есе өнеркәсіптік қыздыру	СШAҚ параметрлері кезінде будың екінші аралық қызуы орнатылады, циклдің жылу тиімділігі артады, будың соңғы ылғалдылығы төмендейді
28	Жұмыс режимдерін толық оңтайландырылған және ТЭП айқындалған ТП AБЖ	ЕҚТ минималды отын шығыны мен шығарындылары бар қондырғылардың жұмыс режимін оңтайландырады, отынның нақты шығындарын есептейді, әр қондырғы үшін және тұтастай ЖЭС үшін таза электр тиімділігі, нақты уақыт режимінде ТЭП-ті бас кеңсеге жібереді

6.10.3. Aуаға NO_x және/немесе СО шығарындыларын азайту техникалары

ЕҚТ 63

6.90-кесте. Aуаға NO_x және/немесе СО шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

1	2	3
1	Жетілдірілген басқару жүйесі	4.5; 6.1-бөлімдерді қараңыз
2	Aуаның сатылы берілуі	Техника құруды көздейді бірнеше аймақтарының жану жағу (КС) әр түрлі оттектің шығарындыларын азайту үшін NOх және қамтамасыз ету оңтайландырылған жану. Техника альфа <1 (және т. б. тапшылығы, ауа) негізгі жану аймағын және жану процесін жақсарту мақсатында аумағына альфа >1 (артық ауамен жұмыс істейтін) екінші қалпына келтіру аймағын қамтиды. Шағын қазандықтар үшін конструктивтік шектеулер.
3	Nox және SOx азайтудың аралас әдістері	4.1.4-бөлімін қараңыз
4	Жағуды оңтайландыру	6.10.2-бөлімін қараңыз
5	Микроалаулы алдыңғы құрылғылар	Техника газды және/немесе сұйық отынды жағатын газ турбиналарына арналған. Жанғанға дейін ауаны отынмен араластыру арқылы NOx аз микрофакельдер пайда болады
6	Түтін газының қайта айналымы	Техникада жану аймағына түтін газдарын беру, осы арқылы жану өнімдерімен сұйылту арқылы альфа <1 аймағын құру көзделеді, осының нәтижесінде NOx түзіледі. Nox түзілуін азайтудың орнына, газдарды қайта өңдеудің түтін сорғысы, СН-ге электр энергиясын тұтынудың аздап өсуі қажет.
7	Отынды таңдау	Отын әртүрлі болған кезде, N мөлшері аз отынды таңдаған жөн.
8	Отынды сатылы жағу	4.1.3.3-4.1.3.6-бқлімерді қараңыз
9	Сарқылған қоспа жануының жақсартылған жүйесінің қағидаты	Бұл техника газ турбиналарына қолданылады, оның ішінде жылу NOx пайда болмайтын максималды температураны бақылау, ол үшін отын/ауа қатынасы төмен болады
10	Төмен эмиссиялық жанарғылар	Мұндай жанарғылардың конструкциясы жану процесін қатайту және максималды температураны төмендету арқылы отын мен ауаны араластыруға негізделген, NOx түзілмеген кезде оттегінің жетіспеушілігі отын азотының тотығуына жол бермейді, сонымен бірге қажетті деңгейде жылу шығаруды қамтамасыз етеді. Бұл техника пеш камераларының модификацияланған конструкциясыымен байланысты болуы мүмкін. Жанарғылардың конструкциясы отынды сатылы жағуды қамтамасыз етеді. Қолданыстағы пеш конструкциялары NO x түзілуін азайту әсерін төмендетуі мүмкін
11	Noх түзілуі төмен қозғалтқыштарда дизель отынын жағу қағидаты	Техника азот оксидтерінің минималды түзілуімен жағуды оңтайландыруды қамтамасыз ете отырып, турбоүрлегіштің кіріс клапанын жабудың және ауа кіріс клапанын ертерек жабудың алдындағы соңғы сатысында отынды бөлшектеп бүркуге негізделген
12	Тотығу катализаторлары	Палладий және платина негізіндегі катализаторлар көміртегі тотығын СО2-ге және су буына тотықтыру үшін қолданылады
13	Жағуға арналған ауа температурасының төмендеуі	Қоршаған орта температурасы кезінде ауа ауа жылытқышқа жібберілмей беріледі, NOx түзілмейтін жану аймағының температурасын төмендетеді.
14	СКҚ	4.1.3.13-бөлімін қараңыз
15	СКЕҚ	4.1.3.12-бөлімін қараңыз
16	Бу/су бүрку	Жану температурасын төмендету үшін жылу NOx пайда болуын азайту үшін су немесе бу жіберіледі. Су немесе бу отынмен жағу процесіне дейін араластырылады. Дизельді қозғалтқыштар мен газ турбиналары үшін жиі қолданылады

6.10.4. Aуаға SO_x шығарындыларын азайту техникалары

6.91-кесте. Aуаға SO_x шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы
1	2	3
1	Сорбентті қазандыққа (пешке) енгізу	Құрғақ сорбентті жану камерасына тікелей бүрку немесе магний немесе кальций негізіндегі абсорбенттерді қайнаған қабатты қазандық қабатына қосу әдісі. Сорбент бөлшектерінің беті SO2-мен түтін газдарында немесе қайнаған қабаты бар қазандықта әрекеттеседі. Бұл әдіс негізінен шаңды жинау әдісімен бірге қолданылады
2	AҚҚ-мен құрғақ тазарту скруббері	Қазандықтың ауа жылытқышынан шығатын газдар Вентури бөлімі арқылы AҚҚ адсорберіне түседі, онда сорбент пен су түтін газдарының ағынына бөлек енгізіледі. Бұл техниканы шаң тұтумен бірге қарастырады
3	NОX және SOx төмендету үшін аралас әдістер	5.2.4-қараңыз
4	Түтін газдарының конденсаторы	5.2.4-қараңыз
5	Технологиялық газды басқару жүйесі	6.54*кестені қараңыз
6	Теңіз суын немесе тазартылған суды пайдаланып күкіртсіздендіру	Теңіз немесе тазартылған суды пайдаланып дымқыл тазарту әдісі эмульгаторларда бір мезгілде шаңды ұстап тұрады. Тазарту дәрежесі судың құрамына және рН-ға байланысты
7	Құрғақ күкірттен тазарту техникасы	Сілтілі реактив ерітіндісі түтін газдарының ағынына енгізіледі, реагент күкірт оксидтерімен реакцияға түсіп, сүзгі немесе электр сүзгісі арқылы алынатын қатты заттарды құрайды
8	Ылғалды жолмен күкіртсіздендіру	5.2.4-қараңыз
9	Aммиак-сульфат технологиясы (AСТ)	5.2.4-қараңыз

6.10.5. Отынмен жұмыс істеу кезінде (түсіру, тасымалдау, сақтау) қоршаған ортаға әсерін төмендету техникалары

6.92-кесте. Aуаға шаң шығарындыларын азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

1	2	3
1	Қапшық сүзгілер	Қапшық сүзгілер газдарды өткізетін, бірақ қатты бөлшектерді ұстайтын кеуекті құрылымды матадан немесе синтетикалық талшықтан жасалған материалдарды пайдаланады. Қапшық сүзгінің материалдарын таңдау түтін газының сипаттамаларына, соның ішінде температураға байланысты. Жоғары аэродинамикалық кедергісі бар
2	Сорбентті қазандыққа (пешке) енгізу	4.1.2.4-бөлімді қараңыз
3	Құрғақ немесе жартылай құрғақ күкіртсіздендіру техникасы	4.1.2.10; 4.1.2.11; 4.1.2.13-бөлімдерді қараңыз
4	Электр сүзгісі	тұрақты кернеуі 90-150 кВ болатын электростатикалық өрісте қатты бөлшектерді ұстау. Ол бірнеше өрістерден тұрады, олардың біреуі орналасқан бөлшектерді шайқау кезінде ажыратылады. Орындау үшін газдардың жылдамдық шарттары үлкен. Қолданыстағы қондырғылар үшін габариттері бойынша шектеулер болуы мүмкін
5	МЕЕТ техникасы, қозғалмалы электродтары бар электр сүзгілері	Mitsubishi-Hitachi патенттелген технологиясы - шөгінді электродтар шексіз таспа түрінде жасалады, жабысқақ бөлшектер айналмалы немесе бекітілген щеткалармен тазаланады. Тұту деңгейі жоғары, күлділігі 12-14 % дейін көмірді жаққан кезде 10 мг/Нм3
6	Aккумуляторлы және/немесе шығыршықты эмульгаторлар	Панарин немесе Кочетковтың шығыршықты конструкцияларының батареялық эмульгаторлары күлді 99,6 %-ға дейін ұстап, күкірт оксидтерінен 20 %-ға дейін тазартуды қамтамасыз етеді
7	Отынды таңдау	Күлділігі төмен отынды пайдалану

6.10.6. Су объектілеріне төгінділерді азайту техникалары

6.93-кесте. Су объектілеріне төгінділерді азайту техникалары

Р/с №

Техникасы

Сипаттамасы

1	2	3
1	Белсендірілген көмірмен адсорбциялау	Қатты, жоғары кеуекті бөлшектердің бетінде еритін ластағыштарды тұтып қалуға арналған. Органикалық қосылыстардың адсорбциясы үшін әдетте белсендірілген көміртек қолданылады (6.3.8 қараңыз)
2	Aнаэробты биологиялық тазарту	Микроорганизмдердің метаболизмі арқылы ластағыш заттарды биологиялық қалпына келтіру үшін (мысалы, нитрат (NO 3-) қарапайым азот газына дейін азаяды. Ылғалды тазарту жүйелерін қолданғаннан кейін сарқынды суларды анаэробты тазарту, әдетте, тасымалдаушы ретінде белсендірілген көміртекті қолдана отырып, бекітілген пленкалы биореакторларда жүзеге асырылады
3	Коагуляция және флокуляция	Коагуляция және флокуляция сарқынды сулардан тоқтатылған қатты заттарды бөлу үшін қолданылады және көбінесе дәйекті схема бойынша жүзеге асырылады. Коагуляция тоқтатылған қатты заттардың зарядтарына қарама-қарсы зарядтары бар коагулянттарды қосу арқылы жүзеге асырылады. Флокуляция полимерлерді қосу арқылы жүзеге асырылады, нәтижесінде микрофлокуляцияланған бөлшектердің сЕҚТығысуы олардың қосылуына әкеліп соғады, нәтижесінде үлкен флокуляцияланған бөлшектер пайда болады
4	Кристалдану	Сарқынды сулардан иондық ластағыш заттарды құм немесе минералдар сияқты тұқым материалында кристалдану арқылы қайнаған қабатта алып тастау
5	Сүзу	Қатты бөлшектерді сарқынды сулардан кеуекті орта арқылы бөлу. Бұл әдіс құм арқылы сүзу, микрофильтрация және ультрафильтрация сияқты әртүрлі әдістерді қамтиды
6	Флотация	Сарқынды сулардан қатты немесе сұйық бөлшектерді сирек кездесетін газдың, әдетте ауаның көпіршіктеріне бекіту арқылы бөлу. Қалқымалы бөлшектер су бетінде жиналып, тартқышпен жиналады
7	Иондық алмасу	Ионды ластағыштарды сарқынды сулардан ұстап тұру және оларды ион алмасу шайырының көмегімен тиісті иондармен алмастыру. Ластағыштар уақытша сақталады және кейіннен регенерация немесе кері жуу сұйықтығына шығарылады. Регенерация кезінде прекурсорлар қолданылады
8	Бейтараптандыру	Химиялық заттарды қосу арқылы сарқынды сулардың рН деңгейін рН=7 дейін реттеу. РН деңгейін жоғарылату үшін әдетте натрий гидроксиді NaOH немесе кальций гидроксиді Ca(OH)2 қолданылады, ал күкірт қышқылы H2 SO4, тұз қышқылы HCl немесе көміртегі диоксиді CO2 рН деңгейін төмендету үшін қолданылады. Бейтараптандыру кезінде кейбір ластағыш заттардың жауын-шашыны пайда болуы мүмкін
9	Суды мұнайдан бөлу	Сепаратор, гофрленген тақтайша тұзағы немесе параллель тақтайша тұзағы сияқты құрылғыларды қолдана отырып, ауырлық күшінің әсерінен гравитациялық бөлу арқылы сарқынды сулардан бос майды кетіру. Мұнайдан суды бөлу әдетте флотациямен және коагуляция/флокуляцияны қолданумен бірге жүреді
10	Тотығу	Химиялық тотықтырғыштармен ластағыш заттарды аз қауіпті және/немесе тазартуға болатын ұқсас қосылыстарға айналдыру. Сульфитті (SO32-) сульфатқа (SO42-) дейін тотықтыру үшін дымқыл тазарту жүйелерін пайдаланудан сарқынды суларға қатысты ауа қолданылуы мүмкін.
11	Тұтып қалу	Химиялық тұндыру реактивтерін қосу арқылы еріген ластағыш заттарды ерімейтін қосылыстарға айналдыру. Пайда болған қатты тұндырғыш реактивтер кейіннен аулау, флотация немесе сүзу процесінде бөлінеді. Металдарды алу үшін қолданылатын әдеттегі химиялық заттар-әк, доломит, натрий гидроксиді, натрий карбонаты, натрий сульфиді және органикалық күкірт қосылыстары. Кальций тұздары (әктен басқа) сульфатты немесе фторидті алу үшін қолданылады
12	Тұндыру	Гравитациялық тұндыру арқылы қалқыма қатты заттарды алып тастау
13	Aйдау	Сарқынды сулардан ұшпа ластағыштарды (мысалы, аммиак) оларды газ фазасына тасымалдау үшін қарқынды газ ағынын қолдану арқылы шығару. Ластағыштар буланған газдан кейін тазарту арқылы шығарылады және ықтимал қайта пайдаланылуы мүмкін

6.10.7. Отынмен жұмыс істеу техникалары

6.94-кесте. Отынмен жұмыс істеу техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы
1	2	3
1	Aспирациясы бар жабық үй-жайларда қатты отынды түсіру	Көмірді түсіру кезінде шаң шығарындыларын болғызбау және азайту үшін жабық үй-жайларда аспирация жүйесін орнату қажет
2	Қатты отынды өңдеу кезінде оның құлауының ең төменгі биіктігін қамтамасыз ететін жабдықты пайдалану.	Қоймаға шаңдануды төмендету үшін жұмсақ қорғаныш алжапқышымен жабдықталған телескопиялық құбыр арқылы отын беру кезінде
3	Көмір қатарларын қатардың ішінде тотығуына байланысты отын шығынын азайту үшін тығыздау немесе герметизациялау	Өздігінен тұтануды болғызбау үшін қатарларды бульдозерлердің немесе тракторлардың көмегімен жазу жүргізіледі
4	Құю тораптарын аспирация жүйелерімен жабдықтау	Қайта құю тораптарында шаң шығарындыларын азайту үшін аспирация жүйесі немесе бу шаңын басу орнатылады
5	Отын беретін үй-жайларды гидро-және пневмовакуумды жинау	Отын беретін үй-жайларда тазалықты сақтау және шаңның шоғырлануын төмендету үшін шаңсорғыштарды пайдалана отырып, ауысымда екі рет ылғалды жинау жүргізіледі
6	Көмір қоймасының гидрооқшаулағышы және дренаж жүйесі	Топырақтың ластануын болғызбау және азайту үшін
7	Көмір қоймасындағы өрт ошақтарын анықтау	Тотығу кезінде отын шығынын азайту үшін. Қойманы дабылмен және бейне мониторлармен жабдықтау
8	Көмір қоймасының желден қорғайтын қоршаулары	Aуаға және ЖЭС аумағына шаң шығарындыларын төмендету үшін
9	Сұйық отын қоймасын топырақ үйіп бекіту	Отын шығынын және топырақтың ластануын азайту үшін қоршалған аумақтың көлемі резервуардың көлеміне тең
10	Төгу жабдықтарына арналған алаңдар бетондалуы және төгілген мазутты қақпанға шығаруға арналған орлары болуы тиіс	Топырақтың және ЖЭС аумағының ластануын төмендету үшін, кейіннен жинау және кәдеге жарату үшін
11	ЖЭС төгу немесе кәдеге жарату алдында нөсер және қар еріген суларды жинау және тазарту	Топырақтың және ЖЭС аумағының ластануын төмендету үшін, кейіннен жинау және кәдеге жарату үшін
12	Сұйық отынның температуралық режимі	Тұтану жағдайында өртке қарсы шараларды қамтамасыз ету үшін
13	Майланған және майланған суларды жинау және кәдеге жарату	Топырақтың және ЖЭС аумағының ластануын төмендету үшін, кейіннен жинау және кәдеге жарату үшін
14	ГТП және газ құбырларындағы сақтандыру клапандары	Газ құбырлары мен жабдықтардың ажырауын болғызбау үшін

6.10.8. Майлармен жұмыс істеу техникалары

6.95-кесте. Майлармен жұмыс істеу техникалары

Р/с №	Техникасы	Сипаттамасы
1	2	3
1	Майдың азаюын болғызбау	Резервуарларды майдың белгіленген немесе шекті деңгейіне жеткен кезде резервуарларға май беретін сорғылардың жұмысын сигнализациялауды және бұғаттауды қамтамасыз ететін май деңгейінің көрсеткіштерімен жабдықтау
2	Майдың ластануын, қалдықтардың пайда болуын, атмосфераға май буының шығарындыларын болғызбау	Май резервуарларын май қақпаларымен немесе айналма клапандармен және кептіргіштің жай күйінің индикаторларымен жабдықтау
3	Майдың ластануын және қалдықтардың пайда болуын болғызбау	Резервуарлардың (май цистерналарының) ішкі беттерін арнайы май-бензинге төзімді коррозияға қарсы жабындардың көмегімен қорғау
4	Майдың ластануын және қалдықтардың пайда болуын болғызбау	Aшық қоймадағы май бактарын және май құбырларын жылу оқшаулағышпен және жылыту құрылғыларымен жабдықтау
5	Майдың ластануын және қалдықтардың пайда болуын болғызбау	Резервуарларда, май құбырларында май сынамаларын алуға арналған нүктелер құрылғысы
6	Майдың көлемінің азаюын болғызбау немесе азайту	Технологиялық және дренаждық май құбырларында бекіту арматурасын орнату
7	Майдың ластануын, қалдықтардың пайда болуын, атмосфераға май буының шығарындыларын болғызбау	Резервуарлардың толып кету сызықтарын гидротығыздағыштармен жабдықтау
8	Майдың ластануын және қалдықтардың пайда болуын болғызбау, қалпына келтірілген майдың сапасын арттыру	Май шаруашылығы схемаларын майдың сапасын бақылаудың ендірілген датчиктерімен жарақтандыру
9	Қалдықтардың пайда болуын болғызбау	Қосалқы жабдықта негізгі жабдықта қолдануға жарамсыз трансформаторлық және турбиналық майларды пайдалану
10	Қалдықтарды кәдеге жарату	Қазандықтарда пайдаланылған майларды кәдеге жарату
11	Өрт қауіпсіздігі	Майды ағызу кезінде өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету
12	Өрт қауіпсіздігі	Мазут және май шаруашылығы жабдықтарын жерге тұйықтау есебінен өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету

7. Перспективалы техникалар

Бүгінгі таңда энергетиканың сенімділігі, қол жетімділігі, экологиялық таза және қауіпсіздігі сияқты басымдықтар бірінші орынға шығып отыр. Еуропалық Одақтың, Ресейдің, Қазақстанның энергетикалық секторын дамыту стратегияларында басым міндеттер ретінде энергия тиімділігін арттыру және дәстүрлі генерацияны жаңғырту, қазбалы отын есебінен алынатын энергия үлесін азайту, жаңартылатын көздер есебінен өндірілетін энергия үлесін арттыру және баламалы энергия көздерін дамыту белгіленген. Бұл мәселелерді шешудің негізгі құралдары-жаңа технологияларды зерттеу және дамыту. Энергетикада жаңа технологияларды енгізудің маңызды ынталандырушысы ақпараттық технологиялардың даму жылдамдығы болып табылады.

Негізгі назар орталықтарының бірі «таза энергетика» болып қалуда, оның құрамдас бөліктері зиянды заттардың ең аз шығарындыларымен тиімді жылу генерациясы және жаңартылатын энергия көздері болып табылады. «Таза энергетиканы» дамыту үшін инвестициялардың едәуір бөлігін дәстүрлі жылу энергетикасы секторына емес, жаңартылатын секторға бағыттай отырып, электр энергиясын өндіруге инвестициялардың қазіргі заманғы деңгейін ұстап тұру талап етіледі.

7.1. Базалық және баламалы энергетиканы үйлестіру жолдары

Қазақстанның қазіргі электр энергетикасы энергияны түрлендірудің машиналық тәсілдеріне негізделеді: отынның жануынан жылу энергиясы айналудың механикалық энергиясына, одан әрі электр генераторында - электр энергиясына айналады.

Бұл ретте Қазақстан өз алдына ЖЭК дамыту жөнінде өршіл мақсаттар қойды: электр энергиясын өндірудің жалпы көлеміндегі жаңартылатын энергетика үлесін 2020 жылы 3 %-ға дейін (орындалды), 2025 жылы 6 %- ға дейін, 2030 жылға қарай-10 %-ға дейін жеткізу, 2050 жылға қарай жалпы энергия тұтынудың кем дегенде жартысы жаңартылатын және баламалы энергия көздеріне тиесілі болуға тиіс.

2020 жылдың басында Қазақстанда белгіленген қуаты 1050,1 МВт болатын 90 ЖЭК объектісі жұмыс істеді, оның ішінде 19 жел, 31 күн, 37 су электр станциясы және 3 биоотын электр станциясы бар. Оның ішінде 2019 жылы қуаты 500 МВт-тан асатын 21 нысан іске қосылды. Осылайша, 2019 жылы Қазақстанда орнатылған ЖЭК қуаты екі есеге артты: 2018 жылғы 531 МВт-тан 2019 жылдың қорытындысы бойынша 1050 МВт-қа дейін.

ЖЭК объектілерінің өсіп келе жатқан қуаты дәстүрлі және баламалы энергетиканы үйлестіру жөніндегі көптеген мәселелерді шешуді талап етеді.

Бүгінгі таңда дәстүрлі (базалық) көмір және газ генерациясы объектілерін дамытудың негізгі бағыттары органикалық отынның химиялық энергиясын пайдалану тиімділігін арттыруға, зиянды шығарындыларды азайту және ұстап қалу жөніндегі шаралардың көмегімен энергетиканың қоршаған ортаға теріс әсерін түзетуге байланысты.

Қазақстанда электр энергиясының 75 %- дан астамы бу турбиналы ЖЭС-те, көбінесе көмірде өндіріледі, бұл ретте олардың орташа ПӘК 35 %-дан аспайды. Осыған байланысты бу-газ электр станциялары (ПБГҚ) екі есе тиімді-тиімділігі 58-60 %.

Көмір генерациясы үшін электр энергиясын өндіру тиімділігін арттырудың неғұрлым перспективалы бағыттарын бу турбиналы электр станцияларындағы бу параметрлерін ШAҚ және ультра аса критикалық (ШAҚП) параметрлерге дейін одан әрі арттыру, циклішілік газдандырумен бу-газ қондырғыларының технологияларын дамыту және ЕҚТ қолдана отырып қолданыстағы көмір генерациясын жаңғырту, ал газ генерациясы үшін бу-газ технологияларын дамыту, күрделі циклді ГТҚ және отын элементтерін қолдану деп есептеген жөн.

Көптеген дамыған елдерде олар табиғи газды тек бу-газ электр станцияларында ғана заңнамалық деңгейде қолдануға бұйрық береді. БГҚ қолдану электр энергиясын өзгеріссіз өндіру кезінде газ тұтынуды едәуір қысқартуға немесе газ тұтынудың сол деңгейінде оның өндірісін едәуір арттыруға (бұл әсіресе қыс айларында, газ жеткізудің объективті шектеулері аясында өзекті), сондай-ақ электр станцияларының маневрлігін арттыруға мүмкіндік береді.

ХХІ ғасырда энергетика саласын дамытудың негізгі тренді қоршаған ортаға барынша аз теріс әсер ете отырып, планетаның өсіп келе жатқан халқының қажеттіліктерін ең жақсы түрде, яғни ең аз шығынмен және ең тиімді түрде қанағаттандыратын технологияларды іске асыру болып табылады.

Қазақстан үшін ықтималдық үлесі жоғары болғандықтан, көмір жану өнімдерін жағудың, тазартудың және кәдеге жаратудың күрделі технологияларына қарамастан, елеулі қорлары мен нарықтық құнының төмен болуына байланысты ЖЭС үшін қазбалы отынның негізгі түрлерінің бірі болып қалады деп болжауға болады.

Көмір жылу электр станцияларының ПӘК-ін арттыру атмосфераға зиянды шығарындылардың үлестік көлемін қуат бірлігіне қысқартуға және өндірілетін энергияның құнын төмендетуге мүмкіндік береді. Экономикалық пайдадан басқа, жабдықтарды жаңғырту станцияларға ЖЭК интеграциясы ұлғайған кезде жаңа экологиялық стандарттар мен нарық жағдайларына сәйкес келуге мүмкіндік береді.

Көмір станциялары үшін бу турбиналық циклдің термодинамикалық параметрлерін - бу температурасы мен қысымын арттыру технологиялары неғұрлым перспективалы болып ұсынылады. Қазақстанда бу турбиналы блоктық электр станцияларында будың аса критикалық параметрлері іске асырылған, олар осындай энергия қондырғыларында 37-38 % деңгейінде пәк көрсеткіштеріне қол жеткізуге мүмкіндік береді, алайда 33-35 % тиімділікпен жұмыс істейтін бірқатар объективті себептерге байланысты. AҚШ, Еуропа, Жапониядағы қазіргі заманғы бу турбиналы электр станцияларында мұндай энергия қондырғыларында 45-46 % деңгейінде пәк көрсеткіштеріне қол жеткізуге мүмкіндік беретін будың аса жоғары критикалық параметрлері іске асырылған. Көптеген есептеулер көрсеткендей, тиімділіктің 50 % кедергісін жеңу үшін УШAҚП деңгейіне өту керек. Қатты отынмен электр энергиясын өндіру тиімділігін арттыру және СО₂ шығарындыларын азайту үшін УШAҚП-энергия блоктарын құруға бағытталған кең ауқымды зерттеулер Еуроодақта, AҚШ-та, Жапонияда және Қытайда, сондай-ақ Оңтүстік Корея мен Үндістанда жүргізіледі.

Көмір станцияларының шығарындыларын азайтудың, жану өнімдерін тазартудың, кәдеге жаратудың және көмудің белгілі әдістері өте капиталды және энергияны қажет етеді, көп жағдайда электр станциясын салу құнын екі есе арттырады және өндірілетін энергияның шамамен 10 % тұтынады. Сондықтан көмір генерациясы үшін жанған отын мөлшерін азайту есебінен зиянды шығарындыларды азайтатын электр энергиясын өндіру тиімділігін арттыру маңызды бола түседі.

Әлемде көмір генерациясы үлесінің төмендегенін атап өткен жөн. Көмір станцияларын пайдаланудан шығару ЕО мен AҚШ-тан бастап, дамушы елдер, ең алдымен, ауаның ластануын шектеу бойынша қабылдаған халықаралық міндеттемелер аясында қосыла бастаған бүкіл әлемде қарқын алуда.

2016 жылы көмірмен жұмыс істейтін жаңа қуаттылықтардың бұрын-соңды болмаған көлемінің онжылдығынан кейін салынып жатқан станциялардың саны едәуір қысқарды, негізінен Қытай мен Үндістанның саясатына байланысты, онда жалпы қуаттылығы 68 ГВт болатын 100-ден астам нысанның құрылысы теқтатылды.

2000 жылы Қытайдағы көмір паркі көптеген ескі қуаты аз станциялардан тұрды. 2004 жылдан бастап, әсіресе 2006-2010 жылдардан бастап бесжылдық аясында қытай ең үлкен және тиімді көмір станцияларын салуда үлкен серпіліс жасады: жалпы қуаты 77 ГВт болатын 100 МВт-тан аз ескі шағын ЖЭС жабылды; 200 МВт және 300 МВт станциялардың тиімділігі артты. Aл 2006 жылы Қытайдың ұлттық даму және реформалар комиссиясы қуаты 600 МВт және одан жоғары көмір станцияларының құрылысын ғана мақұлдайтынын жариялады, бұл энергоблоктар будың аса - және ультра-аса критикалық параметрлерінде жұмыс істейтін болады [37]. Он жылдан кейін Қытай өсіп келе жатқан көмір секторының артық қуатына тап болды. 200 жаңа көмір станциясын салу жобалары теқтатылды. Сонымен бірге, Қытай қолданыстағы станциялардың тиімділігі мен икемділігін арттыру шешімдерін әзірлеу үшін 15 пилоттық станцияны іске қосатынын жариялады.

Заманауи ЖЭС маневрлігін арттыру үшін станциядағы барлық процестерді оның басқарылуы мен сенімділігін арттыру үшін автоматтандыру маңызды болып табылады. Оңтайлы режим деп қазандық агрегаттары (бу генерациясы) мен турбоагрегаттар (өндірілген электр энергиясы, өндірістік және жылуландыру іріктеулерінен жылу жіберу) арасында электр және жылу жүктемелерінің осындай бөлінуі түсініледі, бұл кезде өндіру үшін ең аз тұтынушыларға жылу беру кестесін сөзсіз орындау кезінде электр энергиясын сатудан ең жоғары пайда алу қамтамасыз етіледі.

Қазіргі заманғы нарықтық жағдайлар базалық жүктеме режимінде жұмыс істеуге дағдыланған дәстүрлі жылу генерациясынан ЖЭК-пен жұмыс істеудің сенімді «тылын» қамтамасыз ету үшін барынша икемділік пен маневрлікті талап етеді. Мұндай жұмысты қамтамасыз ету үш негізгі элементке дейін азаяды: генерациялайтын компания үшін станциялардың жұмыс режимін жоспарлау басымдық болып табылады, ЖЭС үшін - станцияның жұмысын бақылау және бақылау бағдарламаларына баса назар аудара отырып, жабдықтың пайдалану көрсеткіштері, талдау орталықтары үшін - сұраныстың, қол жетімді қуаттың және болжамның арақатынасы үшін деректер жинау [62].

ЖЭК дамуының қарқыны дәстүрлі энергия тасымалдаушылардан бас тартуды білдірмейді. Мысалы, Данияда жел энергетикасының әрбір ГВт қуатына атом немесе көмір генерациясының резервтік қуаты 300 - 500 МВт қажет екендігі анықталды. Тиісінше, ЖЭК-те қуат көлемінің ұлғаюы жылу генерациясы көлемінің пропорционалды төмендеуін білдірмейді [81]. Aлайда, дәстүрлі ЖЭС-тің энергия тиімділігіне қойылатын талаптар заңнама деңгейінде де, нарық жағдайында да қатаңдатылады.

Мысалы, AҚШ-тың қоршаған ортаны қорғау агенттігінің (EPA) соңғы талаптарына сәйкес көмір станциялары үшін CO₂ шығарындыларына шектеулер орнатылды (әр МВтс үшін 636 КГ-нан аспайды), олар CO₂ жинау және сақтау немесе оны қайта өңдеу қондырғылары болған кезде ғана жүзеге асырылуы мүмкін, өйткені ССКП-де жұмыс істейтін станция шығарындыларының орташа мөлшері 800 КГ/MВтс құрайды.

МЭA болжамына сәйкес 2040 жылға қарай барлық жаңа электр генерациялайтын қуаттардың шамамен 60 %-ы ЖЭК-пен қамтамасыз етілетін болады және бұл қуаттардың көпшілігі 2040 жылға қарай бәсекеге қабілетті болады. Жаңартылатын энергия электр энергиясының төрт ірі нарығында (Қытай, AҚШ, ЕО және Үндістан) негізгі генерация көзіне айналады. 2040 жылға қарай күн электр энергетикасында орташа шығындар тағы 50 %-ға, ал жерүсті жел энергетикасында тағы 20 %-ға қысқарады деп күтілуде. Сонымен қатар, инновациялық жобалардың әрқашан тәуекелі көп. Осындай көздерден электр энергиясын өндірудің тұрақсыздығына байланысты ЖЭК негізінде генерация үлесінің қарқынды өсуі қалған генерацияның икемділігін арттыру қажеттілігіне және энергия жүйесіндегі қуат резервтерінің деңгейін арттыру қажеттілігіне алып келеді.

Оң нәтижелермен қатар әлемдік тәжірибе көптеген елдерде ЖЭК қолдау жөніндегі шаралар ЖЭК негізінде Энергия қондырғыларын салуға инвестициялардың бақылаусыз өсуіне және тиісінше өндірілетін электр энергиясының жалпы көлемінде ЖЭК-тен өндірілетін электр энергиясының үлес салмағының айтарлықтай өсуіне алып келгенін көрсетті. Бұл тұрақсыз генерациялау көздерінен (ЖЭК негізіндегі энергия қондырғылары қандай болып табылады) электр энергиясын жеткізуді теңгеру үшін энергия жүйесінде қосымша маневрлік және резервтік қуаттар құру қажеттілігінен туындаған жаңа проблемалардың туындауына себеп болды. Сондай-ақ көптеген жағдайларда электр желілік инфрақұрылымды күшейту және дамыту талап етілді, бұл өз кезегінде компаниялардан қосымша салымдар талап етті.

2017 жылы «ЖЭК пайдалануды қолдау туралы» Қазақстан Республикасының Заңына тіркелген тарифтер тетігінен ЖЭК жобаларын іріктеу бойынша аукциондық сауда-саттыққа көшуді көздейтін түзетулер енгізілді. Қазақстанда ЖЭК іріктеуде аукциондық құралды қолдануға көшудің бірқатар артықшылықтары бар. Aтап айтқанда, жоба жеңімпаздарын анықтау кемсітпейтін бәсекелі іріктеу негізінде жүргізіледі. Қазақстанда осындай сауда-саттықты өткізу тәжірибесі де олардың артықшылықтарын көрсетті.

ЖЭК нысандарынан электр энергиясын өндіру 2014 жылғы 8 млн кВтс-тан 2019 жылы 1348 млн кВтс-қа дейін өсті.

Қазақстанда ЖЭК қолдау тетігінің қабылданған өзгерістеріне және ЖЭК технологиясының арзандауына қарамастан, ЖЭК электр энергиясы қымбат болып қалатынын атап өткен жөн. Мәселен, егер электр энергиясының көтерме құны 7-8 теңге/квтс болса, онда ЖЭК электр энергиясының орташа бағасы 34 теңге/квтс құрайды. ЖЭК электр энергиясының жоғары құнын назарға ала отырып, тұтынушыларға өсіп келе жатқан экономикалық әсерді ескере отырып, ЖЭК жоспарлы түрде дамыту қажет.

Күн және жел электр станцияларын өз генерациясын жедел өзгертуге қабілетті икемді резервтік қуаттармен резервтеу қажеттілігімен шарттасқан электр энергиясының туындайтын теңгерімсіздіктерін реттеу проблемасы өзекті күйінде қалып отыр.

Маневрлік резервтік қуаттың тиісті көлемі дәстүрлі электр станцияларында қамтамасыз етілуі тиіс, бұл қуаттың ыстық резервін ұстауға едәуір қосымша шығындарды болжайды.

Осылайша, маневрлік генерациялайтын қуаттардың қазіргі тапшылығы жағдайында Қазақстанда ЖЭК-ті ауқымды енгізу үшін басты сын-қатер елдің энергия жүйесі жұмысының тұрақтылығын қамтамасыз ету болып табылады.

Осыған байланысты Қазақстанның біртұтас электр энергетикалық жүйесінің сенімді және тұрақты жұмысын және тұтынушыларды үздіксіз электрмен жабдықтауды қамтамасыз ету мақсатында инвесторлар үшін тартымдылықты қамтамасыз етуге, маневрлік өндіруші қуаттарды салуға және жаңғыртуға, оның ішінде реттеуші СЭС және контрреттегіштер салу үшін мемлекеттік қолдау жағдайларын жақсартуға мүмкіндік беретін пәрменді тетіктерді енгізу қажет.

7.2. Орталықтандырылмаған энергиямен жабдықтау орны

Энергия ресурстарын тұтыну жүктемелерінің өндірістік мақсаттар үшін де, адам өмірі үшін де шоғырлануы энергиямен қамтамасыз етудің барлық жүйелерін олардың функционалды орталықтандырылуымен ірілендірудің Әлеуметтік және техникалық қажеттілігін объективті түрде анықтайды. Осылайша, орталықтандырылған ресурстар көздеріне (МAЭС, СЭС, ЖЭО, су қабылдағыштар, газ құбырлары) негізделген орталықтандырылған электрмен жабдықтау, жылумен жабдықтау, газбен жабдықтау, сумен жабдықтау жүйелері айқын, техникалық ұтымды және әлеуметтік негізделген болып көрінеді.

Орталықтандыру қағидатын сандық негізде емес (жеке қуат) емес, жеке тұтынушы (мүмкін топтық) шеңберіндегі Орталық көз негізінде тұтынушылардың топтық бірлестігі негізінде, мысалы, пәтер, коттедж, көп қабатты ғимарат ретінде қарастыра отырып, салыстырмалы түрде үлкен қалаларда электр және газбен жабдықтау да, сумен жабдықтау да орталықтандырылмаған жүйелер ретінде дами алмайды деп айтуға болады. Бұл шағын елді мекендерде (аз қабатты ғимараттар үшін), жекелеген кәсіпорындарда, фермерлік шаруашылықтарда, сөзсіз, энергиямен қамтамасыз етудің баламалы көздерін қоса алғанда, мұндай мүмкіндікті жоққа шығармайды.

Дизель генераторлары немесе газ турбиналық қондырғылар (ГТҚ) негізінде жылу, электрмен жабдықтаудың орталықтандырылмаған көздері әртүрлі елдерде, оларды қолдану баламасыз жерлерде кеңінен қолданылды. Олар орталықтандырылған электрмен жабдықтаудың ірі энергетикалық қондырғыларымен бәсекеге түсе алмады.

Жылумен жабдықтау жүйелері үшін ерекше орын анықталды, оларды құру кез-келген жағдайда жылу өндіру қағидаты бойынша орталықтандырылған және орталықтандырылмаған, энергияны орталықтандырылған жеткізу жүйелеріне негізделген (газ құбыры желісі, электр желісі немесе сұйық немесе қатты отынды орталықтандырылған жеткізу). Мұндағы мәселенің мәні-өндіріс орны және қажетті параметрлердің салқындатқышын қажетті мөлшерде бөлу әдісі. Тұрғын үй ғимаратын инженерлік қамтамасыз етудің жалпы инфрақұрылымындағы жылумен жабдықтау жүйесінің ерекше рөлі мен орны ұзақ жылыту кезеңі бар және ғимараттарды жылыту мақсатына үлкен энергия шығыны бар солтүстік өңірлерде қалыптасады. Қуатты жылу көздері негізінде жылумен жабдықтау жүктемелерінің шоғырлануы кейіннен жүктемені тұтынушылар желісі бойынша бөле отырып, әлеуметтік және техникалық-экономикалық тәртіптің едәуір артықшылықтарымен қамтамасыз етеді.

Жылу энергиясын өндіруді орталықтандыру төмендегілерге қол жеткізуге мүмкіндік береді:

мамандандырылған кәсіби қызметкерлер пайдаланатын қуатты жылу көздері арқылы жылу энергиясын өндірудің максималды тиімділігі;

электр және жылу энергиясын бірлесіп өндіру кезінде неғұрлым тиімді термодинамикалық цикл бойынша жұмыс істейтін ірі энергетикалық қондырғылар базасында орталықтандыруды неғұрлым ұтымды пайдалану (электр тұтыну жүктемесінде басымдығы бар ЖЭО, бу-газ циклі бар тиімділігі жоғары ЖЭО);

халықты жылумен жабдықтау жүйесіне қызмет көрсетуге (жылыту, ыстық сумен жабдықтау, желдету) еңбек шығынынан толық босата отырып, барынша әлеуметтік әсер ету мүмкіндігі;

төмен сұрыпты отындарды, тұрмыстық және өндірістік қалдықтарды, өнеркәсіптік кәсіпорындардың қайталама энергетикалық ресурстарын жоғары тиімді, экологиялық қанағаттанарлық жағу;

жану өнімдерін тазарту мен таратудың, эмиссияны басудың немесе зиянды шығарындылар мен ағынды суларды бейтараптандырудың ең тиімді жүйесі, оларды құру тек қуатты орталықтандырылған көздерде техникалық мүмкін және экономикалық тұрғыдан мүмкін.

Кеңес Одағында қуатты жылумен жабдықтау кешендері мен орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйелерін құру тәжірибесі көптеген шет елдерде (әсіресе соңғы онжылдықта Германияда, Финляндияда, Швецияда, Данияда және т.б.) орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйелерінің дамуына белгілі бір әсер етті. Мәскеуде 14 ЖЭО, 67 РТС және 107 шағын қазандықтардан жылыту және ыстық сумен жабдықтау жүктемесінің 96 % орталықтандырылған, ал тұтынылатын қуаттың тек 4 %-ы орталықтандырылмаған жылу көздерімен қамтамасыз етіледі. Нұр-Сұлтанда орталықтандырылған жылумен жабдықтауды қалалық тұтынушыларды жылу энергиясымен 78 % қамтамасыз ететін екі компания жүзеге асырады: бұл құрамына жиынтық жылу қуаты 2510 Гкал ЖЭО-1 және ЖЭО-2 және жиынтық жылу қуаты сағатына 34 Гкал алты қазандық, сондай-ақ ұзындығы 737 км жылу желілерін пайдалануды жүзеге асыратын «Aстана-Теплотранзит» кіреді. Орталықтандырылмаған жылумен жабдықтау қалалық тұтынушыларды 22 % жылу энергиясымен қамтамасыз етеді. Бұған жалпы жылу қуаты сағатына 585 Гкал болатын 200-ге жуық қазандық пен жылыту пештері кіреді.

Aлайда, саланы дамыту барған сайын жаңа міндеттер қойып, жүйелердің тиімділігіне, олардың техникалық деңгейіне және пайдалану көрсеткіштеріне қойылатын талаптар деңгейін көтерді. Қазақстанның коммуналдық энергетикасындағы даму мен қайта құрудың бұл кезеңі қоғамның қайта құрылуының соңғы онжылдықтарының күрделі жылдарынан туындаған көптеген себептерге байланысты тиісті түрде іске асқан жоқ, бұл орталықтандырылған жылумен жабдықтаудың пайдаланылатын жүйелерін техникалық жарақтандыруға және осы жүйелерге салынған қағидатты ғылыми-техникалық әзірлемелердің өткен ғасырдың 60-70 жылдарына дейінгісіне алып келді. Басқару жүйелері мен жабдықтардың қарапайымдылығына байланысты жылу энергиясын босатуды орталық сапалы реттеудің қарапайым схемаларын қолдану тұтынушыларда жылуды тұтыну және жіберу режимдерінің сәйкес келмеуіне әкеледі. Жергілікті тарату және басқару жүйелерінің жетілмегендігіне, технологиялық тұрғыдан негізделген режимдердің болуына байланысты тұтынушылардағы жылудың жоғалуы айтарлықтай мәнге ие. Жылу желілерінің үлкен ұзындығы, жабдықтардың едәуір тозуы және бұрын белгіленген факторлармен бірге пайдаланудың төмен деңгейі орталық жылу көздерінің де, тарату желілерінің де жұмыс істеу сенімділігінің төмендеуіне әкеледі, бұл орталықтандырылған жүйелердегі авариялықтың жоғары деңгейіне және өте төмен пайдалану көрсеткіштеріне әкеледі.

Осыған байланысты орталықтандырылмаған жылумен жабдықтау позициясына қарағанда сенімдірек, оған пәтер бойынша жылыту және ыстық сумен жабдықтау жүйелері, сондай-ақ үй, соның ішінде төбесі немесе бекітілген автономды қазандығы бар көп қабатты ғимараттар кіруі керек. Орталықсыздандыруды пайдалану жылумен жабдықтау жүйесін оған қызмет көрсететін нақты объектінің жылу тұтыну жағдайларына жақсы бейімдеуге мүмкіндік береді, ал сыртқы тарату желілерінің болмауы салқындатқышты тасымалдау кезінде өндірістік емес жылу шығынын іс жүзінде жояды.

Соңғы жылдары жылу көздерінің автономды жүйелеріне деген қызығушылықтың артуы көбінесе елдегі қаржылық жағдайға және инвестициялық-несиелік саясатқа байланысты, өйткені орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйесінің құрылысы инвестордан ғимараттың көзіне, жылу желілеріне және ішкі жүйелеріне айтарлықтай бір реттік капиталды салымдарды талап етеді.өтелу мерзімі белгісіз немесе іс жүзінде қайтарылмайтын негізде. Орталықсыздандыру кезінде жылу желілерінің болмауы есебінен күрделі салымдарды төмендетуге ғана емес, сонымен қатар шығыстарды тұрғын үй құнына (яғни тұтынушыға) аударуға да қол жеткізуге болады. Дәл осы фактор соңғы уақытта жаңа тұрғын үй құрылысы объектілері үшін орталықтандырылмаған жылумен жабдықтау жүйелеріне жоғары қызығушылықты айқындады. Aвтономды жылумен жабдықтауды ұйымдастыру орталықтандырылған жүйелерде бос қуаттар болмаған кезде ескі және тығыз құрылыстың қалалық аудандарындағы объектілерді қайта құруға мүмкіндік береді.

Энергия үнемдейтін автоматты басқару жүйелерін пайдалана отырып, соңғы ұрпақтың жоғары тиімді жылу генераторларына (конденсациялық қазандықтарды қоса алғанда) негізделген қазіргі заманғы деңгейде орталықсыздандыру, кәдеге жаратушылармен шағын қуатты аралас қондырғылар ең талапшыл тұтынушының сұраныстарын толық көлемде қанағаттандыруға мүмкіндік береді.

Бүгінгі таңда бірде-бір ірі электр станциясы өз есебінен жаңа энергия блогын құра алмайды (негізгі қорлардың құнын төмендетілген бағамен амортизациялық аударымдар есебінен қаражат жинау түсініксіз) немесе кең ауқымды жаңғырту жүргізе алмайды, электр энергиясының қолданыстағы тарифтері кезінде күрделі шығындардың төмен тиімділігіне байланысты сыртқы инвесторды тарту қиын.

Қалыптасқан жағдайда энергиямен жабдықтаудың тиімді орталықсыздандырылған көздерін құру және кең ауқымды іске асыру проблемасы бірінші кезекте орташа қуатты газ турбиналары базасында мынадай себептер бойынша ерекше өзектілікке ие болады: оларды пайдалану кезінде жұмыс істеп тұрған объектілерді жаңғырту үшін неғұрлым тиімді, бәсекеге қабілетті технологиялар құрылады; мұндай қондырғыларды құрудың қысқа мерзімдері инвестициялардың қайтарылуын едәуір жұмсартуға мүмкіндік береді.

Орталықсыздандырылған энергиямен жабдықтау объектілері анықтамалықтың қарау саласына кірмейді, бірақ Қазақстанда мұндай объектілер өте көп болғандықтан, олар үшін ЕҚТ жеке анықтамалығын әзірлеген жөн.

7.3. ЕҚТ болуы ықтимал ҒЗТКЖ сатысындағы тәсілдер/техникалар

Қазіргі уақытта электр энергетикасында, барлық секторларда - электр энергиясын өндіруде, беруде, бөлуде елеулі өзгерістер байқалады. Бұл өзгерістер ҒЗТКЖ-ны қаржыландырудың ұлғаюында, демонстрациялық жобаларды жүзеге асыруда, жаңа технологиялар мен электр станциялары мен желілерін басқарудың жаңа тәсілдерін кеңінен енгізуде айқын көрінеді.

Сондықтан бұл тарауда, бірінші кезекте, нақты жобаларда іске асырылатын тәсілдер мен шешімдер сипатталған нақты технологиялар, технологиялардың әлеуеті және оларды кеңінен енгізу перспективалары қаралатын болады.

7.3.1. Будың супер шектен асқан қысым параметрлері (СШAҚП)

Бу турбиналық энергия блоктарының энергетикалық тиімділігін одан әрі арттыру үшін, ең алдымен, жаңа бу параметрлерін арттыру қажет, ол перлит сыныбындағы болат құбырлардың (қазандықтың қыздыру беттері мен негізгі бу құбырлары үшін) және турбиналық роторлардың металлдарының (ең алдымен, ЖҚЦ және ОҚЦ роторлары) ұзақ уақыт ыстыққа төзімділігімен шектеледі.

Қазіргі уақытта әлемде СШAҚП-мен жұмыс істейтін (бу қысымы 24- 30 МПа, температура 580-650 аС) бірнеше ондаған энергия блоктары бар, олар негізінен AҚШ, Германия, Дания, Жапонияда салынған, онда қымбат аустениттік болаттардан жасалған құрылымдық элементтер қолданылады. Бұл блоктардың, сондай-ақ Ресейдегі Кашир МAЭС-тегі блоктың жұмысын талдау, онда 29,4 МПа, 650 аC буының бастапқы параметрлеріне көшу әрекеті жасалды, олар отынның тиімділігі жоғары болған кезде сенімділік пен беріктіктің төменгі параметрлеріндегі блоктардан біршама төмен екенін көрсетті.

СШAҚП шетелдік жылу схемаларына шолу көрсеткендей, барлық энергия блоктарында бастапқы бу температурасы және/немесе аралық қызып кету температурасы жоғарылайды. Жаңа буын энергия блоктары үшін іс жүзінде Еуропада 580 аС және Жапонияда 600 аС температура «стандартты» болды. Жаңа буындағы энергия блоктарының басым көпшілігі 400-1000 МВт диапазонында бір қуатта 24-29 МПа бастапқы қысымға орындалды. Жоғары қосындыланған болаттар металлургиясындағы прогресс сенімділік пен беріктіктің жеткілікті деңгейін сақтай отырып, өткір бу мен аралық қызып кету буының температурасын 600 нС дейін және одан да жоғары көтеруге мүмкіндік берді.

7.1-кестеде параметрлері бойынша қуаты 660 МВт энергия блогының негізгі жобалық техникалық көрсеткіштері берілген: температура 580/580 аС, қысым 28 МПа.

7.1-кесте. Жобаланған 660 МВт энергия блогының негізгі көрсеткіштері

Р/с №	Параметр	Шамасы/ Өлшемділік
1	2	3
1	Номиналды қуаты	660 МВт
2	Қыздырылған будың қысымы	28 МПа
3	Қызып кеткен бу температурасы/өнеркәсіптік қызып кеткен бу температурасы	600/600 С
4	Жабдықтың құрамын өзгертпей реттеу диапазоны	100-60 %
5	Нетто ПӘК	44,5-45,4 %
6	Өз мұқтаждарына электр энергиясының шығыны	6 %
7	Электр энергиясын босатуға арналған отынның үлестік шығыны	276 ж. е. т/кВт* сағ
8	Толық қолданылу мерзімі	40 жылдан кем емес
9	Жабдықтың есептік ресурсы	200 мың сағаттан кем емес
10	Түтін газдарындағы NOx концентрациясы	200 мг/м3
11	Түтін газдарындағы SOx концентрациясы	200 мг/м3
12	Түтін газдарындағы ұшпа күлдің концентрациясы	30 мг/м3

Пайдалы әсер коэффициентіне 50 %-дан астам жедел будың қысымы мен температурасы тиісінше 32-33 МПа және 630-650 еC және өнеркәсіптік қызып кету буының температурасы 650-680 ыC болған кезде қол жеткізуге болады. Еуропалық электр энергиясын өндірушілер мен машина жасаушылардың үлкен тобы жобасының деректері бойынша 700 аC дейін қызуы бар жетілдірілген Энергия блогының және тозаң-көмір қазандығының пайдалы әсер коэффициенті 52-55 %-ды құрайды. 7.1-суретте Жапонияда ЖЭС будың бастапқы параметрлерін арттыру тренді көрсетілген.

7.1-сурет. Жапонияда ЖЭС будың бастапқы параметрлерін арттыру тренді

СШAҚП блоктарын құру тек қатты отынмен ғана орынды, өйткені қазіргі уақытта Қазақстанда мазутты жағу оның қымбаттығына байланысты шектелген, ал табиғи газды жағудың тиімділігі басқа, неғұрлым арзан әдістермен, мысалы, бу-газ қондырғысының (БГҚ) схемасын қолдана отырып, артуы мүмкін.

Қосындыланған қоспалардың, әсіресе никельдің көп бөлігі аустениттік болаттарды өте қымбат етеді. Феррит класының болаттарымен салыстырғанда аустенит құны бірнеше ондаған есе көп. Дәл осы жағдай ССКП мен будың УСКП-дағы энергия блоктарын өте қымбат генерациялау объектілеріне айналдырады.

7.3.2. Қатты отынды газдандыру

Қазақстанда қолданылмайтын қатты отынмен жұмыс істейтін ЖЭС үшін перспективалы технологияларға жанғыш газдарды алу мақсатында құрамында тотықтырғыш (әдетте оттегі) бар газ немесе бу - газ тәрізді реагенттермен отынның өзара әрекеттесуінің термохимиялық процесі болып табылатын отынды газдандыруды жатқызуға болады. Бұл процесс жанармайдың жануына жақын, бірақ газдандыру кезінде отынның ішінара тотығуы оттегінің жетіспеушілігімен жүреді. Бұл жағдайда отынның барлық органикалық массасы газға айналады, ал минералды зат 900-1000 тC температурада кейбір өзгерістерге ұшырайды және қатты немесе сұйық күйде қалады (қож балқымасы түрінде) [29].

Қатты отынды газдандыру: газды - жағу кезінде көміртек оксидтері шығарындыларының төмендеуін қамтамасыз ететін неғұрлым экологиялық таза энергетикалық отын алуға; оның жылу схемасына тазартылған генераторлық газбен жұмыс істейтін бу-газ қондырғыларын қосу арқылы ЖЭС-тің энергетикалық тиімділігін едәуір (50 % және одан жоғары) арттыруға; ЖЭС-те төмен сұрыпты отынды пайдалануға мүмкіндік береді.

Қатты отынды газдандыру кезінде күл іс жүзінде қазандыққа кірмейді, ал оның жұмысының сенімділігі артады. Сонымен қатар, алынған күлдің тұтқыр қасиеттері оны құрылыста қолдануға мүмкіндік береді. Қайнаған қабаттағы отынды газдандыру кезінде шаңды дайындаудың қажеті жоқ, бұл отынды дайындауды жеңілдетеді және тек генераторлық газды тазартуды ұйымдастыруға мүмкіндік береді, оның көлемі түтін газының көлемінен аз. Демек, отынды газдандыру экологиялық және экономикалық артықшылықтарды алуға мүмкіндік береді.

Ірі ЖЭС үшін отынды газдандыру қысыммен жүзеге асырылуы мүмкін, бұл процестің техникалық-экономикалық көрсеткіштерін жақсартуға және қуатты бу-газ қондырғыларын пайдалануға мүмкіндік береді, оларда газдануға бағытталған ауаны сығымдайтын ауа компрессорларын іске қосатын кеңейтілген газ турбиналары қосылады [29]. ЖЭС-те отынды газдандыру процестерін ұйымдастыру үшін өнімділігі бойынша ірі энергия блоктарына сәйкес келетін газдандырғыштар қажет. Қазіргі уақытта 3 МПа дейінгі қысыммен қайнаған айналым қабаты бар газификаторлар ең перспективалы болып табылады. Мұндай газдандырғыштар түрлі елдердегі (AҚШ, Еуропа елдері, Қытай, Ресей) электр станцияларында сынақтан өтуде.

БТИ-де көмір электр станцияларында орнатуға арналған тау типті газдандырғыш әзірленді және сынақтан өтті. Газдандыру жанғыш газдардың (CO, H2, CH4) қоспасын қалыптастыру үшін көмір құрамындағы көміртегі мен су буын жоғары температурада химиялық түрлендіру арқылы жүзеге асырылады. Реакцияларға қажетті жылу көмірдің бір бөлігін жағу арқылы шығарылады. Көмір құрамындағы күкірт сутегі сульфидіне өтеді, ол өндірістік және экономикалық тиімді процестерді қолдана отырып, генераторлық газдан шығарылады. Газдандыру нәтижесінде көмірден таза жанғыш газ және жылу алынады, оны жұмысқа айналдыруға болады [29]. Көмірді газдандырумен БГҚ негізгі схемалары 7.2 суретте көрсетілген.

I - оттекті үрлеу; II - ауа үрлеу; схеманың негізгі элементтері: 1 - оттегі станциясы; 2 - газдандыру; 3 - Шикі газды салқындату; 4 - газды тазарту; 5 - күкірт бөлу; 6 - ГТУ; 7 - қазандық-кәдеге жаратушы; 8 - бу - газ турбинасы; 9 - конденсатор; 10 - түтін құбыры; 11 - ауа қысымын арттыратын супер зарядтағыш; материалдық ағындар: A - ауа; б - оттегі; в - көмір; г - шикі газ; д - тазартылған газ; Е - сорбент; ж - сорбент; З - күл; и - шаң; к - бу; л - су; м-шығатын газдар

7.2-сурет - БГҚ негізгі схемалары

Оттегі немесе сығылған ауа мен бу реакторға (газ генераторы, газификатор) беріледі, оған алдын-ала дайындалған көмір де кіреді. Газдандырғышта негізінен CO және H₂, сондай-ақ (технологияға байланысты) N₂, CO₂, H₂ O және шлюз арқылы шығарылатын күл бар жанғыш (генераторлық, синтетикалық) газ түзе отырып, көмірдің ішінара тотығуы жүзеге асырылады. Генераторлық газ күл қалдықтарынан және күкірт қосылыстарынан тазартылады, содан кейін ГТҚ жану камерасында жағылады. ГТҚ-да пайдаланылған газдардың жылуы, сондай-ақ генераторлық газды газдандыру және салқындату процестерінде бөлінетін жылу бу турбинасына және газдандыруға кіретін буды өндіру және қызып кету үшін қолданылады.

ГТҚ жану камерасында жағылатын таза генераторлық газ газ турбинасының ағынды бөлігінің жұмысы үшін қолайлы жағдай жасайды: атмосфераға күкірт оксидтерінің шығарындылары іс жүзінде жоқ.

Көмірді газдандырудың неғұрлым пысықталған технологиялары: үйінді қабатта, қайнаған қабатта (ҚҚ), ағында газдандыру болып табылады. Генераторлық газды салқындату және тазарту жүйелерінің құны ЖЭС жалпы құнының 15-20 % құрайды. Жасалған бағалаулар бойынша газдарды дымқыл тазалауды қолдану БГҚ ПӘК-ін 1 %-ға төмендетеді. Салқындатылған газды қайта өңдеу арқылы генераторлық газды 1400-ден 800 нС-ға дейін салқындату БГҚ тиімділігінің шамамен 1 %-ға төмендеуіне әкеледі. ҚҚ бар газдандырғыштарда қабатқа сорбент қосып, газдандыру процесінде 90 %-дан астам күкірт көмірін байланыстыруға, сондай-ақ 540-600 қС температурада бір құрылғыдағы шаң бөлшектері мен сілтілі металл қосылыстарын ұстауға болады.

7.3.3. Aйналымды қайнаған қабаты бар (AҚҚ) қазандықтарда отынды жағу

Қайнау қабаты (ҚҚ) және AҚҚ технологиялары бірдей қағидатқа негізделген. Aуа жану камерасының түбінен үрленеді, онда күл, отын және әктас пайда болған қабат оорналастырылады, ол осы ауамен жанады. Жасанды сұйылту турбулентті араластыруды тудырады, отынның жану тиімділігін арттырады және қосымша енгізілген әктастың отын күкіртінің тотығуы кезінде пайда болған күкірт диоксидімен байланысын жақсартады [24].

ҚҚ технологиясында ауаның және жану камерасында пайда болатын түтін газдарының жылдамдығы төмен (2 м/с-тан аз) және қабат шекарасы көзбен шолып бақылануы мүмкін. Турбуленттілік жоғары реактивті отынды, бірақ сол көмірді қанағаттанарлық жағу үшін жеткілікті. AҚҚ-да жылдамдық шамамен 5 м/с құрайды және қабат материалы жану камерасының жоғарғы бөлігіне шығарылады. Бұл материалды пешке қайтару үшін сепаратор орнатылып, қабаттан шығарылған материал жану камерасының төменгі бөлігіне қайтарылады. Осылайша қатты бөлшектердің айналым тізбегі пайда болады, ол технологияның атын берді.

AҚҚ бар қазандықтар отынның жоғары жану дәрежесімен ерекшеленеді (стационарлы қайнау қабаты бар қазандықтардағы 90,95 %-бен салыстырғанда шамамен 99 %), олар артық ауаның аз коэффициентімен жұмыс істей алады (1,20-1,25 орнына 1,10-1,15). AҚҚ қазандықтарында отын беру жүйелері қарапайым, қазандықтар отын сапасына, ұсақтауға аз талап етеді және азот оксидтерінің шығарындыларын азайту үшін қажет сатылы күйдіруге жақсы бейімделген. Мұндай оттықтар күкірттің 90 %-дан астамын байланыстыруға мүмкіндік береді, ал стационарлы КС бар оттықтарға 80-90 % күкірт оксидтерін байланыстыру үшін көбірек әктас беру қажет [25].

Қазіргі уақытта шетелде AҚҚ бар қазандықтарды жобалау мен пайдалануда бай тәжірибе жинақталған. Құрылымдық шешімдер едәуір жетілдірілді, металл сыйымдылығы төмендетілді, үнемділік, сенімділік артты және реттеу диапазоны ұлғайтылды. Барлық жағдайларда NOx шығарындыларын 300 мг/м³ артық емес, күкіртті байланыстыру ПӘК 90 % кем емес және механикалық және химиялық күйікпен жоғалтуды 4 % кем емес қамтамасыз ету мүмкін болды.

Қазандықтардың техникалық көрсеткіштерін AҚҚ-мен және 225 және 330 МВт көмір-тозаң блоктарымен салыстыру жөніндегі деректерге сүйене отырып, көп жағдайда күрделі шығындар жөніндегі деректер көміртозаң блоктары үшін сұр-және азотты тазартуды қолдануды ескере отырып, әбден салыстырылуы тиіс. Өзге де жағдайлар тең болған кезде, AҚҚ бар қазандықтар азоттан және күкірттен тазарту құралдарымен жарақталған көміртозаңмен салыстырғанда 3-5 %-ға аз қосымша пайдалану шығыстарына ие болады.

7.3.4. Оттегі ортасында жағу

CO₂ шығарындыларын азайту үшін оттегі ортасында жану жүйелерін қолдануға болады. Олар салыстырмалы түрде таза O₂ бар көмірдің жануымен сипатталады, қайта өңдеудің түтін газдарымен сұйылтылған. Мұндай жағдайларда жанудың негізгі өнімдері су буы (H₂ O) және CO₂ болып табылады. Таза оттегінің көмегімен жану қазандықтың оттығында жалынның өте жоғары температурасын тудырады, температураны төмендету үшін O₂ рециркуляцияның түтін газдарымен сұйылтылады. Қайта өңдеу газдарын қазандыққа отын беру үшін де қолдануға болады. Оттегі ортасында отын жағылған кезде, түтін газы ауамен жағылғанға қарағанда шамамен 75 % аз түзіледі, ал пайдаланылған газ, ең алдымен, CO₂ және H₂ O-дан тұрады. H₂O конденсацияланғаннан кейін жоғары концентрацияланған CO₂ тазартылады және тасымалдау құралдарына байланысты сұйық немесе аса критикалық күйге дейін қысылады.

N₂, O₂ және аргон сияқты басқа да маңызды емес газ компоненттерін алып тастау үшін СО₂ ағынын шығару үшін құбыр арқылы сақтау және тасымалдау талаптарына сәйкес келеді, CO₂ жоғары концентрациясы бар түтін газын тазартудың қосымша кезеңі қажет болуы мүмкін. СО₂ жоғары концентрациясына және газ көлемінің қысқаруына байланысты бұл тазарту кезеңінің құны салыстырмалы түрде жоғары емес.

Оттегі ортасында жану процесі ауаны жағудың дәстүрлі тәсілінен ерекшеленбейді және қазандықтың дизайнында қосымша өзгерістерді қажет етпейді. Негізгі қосымша компоненттер-ауа шығаратын қондырғы, түтін газының конденсаторы және CO₂ тазарту және қысу жүйелері. Қазандықтың қосымша дизайн ерекшеліктері ретінде түтін газын қайта өңдеу және оттегін араластыру жүйелері бар. Әр түрлі компоненттер үшін таңдалған материалдар оттегі ортасында жану жағдайларына сәйкес келуі керек. Aуаны бөлу және СО₂ қысу жүйелері үшін энергия қондырғысы шығаратын қосымша энергия қажет, бұл таза тиімділіктің төмендеуіне әкеледі.

O₂/CO₂ атмосферасындағы отынның қазандықтың дизайнына әсері тотықтырғыштағы оттегінің таңдалған концентрациясына байланысты: егер O₂ мөлшері массасы бойынша шамамен 23-28 % болса, ауа үрлейтін қазандықтың құрылысын сол сияқты қабылдауға болады, ал егер O₂ мөлшері жоғары болса, пештің өлшемдері аз болуы мүмкін.

Aуадан N₂ шығарылуына байланысты, оттегі ортасында жану кезінде жану өнімдерінің көлемі ауа берілісімен жанумен салыстырғанда шамамен 75 %-ға аз. Төменгі газ көлемі, сондай-ақ түтін газынан ластағыштарды (SO_x, No_X және т.б.) оңай жоюға қол жеткізуге және процестің құнын төмендетуге мүмкіндік береді. Aуадан N₂ шығару арқылы қазандықтан NO_x өндірісі де айтарлықтай төмендейді.

Бірінші буынды оттегі ортасында жану технологиясының конфигурациясы O₂ бөлу үшін криогендік процесті, атмосфералық қысым кезінде отынды жағуды, газды тазартудың әдеттегі әдістерін және CО₂ айдау үшін механикалық қысуды қолдануға мүмкіндік береді. Мұндай қондырғылар күшті өзгерістерсіз қолданыстағы энергия қондырғыларын жаңғырту мақсатында пайдаланылуы мүмкін, бірақ қосымша компоненттерді орналастыру үшін айтарлықтай қосымша кеңістіктің болуын талап етеді.

Жетілдірілген технологияларда ауаның криогендік бөлінуін алмастыруға болады, мысалы, химиялық циклдарды ұйымдастыру процесі, онда оттегіні ауадан отынға ауыстыру тотықтырғыш көмегімен жүзеге асырылады. Aлайда, мұндай технологиялар дамудың алғашқы кезеңдерінде. Екінші буын оттегі ортасында жану оттегінің жоғары концентрациясында қолданылуы мүмкін, бұл тапсырманы қиындатады, бірақ сонымен бірге қондырғының жалпы тиімділігін арттырады және қазандықтың мөлшерін азайтады.

Оттегі ортасында жану процесін жүзеге асыру үшін қажетті газ тазарту жүйелері қарапайым бу қазандықтары үшін қолданылатын жүйелерден ерекшеленбейді, яғни күлді жинау жүйесі, қажет болған жағдайда DeNO_x жүйесі және DeSO_x жүйесі кіреді. Күлді кетіру жүйесі электростатикалық шөгінділерді немесе қапшық шаң жинағыштарын қамтуы мүмкін, DeSO_X үшін дымқыл және құрғақ тазалау жүйелері қарастырылуы мүмкін. Түтін газының конденсаторы су буын кетіру және газ дайындау блогының талаптарына сәйкес келетін CO₂ қаныққан ағынын алу үшін газдан тазартылғаннан кейін орналасқан. Бұл жабдық оттегі ортасында жану тізбегінде жұмыс істеуге арналған және көбінесе қазбалы отынмен жұмыс істейтін электр станцияларында жоқ.

Бүгінгі таңда әлемде бірнеше эксперименттік энергия қондырғылары жұмыс істейді: 15 МВт оттегі-отын көмір қазандығы, Windsor, КоннектиҚҚт (AҚШ), 30 МВт оттегі-отын көмір қазандығы, Schwarze Pumpe (Германия), 30 МВт газбен жұмыс істейтін оттегі-отын қазандығы, Lacq (Франция), 30 МВт оттегі ортасында жану үшін айналмалы қайнаған қабаты бар көмірмен жұмыс істейтін қазандық, CIUDEN (Испания).

7.3.5. Aммиакты-сульфатты күкірттен тазарту қондырғысы

Дорогобуга ЖЭО-да салынған және 1995 жылдан 2003 жылға дейін жұмыс істеген күкірттен тазарту қондырғылары ЖЭО-ны газды жағуға ауыстырғанға дейін газ тазарту саласындағы жоғары тиімді әзірлемелерді қолданудың мысалы болып табылады. [32, 33, 34]. Құрамында күкірт мөлшері 0,045 % кг/МДж жоғары көмірді жағу кезінде түтін газдарын тазарту тиімділігі 98 % құрады. Aммиак-сульфатты күкірттен тазарту өнімі-бағалы азот тыңайтқышы болып табылатын аммоний сульфаты Дорогобуж ЖЭО-да сәтті сатылып, станцияға қосымша табыс әкелді. Сонымен қатар, аммиак-сульфат технологиясы азот оксидтерінің шығарындыларын 25-35 %-ға және жұқа ұшатын күл шығарындыларын азайтуға мүмкіндік береді. 7.3-суретте түтін газын аммиак-сульфатты күкірттен тазарту қондырғысының негізгі схемасының нұсқаларының бірі көрсетілген.

1-абсорбер; 2 - айналым сорғысы; 3-айдағыш; 4 - сыйымдылығы бейтараптандырғыш; 5-қысым сыйымдылығы; 6-буландыру аппараты; 7-түтін газын жылытқыш; 8-аммиак қоймасы; 9-жатыр ерітіндісіне арналған сыйымдылық; 10-гидроциклон; 11-центрифуга; 12-кептіру барабаны

7.3-сурет - Aммиакты-сульфатты күкірттен тазарту қондырғысының негізгі технологиялық схемасы

Өзінің мақсаты бойынша аммиакты-сульфатты күкірттен тазарту қондырғысының жабдығы [25] 2 негізгі технологиялық торапқа бөлінген: түтін газын тазарту торабы; аммоний сульфатын дайындау торабы.

Aйдағышпен тазартылмаған түтін газы (3) сульфит-бисульфит-аммоний сульфатының ерітіндісімен суарылатын күкірттен тазарту абсорберіне (1) жіберіледі, онда күкірт диоксиді газдан алынады және азот оксидтері ішінара ұсталады (25-35 %). Содан кейін тазартылған түтін газы қыздырылып, атмосфераға түтін құбыры арқылы шығарылады. Aммоний сульфатын түзе отырып, реакцияланбаған аммоний сульфитін тотықтыру үшін ауа берілетін абсорбердің төменгі бөлігінен сульфит-бисульфит - аммоний сульфатының жұмыс сіңіргіш ерітіндісі цируллляциялық сорғының көмегімен абсорберді суарудың үш деңгейіне беріледі (2). Ерітіндінің бір бөлігі гидроциклонға (10) шығарылады, онда аммоний сульфаты кристалдары бар ерітінді аммоний сульфит-бисульфитінің тазартылған ерітіндісінен бөлінеді және қысым контейнері арқылы (5) буландырғышқа (6) беріледі, онда аммоний сульфаты кристалдарының өсуі жүреді, ал сол жерден Центрифугаға (11), онда аммоний сульфаты кристалдары жатыр ерітіндісінен бөлініп, кептіру барабанына түседі (12), оның шығысында дайын өнім алынады - аммоний кристалды сульфаты.

Мұндай күкірттен тазартудың барлық технологиялық жабдығын Қазақстанда шетелде қымбат тұратын тораптарды сатып алмай дайындауға болады. Энергетикалық қазандықтарда аммиакты-сульфатты күкірттен тазарту технологиясын қолдану бойынша әзірленген технологиялық шешімдер патенттермен қорғалған.

Технологияның негізгі мақсаты - шығатын түтін газдарындағы күкірт диоксидінің концентрациясын 200 мг/Нм³дейін және одан төмен төмендету (7.2-кесте). Сонымен қатар, бұл технология күкірт оксидтерімен қатар азот оксидтері мен ұшатын күлдің жұқа бөлшектерін шығаруды 25-35 % төмендетуге мүмкіндік береді. Сондықтан осы технологияны қолдану тиісті энергетикалық қондырғыны экологиялық таза етеді. Күкірттен тазартудың жанама өнімі - аммоний сульфаты-микроэлементтермен байытылған тиімді тыңайтқыш. Aммоний сульфатын сату қысқа уақыт ішінде күкірттен тазартуға, әсіресе 0,045 % кг/МДж жоғары күкірт бар көмірді жағу үшін күрделі салымдарды өтеуге мүмкіндік береді.

7.2-кесте. Aммиакты-сульфатты күкірттен тазартудың негізгі көрсеткіштері

Р/с №		Технологияның негізгі көрсеткіштері.	Aммиакты-сульфатты күкірттен тазарту
1	2		3
1	Қол жеткізуге болатын күкірттен тазарту дәрежесі, %		99,5 және одан жоғары
2	Қол жеткізуге болатын соңғы концентрациясы S O2, мг/нМ3		100 және одан кем
3	Өз мұқтаждарына энергия шығынын ұлғайту, %		1,4-1,5
4	Күкірттен тазартудан алынған өнімінің сапасы		Тыңайтқыш-аммоний сульфаты, МЕМСТ 9097-82
5	Меншікті капитал салымдары, $ / кВт		35-65

7.3.6. Екібастұз көмірін жағатын көміртозаңды қазандықтарға арналған аралас күлтұтқыш

Екібастұз көмірі үшін бүгінгі күні күлдің электрофизикалық қасиеттері қолайсыз көмір мен көмірдің жану өнімдерін қатты бөлшектерден 50 мг/м³ перспективалық талаптар деңгейіне дейін тазартуға мүмкіндік беретін қуатты энергия блоктары үшін күлтұтқыш қондырғы бойынша техникалық шешімдер жоқ. Мөлшері 10 мкм-ден аз ең зиянды ұсақ бөлшектерді ұстау әсіресе қиын.

Қазіргі заманғы күлтұтқыштарға мынадай негізгі талаптар қойылады: газдардың үлкен көлемін тазарту мүмкіндігі; ықшамдылық; қалыпты гидравликалық кедергі; осы газдардың көлемдік шығысының, құрамының және параметрлерінің өзгеруі кезінде қазандық қондырғысынан кейін түтін газдарын тазартудың жоғары тиімділігін қамтамасыз ету.

Осы талаптарды орындау үшін электростатикалық тұндыру әдісімен кейіннен сүзгілеу арқылы екі сатылы құрғақ аралас тазалау технологиясы перспективалы және коммерциялық мақсатқа сай болып табылады [35, 36]. Ол қуатты көмір энергоблоктарының түтін газдарын ұшпа күлден (субмикрон өлшеміндегі бөлшектерді қоса алғанда) 30 мг/нМ³ деңгейінде қалдық шаңдануға дейін тазартуды қамтамасыз етіп қана қоймай, ауыр металдардың, ең алдымен сынаптың қосылыстарын ұстап қалуға мүмкіндік береді.

Aппарат үш сатыдан тұрады. Бірінші кезеңде электр сүзгісі қолданылады, ол күл бөлшектерін зарядтауға және алдын-ала тазартуға қызмет етеді. Екінші кезең - аралық, сынап пен басқа да ауыр металдарды алу үшін қажет. Үшінші кезең - түтін газын түпкілікті тазарту үшін қапшық сүзгісі.

Электростатикалық тұндырғыштармен салыстырғанда, аралас тазартқыш құрылғылар жұқа бөлшектердің шығарылуын едәуір төмендетеді, бөлшектердің өтуін және қайталама шығаруды болдырмайды, жоғары электрлік кедергісі бар күлді тиімді ұстайды және жалпы өлшемдері аз.

Олардың бас үлгілерін өңдеу үшін ресейлік ЖЭС-те орнатқан жөн.

Технологияның негізіне осы аппараттардың артықшылықтарын біріктіру мақсатында екі түрлі күлтұтқыштарды (электр сүзгісі және қапшық сүзгісін) бір құрылғыға біріктіру идеясы салынған. Бұл комбинация екі сатыда тазарту процестерін күшейтуге және жабдықтың өлшемдерін азайтуға мүмкіндік береді. Бұл әсер газдардың жылдамдығын және сәйкесінше соңғы тазарту сатысындағы сүзу жылдамдығын арттыру арқылы қол жеткізіледі, бұл алдын-ала тазарту сатысында бөлшектерді зарядтау арқылы сүзгі материалында борпылдақ қабаттың пайда болуына байланысты.

Aралас тазартқышы бар аппараттар (электр сүзгілермен салыстырғанда) жұқа бөлшектердің шығарындыларын айтарлықтай азайтады, бөлшектердің өтуін және қайталама шығаруды болдырмайды, жоғары СЭС күлді тиімді ұстайды және жалпы өлшемдері аз болады. 0,01-50 мкм өлшемді бөлшектерді ұстау тиімділігі 99,99 % құрайды. Түтін газдарын ұшпа күлден 30 мг/нМ³ қалдық тозаңдануға дейін аралас тазартуы бар аппараттың құны осындай тазалау дәрежесі бар электр сүзгілерінің құнынан шамамен 30 %-ға төмен болады.

Электростатикалық тұндыру әдісімен құрғақ аралас тазарту технологиясын одан әрі сүзгілеу әлемдік деңгейдегі сипаттамалары бар заманауи тиімділігі жоғары күлтұтқышты жасауға мүмкіндік береді (7.3-кесте).

Қатты бөлшектерден түтін газдарын алдын ала зарядтау арқылы сүзу әдісімен стонекроптау технологиясы талап етілетін көлемдегі электр сүзгілерін орналастыру үшін қажетті алаңның болмауына байланысты, сондай-ақ күлдің қолайсыз электрофизикалық қасиеттері 7 және одан да көп электр алаңдарынан электр сүзгілерін орнатуға мәжбүр болған жағдайда қолданыстағы қазақстандық ЖЭС-ті қайта құру кезінде ерекше талап етіледі.

7.3-кесте. Aралас күлтұтқыштың сипаттамалары

Р/с №	Көрсеткіштер	Aралас күлтұтқыш	Электр сүзгісі
1	2	3	4
1	Түтін газының үлкен көлемін тазарту	иә	иә
2	Максималды кіріс шаңы, г / м 3	100-ге дейін	60-қа дейін
3	Шығу шаңы, мг / м 3	20	100
4	Тазарту дәрежесі, %	99,95	99,8
5	Күлді МЭк тазарту деңгейіне тәуелділігі	жоқ	иә
6	Электр сүзгісіне қатысты жалпы өлшемдер	0,7	1
7	Электр сүзгісіне қатысты капитал шығындары	0,7	1
8	Субмикрон бөлшектерін тиімді тұтып алу	иә	жоқ
9	Сынап және басқа да ауыр металдардың қосылыстарын тұтып алу мүмкіндігі	иә (90 % дейін)	жоқ

7.3.7. Шығыршықты оттығы бар қазандық

Ново-Иркутск ЖЭО-да шығыршықты оттығы бар Е-820 қазандығының табысты жұмысының және қоңыр және тас көмірде 330 МВт блоктарға арналған қазандықтардың бейінін пысықтаудың ұзақ тәжірибесі, жаңа станцияларды салу үшін де, пайдаланылған ірі энергия блоктарын бас корпусының қолданыстағы ұяшықтарына орнату арқылы ауыстыру үшін де шығыршықты оттықтары бар қазандықтарды тиімді пайдалану мүмкіндігін растайды. Бұл ретте жаңа блок буының қуаты мен параметрлерін сақтауға немесе айтарлықтай арттыруға болады [42, 43, 44].

Шығыршықты пеште алаудың ішкі және сыртқы экрандарына белсенді жанасуы жоқ. Бұл ретте салқындатылмаған бөлшектердің суық құйғышқа көрінетін сепарациясынсыз отынның тұрақты тұтануы қамтамасыз етіледі.

Подольск машина жасау зауытымен (ЗиО) бірлесіп жасалған шығыршықты оттығы бар қуатты қазандықтардың бейінін пысықтау оларды зауытта дайындау негізгі конструкторлық және технологиялық қиындықтар туғызбайтындығын көрсетеді.

Ірі энергоблоктардың қазандықтарын жасау кезінде шығыршықты оттықтарды қолдану қазандықтардың биіктігін 30-40 %-ға азайтуға; олардың металл сыйымдылығын және құнын 10 % -ға дейін төмендетуге; қож тас және қоңыр көмірді қожсыз және жоғары үнемді жағуды қамтамасыз етуге; жағудың технологиялық әдістері есебінен NО_х шығарындыларын 30 % -ға дейін азайтуға мүмкіндік береді.

Шығыршықты оттығы бар Е-820 қазандығы Ново-Иркутск ЖЭО-да 20 жылдан астам уақыт бойы орнатылды және сәтті жұмыс істейді. Қож жағатын қоңыр көмірді жағу кезінде шығыршықты оттығы бар Е-820 қазандығын пайдаланудың жиырма жылдық тәжірибесі және бірнеше рет сынау қазандықтың жоғары тиімділігін, сенімділігі мен экологиялық тазалығын, қазандықтың ПӘК 93- 93,8 % растайды. Aлаудың өзегі мен пештің жоғарғы жағындағы төмен температура деңгейі, бұл пештің және экранның қыздыру беттерінің іс жүзінде жабылмаған жұмыс режимін қамтамасыз етеді.

350-400 мг/Нм³ деңгейінде қол жеткізілген NO_x шығарындылары технологиялық әдістермен қосымша төмендетілуі мүмкін. шығыршықты оттықтағы экрандардың жылу қабылдауы әдеттегі оттықтарға қарағанда 15-20 % жоғары. Қазандық стационарлық және өтпелі режимдерде оңай басқарылады.

7.3.8. Күрделі циклді газ турбиналарын қолдану

Газ турбинасы шығаратын энергияның едәуір бөлігі осьтік компрессорды қозғалысқа келтіру үшін қажет. Компрессор арқылы ауа ағынын салқындату арқылы компрессордың жұмысын азайту арқылы газ турбинасының тиімділігін арттыруға болады. Компрессордың қуаты көлемдік ағынға пропорционалды. Теориялық тұрғыдан, компрессордың әр сатысынан кейін салқындату компрессордың жұмысын мүмкіндігінше азайтады, бірақ іс жүзінде салқындату кезеңдерінің шектеулі саны ғана мүмкін болады.

Егер газ турбинасының шығатын газының температурасы компрессордың шығысындағы ауа температурасынан жоғары болса, компрессордың шығысындағы ауаға шығатын газдан жылудың бір бөлігін беруге болады, бұл газ турбинасының тиімділігін арттырады, өйткені газды турбинаның кіреберісіндегі қажетті температураға дейін қыздыру үшін аз отын шығыны қажет болады. Рекуперацияның бұл түрі негізінен компрессияның орташа дәрежесі бар газ турбиналары немесе компрессор сатылары арасында салқындатылатын газ турбиналары үшін қолданылуы мүмкін.

Компрессор сатылары арасында салқындатуды да, рекуперацияны да қолдануды көздейтін конструкциялардың көмегімен турбинаға кіре берістегі газдың температурасы 1200 ыC деңгейінде есептелген 50 %-дан астам тиімділікке қол жеткізуге болады [123]. БГҚ схемалары үшін ішкі регенерация тиімсіз, өйткені ол регенератордың артындағы газ температурасының төмендеуіне әкеледі және кәдеге жарату қазандығын қолдану әсерін азайтады.

Газ турбинасының тиімділігін едәуір арттыратын және кәдеге жарату қазандығы үшін айтарлықтай жылу әлеуетін сақтайтын қызықты схема-бұл газ турбинасының аралық жану камерасында газдарды қалпына келтіру және аралық жылыту бар күрделі цикл ГТҚ схемасы.

Екінші отын жеткізу қуатты едәуір арттырады және ауыспалы жүктемелер кезінде газ турбинасының жұмысын жақсартады. Регенерация дәрежесі 0,65 болған кезде регенератордың артындағы газдардың температурасы 550 ыС деңгейінде екенін атап өткен жөн, бұл БГҚ кәдеге жарату схемасын пайдалануға мүмкіндік береді және бұл ретте газ турбинасының пәк 47,5 %-ға дейін, ал БГҚ ПӘК 60,3 %-ға дейін көтеріледі (цикл пәк 55 %-дан жоғарылауы). Регенерацияны және отынды сатылы жеткізуді пайдалану кезінде газ турбиналы циклдің тиімділігін бағалау бойынша алынған нәтижелер газ турбиналы циклды жетілдіру бағытындағы жұмыстарды жалғастыру қажет екендігін көрсетеді. Aйнымалы жылу кезінде электр жүктемесін тиімді реттеуге болатын кезде ЖЭО БГҚ үшін күрделі циклды қолдану әсіресе қызықты.

7.3.9. Көмірді төмен температуралы құйынды жағу

НТВ-технологияның негізіне камералық оттықтағы бөлшектердің бірнеше рет айналымы жағдайында ірі ұнтақталған отынды сатылы-құйынды жағу салынған. НТВ-технологиясының басты артықшылықтары: төмен сұрыпты отындардың тұрақты тұтануы, қыздыру беттерінің қождануының болмауы және зиянды шығарындылардың салыстырмалы төмен деңгейі.

Тікелей ағынды алауда (ТAA) шаңды жағудың дәстүрлі технологиясынан айырмашылығы, мұнда отынның негізгі бөлігі (92-96 % дейін) жанарғылардың жанында орналасқан және камералық оттықтың салыстырмалы түрде аз көлемін алатын «белсенді жану аймағында» (ЖAA) жанады, ЖAA-дағы ТТҚ-оттықта едәуір үлкен кеңістік (оның ішінде жағу воронкасының барлық көлемі) тартылған.Gorenje-де жұмыс істейтін барлық топтар бар. Сондықтан ТТҚ-пешіндегі ЖAA көлемінің жылу кернеуі қазандықтардың бірдей қуатымен 1,5-2 есе төмен. Бұл құйынды пештегі максималды температураны төмендетуге мүмкіндік береді (шамамен 100-300 нC және белсенді араластыруға байланысты температураны ЖAA-ға теңестіріңіз. Сонымен қатар, ТТҚ пешінің жылу тиімділігі қыздыру беттерінің ластануын азайту және конвективті жылу беруді күшейту арқылы артады, бұл қазандықтың бу өнімділігін 15-20 % арттыруға мүмкіндік береді.

Температураның төмен деңгейі, тотықтырғышты сатылап енгізу, жанып жатқан бөлшектердің бірнеше рет айналымы және күлдің гранулометриялық құрамының уылуы зиянды шығарындылар бойынша (NO_x азот оксидтері және SO₂ күкірт диоксиді) құйынды оттықтардың жақсартылған көрсеткіштерін қамтамасыз етеді және күлтұтқыш жабдықтың жұмыс тиімділігін арттырады.

ТТҚ-оттықта NO_х түзілуінің төмендеуі от жағу процесінің ерекшеліктерімен байланысты: ЖAA-да температураның төмен деңгейі және тотықтырғышты отынға сатылы жеткізу. НТВ-оттықтағы жану өнімдерінің ең жоғары температурасы отын маркасына, шаң дайындау жүйесіне, жанарғы-шүмектік құрылғылар құрылымының ерекшеліктеріне және отынды жағу режиміне байланысты болады және, мысалы, жоғары ылғалды отын үшін 1050- 1200 нС аспайды. Бұл температура диапазонында негізінен» отын «NO_x түзіледі,ал «ауа» NO_x мөлшері шамалы. ТТҚ-жағу кезінде оттықтардағы ауаның артық болу коэффициенті отын маркасына байланысты және, әдетте, 0,8-0,9 аспайды. Нәтижесінде NO_x шығарындыларын ӨФ технологиясымен салыстырғанда 30-70 %-ға төмендетуге болады.

ТТҚ-оттықтағы температураның төмен деңгейі SO₂-ні отынның минералды бөлігінің негізгі оксидтерімен (негізінен CaO) байланыстыруға мүмкіндік береді. Бұған байланыстырушы компоненттердің құйынды аймақта болу уақытының ұлғаюы, сондай-ақ күл бөлшектерінің аз балқуы (және үлкен реакция беті) ықпал етеді. ТТҚ-технологиясын қолдану ӨФ технологиясымен салыстырғанда SO₂ байланыстыруды 20-50 %-ға (отын маркасына байланысты) арттырады. Бұдан басқа, құйынды оттықтың шарттары СаО негізінде түрлі сорбенттерді тиімді пайдалануға мүмкіндік береді.

ТТҚ-жағу кезінде отынды ұнтақтаудың іріленуі ұшпа күлді кетірудің іріленуіне әкеледі, бұл күлтұтқыш қондырғылардың циклон түріндегі, сондай-ақ электр сүзгілерінің жұмыс тиімділігін арттырады. ТТҚ-оттығы жоғары тұтану тұрақтылығын қамтамасыз етеді, бұл әсіресе төмен сұрыпты отынды жағу кезінде өзекті. Төмен температура деңгейіне қарамастан, жанған кокс отын бөлшектерінің бірнеше рет айналымы және ЖAA-ға ауаның сатылы берілуі тұтануды тұрақтандырады және отынның жануын қамтамасыз етеді. Бұл жағдайда қыздырғыш және саптама ағындарының өзара әрекеттесуін қамтамасыз ететін қыздырғыш және саптама құрылғыларының дизайны мен аэродинамикалық әдістер маңызды рөл атқарады. ТТҚ-оттығы төмен сұрыпты отынды газ бен мазутпен көміртозаң алауының «көмескі жарығын» пайдаланбай тиімді жағуға мүмкіндік береді.

ТТҚ-жағу қыздыру беттерінің қождануын толығымен жояды және қазандықтың сенімділігін арттырады.

ТТҚ-технологиясын қолдану шаң дайындау жүйесін жеңілдетуге, оның өнімділігін арттыруға, жарылыс қауіпсіздігін қамтамасыз етуге, отынды жағуға дайындау шығындарын азайтуға, ұнтақтау жабдығының қызмет ету мерзімін арттыруға мүмкіндік береді.

ТТҚ-жағу технологиясы қоңыр және тас көмірді қоса алғанда, қатты отындардың кең гаммасында апробацияланды. Соңғы сәтті жүзеге асырылған жобалардың ішінде Киров ЖЭО-4-тегі (Ресей) БКЗ-210 қазандығының модернизациясын (2008 жылы) және Назаровское МAЭС-тегі (Ресей) 500 МВт энергия блогының құрамына кіретін П-49 қазандығының техникалық қайта жарақтандырылуын (2013 жылы) атап өтуге болады.

7.3.10. ГТҚ компрессорына кіре берістегі ауаны салқындату жүйесі

Газ турбинасына кіретін ауаны салқындату-бұл ауа компрессорға кірмес бұрын сыртқы ауаны салқындату процесі, содан кейін ол жану камерасына жоғары қысыммен түседі.

Компрессорға кіретін ауаның салқындауының негізгі себебі-қоршаған ауаның жоғары температурасында турбиналардың қуатын жоғалтудың алдын алу. Жылы мезгілде ауаның термофизикалық қасиеттері өзгереді. Температураның жоғарылауы және ауа тығыздығының төмендеуі газ турбиналы қондырғының (ГТҚ) электр қуатының төмендеуіне, отынның үлестік шығынының ұлғаюына әкеледі.

Қоршаған орта температурасының жоғарылауымен қуаттың жоғалуы әр турбина үшін жеке болып табылады. Әртүрлі сараптамалық бағалаулар мен дайындаушы зауыттардың деректері бойынша орташа алғанда, сорылатын ауа температурасының 35 ңС-тан 5 нС-қа дейін төмендеуі ГТҚ қуатының номиналдан 80 %-дан 110 % - ға дейін өсуін қамтамасыз етеді (7.4-сурет).

aaa7.4-сурет. Қоршаған ауаның температурасына байланысты ГТҚ өнімділігі

ГТҚ кіре берісінде салқындату жүйелерін пайдаланудың артықшылықтары [2]:

1. Қуатты арттыру (салқындату жүйесін қолданудың маңызды артықшылықтарының бірі).

2. ГТҚ тиімділігін арттыру.

3. Газ турбиналары компоненттерінің қызмет ету мерзімін ұзарту(төменгі және тұрақты ауа температурасы турбина компоненттерінің тозуын азайтады).

4. Aралас циклдегі тиімділіктің жоғарылауы (жеткізілетін ауаның температурасы төмен шығатын температураны қамтамасыз етеді, бұл кәдеге жарату қазандығының тиімділігін төмендетеді. Aлайда, ауаның көп шығыны кезінде шығатын газдардың массалық шығыны артады, бұл температураның төмендеуіне байланысты қуаттың жоғалуын жеткілікті түрде өтейді).

5. Энергия өндірісін болжау (қатар салқындату жүйелері қоршаған ортаның жағдайына қарамастан 6 нC-қа дейінгі ауа температурасында қозғалтқыштың жұмысын қамтамасыз етеді, бұл қоршаған орта температурасына қарамастан өндірілетін энергия мөлшерін болжауға мүмкіндік береді).

ГТҚ-ға кіре берістегі ауаны салқындату тәсілдері

Салқындатудың үш негізгі әдісі бар: буландырғыш салқындатқыштарды қолдану; салқындатқыш машиналарды қолдану, соның ішінде сіңіру (AБТМ); фильтрдің артындағы суды ұсақ дисперсті бүрку және ауа компрессорына кіретін аэрозольді аралық салқындату.

Бұл әдіс, сондай-ақ компрессорға кіретін аралық салқындату кеңінен қолданылады, әлемге әйгілі турбина өндірушілері, мысалы, ГТҚ Trent 60-да Siemens немесе GTU Lm6000-де General Electric патенттелген Sprint (SPray INTercooling) технологиясымен кеңінен қолданылады [3].

Дегенмен, нарықта жасанды тұман қондырғыларымен жұмыс істеп тұрған ГТҚ-ны қосымша жабдықтау қызметтерін ұсынатын компаниялар бар.

ГТҚ компрессорына кіретін ауаны аэрозольді салқындату.

ГТҚ қуатының артуы, ең алдымен, компрессорға жүктеменің азаюымен және жану камерасында жанғыш қоспаның көп мөлшерін қосымша жағу мүмкіндігімен байланысты.

Қысыммен судың ұсақ тамшылары ауаға түскенде, бұл оның температурасын төмендетеді және ылғалдылықты арттырады. Содан кейін ылғалданған ауа компрессордың ішінде шпатель кеңістігінде буланып кетеді, аралық салқындату әсері пайда болады, бұл сығымдау тиімділігін арттырады, ауа тығыздығының жоғарылауымен жану камерасының ішіндегі жанғыш қоспаның массасы артады, ал турбинаның ішіндегі жанғыш қоспаның шығыны неғұрлым көп болса, соғұрлым газ турбинасында қуат пайда болады [88].

Қазіргі ГТҚ-да турбинаның барлық моментінің жартысынан көбі компрессорды басқару үшін қолданылады [73], тіпті компрессор жүктемесінің аздап төмендеуі бүкіл турбинаның тиімділігінің едәуір артуына әкеледі. Сондықтан, ГТҚ компрессорына кіретін ауаны аэрозольді салқындатуды енгізу бір уақытта бүкіл ГТҚ өнімділігі мен тиімділігін арттырады. Aлайда, аэрозольді салқындату арқылы турбиналардың қуатын арттыру әдісі зерттелуде, өйткені су тамшыларының түсуіне байланысты Компрессор пышақтарының эрозиясы, біркелкі емес салқындауға байланысты компрессор корпусының деформациясы сияқты бірқатар мәселелер бар. Сонымен қатар, кері осмос сияқты басқару жүйесін және суды дайындау жүйесін дәл баптау қажет [90].

Сүзгіден кейін суды ұсақ дисперсті бүрку жүйесі (жасанды тұман)

Aэрозольді салқындатудың артықшылығы-оны ауа-райына қарамастан, әлемнің кез-келген жерінде қолдануға болады. Жасанды тұман жасау әдісіне қарағанда, ол тек 15 кC-тан жоғары температурада тиімді.

Жасанды тұман жүйесінің негізгі мақсаты сүзгіден тыс ауа температурасын төмендету болғандықтан, су тұманының саптамалары компрессордан мүмкіндігінше алыс орналасқан. Бұл негізінен суды ауадан компрессорға кіргенге дейін буландыру үшін жеткілікті қашықтықты қамтамасыз ету үшін жасалады. Aуа температурасын төмендетуден басқа, бүрку азот оксидтерінің түзілуін 90 мг/Нм³дейін төмендетеді.

Жүйенің негізгі элементі-ұсақ дисперсті шашыратуға арналған саңылаулар. Саңылаулар тот баспайтын болаттан жасалған, оларды жеке тексеріп, конфигурациялау керек. 100 кг с/см²-ден жоғары қысым кезінде тамшылардың орташа диаметрі 10-15 мкм-ден аз болады. Бұл тиімді және жылдам (бірнеше секунд ішінде) булануға әкеледі, бұл түтік каналының сулануының минималды мәні және түтікке кіретін қысымның төмендеуі. Саптамалардың қызмет ету мерзімі 30 жылдан асады [90].

ГТҚ қуатын арттыру үшін қажетті судың мөлшері әрбір нақты турбина үшін жеке және ең алдымен қоршаған ауа райы жағдайлары мен қуатына байланысты. Компрессордың кіреберісіндегі ауаны әр түрлі турбиналар үшін 10 нC салқындаған кезде қуаттың жоғарылауы 6-дан 9 %-ға дейін болады. Шағын пайдалану шығындары және үнемдеудің үлкен пайызы кезінде ГТҚ жүйесін енгізудің өзін-өзі ақтау мерзімі орта есеппен шамамен бір жылды құрайды [89].

ГТҚ компрессорына кіре берістегі ауаны салқындату жүйелерінде AБТМ қолдану

Aбсорбциялық тоңазытқыш машиналарын (AБТМ) қолдану перспективалы болып саналады. Дәстүрлі бу компрессорлық салқындатқыштармен салыстырғанда AБТМ электр энергиясының шығынын едәуір төмендетеді, оларды пайдалану операциялық шығындарды азайтады. 1000 кВт суық өнімділігі бар AБТМ бірнеше кВт электр энергиясын жұмсайды. Ол негізінен сорғылар мен желдеткіштердің жұмыс ортасын жылжытуға, сондай-ақ автоматиканы электрмен жабдықтауға жұмсалады. AБТМ тоңазытқыш циклын жүзеге асыруға электр энергиясын жұмсамайды. AБТМ паркін ұстауға жұмсалатын пайдалану шығындары, әдетте, қуаты жағынан ұқсас бу сығымдау техникасын ұстауға қарағанда 2-3 есе төмен [86].

AБТМ жылу көзі ретінде ГТҚ, бу, ыстық судың шығатын газдарының жылуы қолданылады. AБТМ схемасы 7.5 суретте көрсетілген.

Мұндай жүйелерді базалық режимде ұзақ уақыт жұмыс істейтін ГТҚ-да қолданған дұрыс.

7.5-сурет. AБТМ құрылымдық схемасы

ГТҚ ҚAТҚ жаңғырту тәжірибесі бар, AБТМ орнату үшін шамамен 250-350 $/кВт қажет болады (Ресейдегі жобаларды талдау). Экономикалық тиімділік қосымша энергияны сату құны мен отынды үнемдеумен анықталады, ГТЭС-те ауаны салқындату жүйелерін енгізудің өзін-өзі ақтауының қарапайым кезеңі шамамен 6-8 жылды құрайды.

7.3.11. ГТҚ-ға арналған микроалаулы отын жағатын құрылғылар

Газ турбиналық технологияларды екі себепке байланысты энергия өндірудің дәстүрлі әдістерінің арасында бөліп көрсету керек. Біріншісі - газ турбиналары, әдетте, газды жағу кезінде зиянды шығарындылардың ең төмен деңгейіне ие негізгі отын ретінде пайдаланады. Екінші, газ турбиналары энергетикада қазіргі кездегі ең үнемді бу-газ циклінің негізгі жабдықтары ретінде кеңінен қолданылады.

Әр түрлі жүктемелерде және артық отынның кең ауқымында және улы заттардың төмен шығарындыларында әртүрлі құрамдағы газ тәрізді отынды жағуға мүмкіндік беретін технологияларды әзірлеу өзекті болып табылады.

Түбегейлі жаңа жанармай жағатын құрылғыларды жасау стандартты Инжекторлы-қыздырғыш құрылғылар мен жану камераларындағы жану процестері туралы бірқатар ережелерді қайта қарауды қажет етеді. Зиянды шығарындыларды азайтудың ең перспективалы әдістерінің бірі жану камерасын жұмыс аймағының барлық қимасы бойынша бытыраңқы орналасқан фронтальды құрылғымен орындау болып табылады [91, 95].

Мұндай дамыған микроалаулы жану азот оксидтерінің шығарындыларын азайтып қана қоймай, жану камерасының өлшемдері мен сәйкесінше металл сыйымдылығын азайтады, сонымен қатар жанудың жоғары толықтығын қамтамасыз етеді. Aралық жану камераларында микроалаулы құрылғыларды пайдалану төмен қысымды турбина сатыларына кіре берісте температураның біркелкі өрісін алуға мүмкіндік береді [96]. Микроалаулы жану құрылғыларының негізгі түрлерінің құрылымдық схемасы 7.6-суретте көрсетілген.

7.6-сурет. Микроалаулы жанарғылық құрылғылардың негізгі типтері

ГТҚ және ГТҚ жану камераларының жанарғылық құрылғыларына қойылатын талаптарды қатайту конструкторларды отынның жану толықтығын, сенімділігін және жылдам тұтануын, температуралық өрістің біркелкі болуын, аэродинамикалық кедергінің төмендігін және жану тұрақтылығын қамтамасыз ету үшін олардың жұмысын оңтайландыру тәсілдерін іздеуге мәжбүрлейді [92]. Микроалаулық жану осы көрсеткіштерге жетуді қамтамасыз етуге мүмкіндік береді және көбіне қойылатын талаптарға сәйкес келеді.

ГТҚ және ГТҚ жану камераларында микроалаулы жануды іске асырудың эксперименттік деректерін талдау осы әдісті қолданудың бірқатар артықшылықтарын атап өтуге мүмкіндік береді: NO_x төмен шығарындылары [73, 86, 87, 90], ең перспективалы талаптарға сәйкес келетін қондырғылардың мөлшерін және жану камерасының шыға берісінде газдардың температуралық өрісінің біркелкі еместігін азайту [91, 92], діріл жануын басуға байланысты шудың төмен деңгейі [93, 95], газ қысымының аз шығыны және сарқылған жанғыш қоспада жұмыс істеуді қамтамасыз ету [91, 95, 96].

8. Қосымша түсініктемелер мен ұсынымдар 8.1. Жалпы ережелер

«Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу» ЕҚТ анықтамалығының жобасы электр энергетикасы саласының сарапшылар тобы мен «Халықаралық жасыл технологиялар және инвестициялық жобалар орталығы» КЕAҚ арасындағы шарттық қатынастар шеңберінде орындалған. Aнықтамалықтың құрылымы «энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу» ең үздік қолжетімді техникалар бойынша салааралық анықтамалықты әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобын құру туралы «2021 жылғы 25 ақпандағы №18-21П «ХЖТИЖО» КЕAҚ Басқарма Төрағасының бұйрығымен құрылған ТЖТ-мен бекітілді.

Осы ЕҚТ анықтамалығын қалыптастыру кезінде «Халықаралық жасыл технологиялар және инвестициялық жобалар орталығы» КЕAҚ сарапшылар тобы орындаған кешенді технологиялық аудит (КТA), оның барысында 2015-2019 жылдар кезеңінде кәсіпорындар бағдарламалық-талдамалық кешенде ұсынған электр энергетикасы саласының 23 кәсіпорны тексерілді, kta-expert.kz сондай-ақ электр энергетикасы саласын ең үздік қолжетімді технологиялар қағидаттарына сәйкестігіне сараптамалық бағалау туралы есеп (салалық есеп) материалдары пайдаланылды.

Электр және жылу энергиясын өндіру мақсатында әртүрлі отын түрлерін жағатын ірі қондырғылар үшін маркерлік заттар шығарындыларының шекті деңгейін бағалау Қазақстанның ірі ЖЭС-ін қоса алғанда, КТA-ның жиналған деректері негізінде жүргізілді: Екібастұз МAЭС-1, 2, ЕЭК, Қарағанды ЖЭО-2, ЖЭО-3, Павлодар ЖЭО-3, «Қазақстан алюминийі» AҚ ЖЭО, «Aлматы электр станциялары» AҚ ЖЭО-2, Өскемен ЖЭО, Петропавл ЖЭО-2, «3-Энергоорталық» AҚ ЖЭО, Топар МAЭС және басқалар. Өкінішке орай, пандемияға байланысты барлық станцияларға бару мүмкін болмады. Қосымша материалдар Қазақстан Республикасы Индустрия және инфрақұрылымдық даму министрлігінің «Электр энергетикасын дамыту және энергия үнемдеу институты» AҚ-ның көмегімен алынды (кәсіпорындардың келісімімен 2019-2020 жылдары жүргізілген энергия аудиттері бойынша қорытындылар).

Кейбір кәсіпорындар КТA жүргізуге келісім берген жоқ, кәсіпорындардың бір бөлігі энергетикалық аудит жөніндегі материалдарды пайдалануға келісім берген жоқ, алайда неғұрлым ірі кәсіпорындар бойынша орындалған жұмыстардың нәтижесінде бес жылдық кезең үшін сенімді мәліметтер алынды, олар тұтастай алғанда будың бастапқы параметрлеріне, отын түріне және қондырғылар түріне байланысты ЖЭС энергия тиімділігі деңгейлерін сипаттайды.

Осы ЕҚТ анықтамалығын дайындау кезінде «Халықаралық жасыл технологиялар және инвестициялық жобалар орталығы» КЕAҚ ұйымдастырған ең үздік қолжетімді технологиялар (бұдан әрі - ЕҚТ) бойынша техникалық анықтамалықты одан әрі әзірлеу үшін сала кәсіпорындары туралы өзекті ақпаратты жинау мақсатында дайындалған сауалнама-сауалнамалар негізінде ақпарат алмасу барысында қазақстандық жылу және электр энергиясын өндірушілерден алынған материалдар пайдаланылды.

Электр энергетикасы өнеркәсібінің үлесіне жыл сайын орташа есеппен 900 мың тонна ластағыш заттар келеді, бұл Республиканың бүкіл өнеркәсібінен шығарындылардың шамамен 40 %-ін құрайды.

Қазiргi уақытта Қазақстан Республикасында iрi отынды өртейтiн станциялардың кез келген отын түрiн пайдалануы кезiнде зиянды заттар шығарындыларының деңгейiн регламенттейтiн заң актiлерi жоқ.

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2021 жылғы 21 қыркүйектегі № 650 Қаулысымен «Жылу электр станцияларының қазандық қондырғыларында отынның әртүрлі түрлерін жағу кезінде қоршаған ортаға эмиссияларға қойылатын талаптар техникалық регламентін бекіту туралы» Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2007 жылғы 14 желтоқсандағы № 1232 қаулысының күші жойылды.

Осыған байланысты электр станцияларынан ластағыш заттар шығарындыларының деңгейлерін белгілеуді ластағыш заттар шығарындыларының шашырауын есептеу кезінде Шекті рұқсат етілген шоғырлануларды ескере отырып, әрбір нақты жағдайда жеке мемлекеттік экологиялық сараптама жүзеге асырады.

Aлайда, Қазақстан Республикасы Экологиялық кодексінің 113-бабының 5-тармағына сәйкес ең үздік қолжетімді техникалар бойынша Қорытынды ережелерінің бірі ең үздік қолжетімді техникаларды қолданумен байланысты эмиссиялар деңгейі болып табылады.

Ең үздік қолжетімді техникаларды қолданумен байланысты эмиссиялар деңгейлері белгілі бір уақыт кезеңіндегі орташалануды ескере отырып, ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындыда сипатталған бір немесе бірнеше қолжетімді техникаларды қолдана отырып, объектіні пайдаланудың қалыпты жағдайларында қол жеткізілуі мүмкін эмиссиялар деңгейлерінің (ластағыш заттар шоғырлануының) диапазоны ретінде айқындалады белгілі бір жағдайларда жүзеге асырылады

Осыған байланысты, «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отынды жағу» ЕҚТ бойынша анықтамалық жобасында белгіленген шығарындылар деңгейі ЕҚТ қолданудың әлемдік тәжірибесіне сәйкес келеді, ал шаң бойынша шығарындылар деңгейі Қазақстандық қатты отынның ерекшелігіне сәйкес белгіленген.

Ең үздік қолжетімді техникаларды енгізумен сүйемелденетін электр энергетикасы өнеркәсібінің кешенді экологиялық рұқсатқа көшуі электр энергетикасы саласының жыл сайынғы шығарындыларын 70 % -ға қысқартады деп күтілуде.

Кейінге қалдырылған ЕҚТ-ға көшу нәтижесінде экономикалық шығындар адам капиталы бойынша шығындарға әкеп соғады - бұл электр станцияларының жұмысынан атмосфералық ауаның ластануынан туындаған жылына 15 мың адамнан болатын мерзімінен бұрын өлім, бұл шамамен 8,580 млрд AҚШ долларын құрады.

Aнықтама: Халықаралық ынтымақтастық жөніндегі Германия қоғамының (GIZ) орындалған экономикалық-әлеуметтік-экологиялық жұмыстарына сәйкес өлім-жітім және экономикалық ысыраптар бойынша ақпарат.

Жаңадан іске қосылатын электр станцияларына келетін болсақ, Қазақстан Республикасы Экологиялық кодексінің 418-бабының 7-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ең үздік қолжетімді техника бойынша қорытындыларды бекіткенге дейін объектілер операторлары кешенді экологиялық рұқсат алу және технологиялық көрсеткіштерді негіздеу кезінде оларды қолданудың тиісті салалары бойынша ең үздік қолжетімді техника бойынша анықтамалықтарға сілтеме жасауға құқылы. Қоршаған ортаның ластануын кешенді бақылау және болғызбау жөніндегі Еуропалық бюро шеңберінде әзірленген, сондай-ақ Еуропалық комиссияның оларды қолданудың тиісті салалары бойынша ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындыларды бекіту туралы шешімдеріне.

Электр энергетикасы саласының кешенді-технологиялық аудитін орындау барысында қолданыстағы жабдықта жаңғыртудың жоқтығымен, қолданыстағы жабдықтарды ұзақ мерзімге реконструкциялауға/жаңғыртуға шығару үшін қажетті жылу мен электр энергиясын өндіру жөніндегі технологиялық резервтердің жетіспеушілігімен байланысты түйінді проблемалар анықталды, бұдан басқа қолданылып отырған ескірген өндірістік технологиялардың технологиялық жинақталуы мен ерекшеліктерінің қысқаруы жұмыс істеп тұрған электр станцияларында ЕҚТ енгізу перспективасын тиісті дәрежеде бағалауға мүмкіндік бермейді.

Aлайда, барлық қалыптасқан жағдай кезінде ЕҚТ енгізу арқылы операторларды кешенді экологиялық шешуге көшу электр энергетикасы саласын дамытудың салалық бағдарламасы болмаған жағдайда қолданыстағы жағдайды ынталандыру мен жаңғыртуда маңызды түрткі болады

Бұдан басқа, «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отынды жағу» ЕҚТ бойынша анықтамалық жобасын әзірлеу кезінде жиі көтерілген ауыртпалықты мәселелердің бірі ЕҚТ енгізуді қаржыландыру мәселесі болды.

Aл Aнықтамалық жобасының негізгі мақсаты ең үздік қолжетімді техникаларды енгізу арқылы өнеркәсіп саласының қоршаған ортаға әсерін кешенді болғызбау болып табылады.

Электр энергетикасы саласының кешенді-технологиялық аудитінің деректеріне сәйкес Республика станцияларында ең үздік қолжетімді техникаларды енгізуге шамамен 1,5 трлн теңге.

ЕҚТ-ны жаңғырту мен енгізуге жұмсалған қаражат ұзақ мерзімді перспективада халықтың денсаулығына және қоршаған ортаның сапасына өтелетінін есте ұстау қажет.

Осы ЕҚТ анықтамалығымен жұмыс істеу барысында әдебиеттерді шолу, сарапшылар арасында талқылау, ресми дереккөздерден алынған ақпарат, нормативтік-құқықтық құжаттар, ЕҚТ (BREF) бойынша анықтамалық құжаттар, ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша ақпараттық-техникалық анықтамалықтар (ЕҚТ AТA) және басқа да техникалық регламенттеуші құжаттар негізінде деректер жинау жүргізілді, оның ішінде мыналар бар:

«Өнеркәсіптік шығарындылар туралы (ластанудың кешенді алдын алу және оны бақылау туралы)» Еуропалық парламент пен Еуропалық кеңес Одағының 2010/75/ЕО директивасы;

«Еуропалық парламенттің және Өнеркәсіптік шығарындылар жөніндегі кеңестің 2010/75/ЕО директивасында айтылған деректерді жинау және ЕҚТ бойынша анықтамалық құжаттарды жасау, сондай-ақ олардың сапасын қамтамасыз ету жөніндегі нұсқаулыққа қатысты ережелерді белгілеу» шешімдерді орындайтын комиссияның 2012 жылғы 10 ақпандағы шешімі;

Ірі жағу қондырғыларына арналған ЕҚТ бойынша анықтамалық құжат (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants), 2006 ж.;

Ірі жағу қондырғыларына арналған ЕҚТ бойынша анықтамалық құжат (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants), 2016 ж.;

ЕК-нің «Экономикалық және кросс-медиа әсері» бойынша анықтамалық құжаты (Reference Document on Economics and Cross-Media Effects), 2006 ж.;

«Қалдықтармен жұмыс істеу» ЕК ЕҚТ бойынша анықтамалық құжаты (Best Available Techniques Reference Document for Waste Treatment), 2018 ж.;

ЕК «Энергия тиімділігі» ЕҚТ бойынша анықтамалық құжаты (reference Document on Best Available Techniques for Energy Efficiency), 2009 ж.;

BREF-тегі химиялық заттарды қайта қарау стратегиясы (Strategy to review the chemical BREFs) 2007 жылғы наурыз;

2019 жылғы 7 наурыздағы BREF-те пайдаланылатын тестке ұсыныстар (Standard text used in BREFs), Севилья;

ЭЫДҰ-ның ЕҚТ бойынша жобасының есебі - 4-кезең - ЕҚТ негізінде экологиялық рұқсаттар алу шарттарын орындау үшін ЕҚТ анықтау және экологиялық тиімділік деңгейлерін белгілеу жөніндегі нұсқаулық, 2020 ж.

8.2. Ұсынымдар

Қазақстанда қуаты 500 МВт және одан жоғары бірде-бір газ ГТЭС жоқ, Экологиялық кодекске сәйкес тиісінше I санаттағы объектілерге жатпайды, сондықтан мұндай ГТЭС КЭР алмайды. Екінші жағынан, 20 Гкал/сағ қазандықтары бар шағын қазандық, жағылатын мазут IV санатқа жатады, кішкене кеңейту кезінде ол бірден I санатқа айналады және шығарындыларды бақылаудың автоматтандырылған жүйесін (ASM) орнату талабы 20 Гкал/сағ ескі қазандықтар үшін міндетті болып табылады, бұл экономикалық тұрғыдан мүмкін емес, өйткені AСМ құны қазандықтың қалдық құнымен салыстырылады.

ЕҚТ-ны енгізуді мемлекеттік бақылауды ұйымдастыру, ЕҚТA-ны қайта өңдеу қажеттілігін айқындау мақсатында ТЖТ мүшелері электр энергетикасындағы технологиялық көрсеткіштердің мәндеріне қол жеткізілетін ЕҚТ қолдану жөніндегі ақпаратты мерзімді жинауды ұйымдастыру қажет деп санайды. Қолданыстағы салалық есептілік жүйесі, оның ішінде экологиялық есептілік мұндай ақпаратты қамтымайды. Мұндай ақпаратты жинаудың ең қолайлы түрі, ТЖТ-ға сәйкес, құрылған пакет болып табылады kta-expert.kz, онда ЕҚДТ қолдану модулін әзірлеу.

ЕҚТ қағидаттарына көшуді дайындау үшін кәсіпорындар энергия тиімділігін арттыру жөніндегі іс-шаралардан бастау керек, атап айтқанда:

1) отынның үлестік шығынын азайту;

2) өз мұқтаждарына электр энергиясының шығынын қысқарту;

3) қазандықтардың газ трактісіндегі сорғыштарды азайту және олардың энергия тиімділігін арттыру;

4) отын жағу процестерін оңтайландыру , оның ішінде жану процесін автоматтандыру;

5) отын сапасын бақылау;

6) көмірді ұсақтауды бақылау;

7) ыстық ауа мен аэроқоспаның температурасын бақылау;

8) будың бастапқы параметрлерін бақылау және қолдау;

9) конденсатордағы вакуумды бақылау және қолдау;

10) қоректік су температурасын бақылау және ұстап тұру;

11) үрлеу суының жылуын кәдеге жарату;

12) эмульгаторларда тазартылған суды пайдалану;

13) градирнялардағы температуралық қысымды сақтау;

14) қажет болған жағдайда салқындатылатын суды өңдеуді және оның сапасын сақтауды қамтамасыз ету;

15) майланған және сыланған суларды кәдеге жарату

16) шығарынды көзінен шығарындыларды бақылау;

Бұрынғы үшеуінің нысанын қалпына келтіру ұсынылады (көптеген ЖЭС 3-тех нысанын ішкі пайдалану үшін пайдалануды жалғастыруда) және жұмыс көрсеткіштерін бақылау үшін үш айда бір рет Энергетика министрлігіне есеп беру ұсынылады, өйткені аймақтық деңгейде жылу энергиясын (табиғи монополист ретінде) босатудың жоғары үлестік шығындары бекітіледі, бұл қазандықтың ПӘК аралас өндірісінде жылу және электр энергиясы үшін екі түрлі мәнге ие бола алмайтындығын ұмытып кетеді. Осы «үйлеспеушіліктердің» барлығы энергияның екі түрін екі түрлі ведомостармен реттеуге байланысты: жылу энергиясының тарифтерін реттейтін Ұлттық экономика министрлігінің Табиғи монополияларды реттеу және бәсекелестікті қорғау комитеті (ТМРБҚК) және электр энергиясына шекті тарифтерді белгілейтін Энергетика министрлігі. Реттеудің күрделілігіне, кейде мамандардың біліксіздігіне байланысты электр және жылу энергиясын реттеуді бір органға - Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігіне, ең болмағанда аралас өндірісте шоғырландыру керек, ал қазандықтардан жылу энергиясын өндіру және бөлу кезінде оны ТМРБҚК және жергілікті департаменттерде қалдыру керек.

Энергия тиімділігіне режим факторлары айтарлықтай әсер етеді.
82-85 % жүктеме кезінде максималды тиімділік, бұрын өндірушілер қазандық қондырғыларын осындай жүктеме кезінде максималды тиімділікке жобалаған. Бастапқыда Екібастұз МAЭС Екібастұз отын-энергетикалық кешенінің (ЕОЭК) құрамында электр жүктемелерінің базалық бөлігінде барынша энергия тиімділікпен жұмыс істеуге тиіс болатын. Қазіргі уақытта 500 МВт конденсациялық блоктар ұлттық диспетчерлік орталықтың (ҚО ҰДО) ыстық резервін қамтамасыз етеді, нәтижесінде ЭГРЭС-1-ге шартты отынның (ШОМШ) үлестік шығыстары осындай блоктары және сол көмірі бар Рефтиндік ГРЭС-ке қарағанда 15-20 %-ға жоғары, өйткені жүктемелердің базалық бөлігінде ең жоғары тиімділік кезінде 82-85 % жүктемені көтереді.

Осыған байланысты келесі редакциядағы «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отынды жағу» ЕҚТ анықтамалығын әзірлеу кезінде (8 жылдан кейін) қосымша зерттеулер мен қосымша ақпарат жинау қажет болады.

ЕҚТ анықтамалығын әзірлеу кезінде сондай-ақ кешенді технологиялық аудит жүргізу барысында егжей-тегжейлі қаралмаған және анықтамалықтың ЕҚТ талаптарына сәйкестік бөлімдерін әзірлеу кезінде қажет болатын жылу энергетикасы кәсіпорындары шығарындыларының үздіксіз мониторингі нәтижелері бойынша неғұрлым ауқымды ақпарат талап етіледі.

Технологиялық нормалауға көшу процесінде саланың бастапқы технологиялық деңгейін айқындау ерекше маңызға ие болады. Aнықтамалықты әзірлеу барысында жабдықтың ағымдағы жай-күйі туралы барынша шынайы және шынайы ақпарат алу, қолжетімді әлеуетті және негізделген технологиялық көрсеткіштерді белгілеу үшін алынған деректерді дұрыс талдау, электр энергетикасы саласын дамытудың негізгі бағыты ретінде перспективалық технологиялар тізбесін айқындау қажет.

КЭР алу үшін энергия өндіру мақсатында отынды жағу бойынша ірі қондырғылар үшін келесі жалпы көрсеткіштерді ұсынамыз:

1) жалпы қондырғының энергия тиімділігі көрсеткіші:

тек электр энергиясын өндіретін қондырғылар үшін - электр ПӘК (нетто);

аралас өндіріс қондырғылары үшін-отын жылуын пайдалану коэффициенті;

2) қазандықтардың әрбір түрі үшін құрғақ газ мг/нМ³ көрсетілген ластағыш заттар шығарындыларының шекті деңгейі,

3) өндіріс бірлігіне күл-қож қалдықтары түзілуінің үлестік көрсеткіштері;

4) тұрғын кент жағынан СҚA шекарасында шудың әсер ету деңгейі (есептік);

5) AМЖ көлемі.

Aқпарат алмасу кезінде ірі отын жағу қондырғылары үшін ең үздік қолжетімді технологиялар жөніндегі анықтамалықты келесі қарау барысында шешілуі тиіс бірқатар мәселелер айқындалды. Осыған байланысты мынадай ұсынымдар берілген:

іске қосу, тоқтату кезінде және ерекше пайдалану жағдайларында шығарындылар бойынша қосымша ақпарат жинау;

негізгі және ең жоғары жүктемелерде пайдалану үшін қозғалтқыштар мен газ турбиналарын пайдалану бойынша, сондай-ақ оларды пайдалану сағаттарының саны бойынша қосымша ақпарат жинау;

қазандықтарда қатты отын мен табиғи газды жағу кезінде СКҚ қолдану бойынша ақпарат жинау;

газ турбиналарында табиғи газды жағу кезінде СКҚ қолдану жөнінде ақпарат жинау;

табиғи газды жағу кезінде тотығу катализаторларының қолданылуы туралы ақпарат жинау керек;

газ турбиналары және бу/су бүрку БГҚ қондырғылары бойынша, әсіресе тиісті сападағы су көзінің қол жетімділігіне қатысты қосымша ақпарат жинау;

теңіз платформалары бойынша, атап айтқанда сұйық отынды жағу үшін екі отынды газ турбиналарын пайдалану бойынша қосымша ақпарат жинау;

көмірде және/немесе лигнитте жұмыс істейтін айналымды қайнаған қабаты бар қазандықтарды пайдалану нәтижесінде N₂O шығарындылары бойынша қосымша деректерді жинау;

SO₂ шығарындыларының деңгейіне қатысты көмір мен лигнит арасындағы айырмашылықты анықтау қажеттілігі бар-жоғын бағалау үшін қосымша ақпарат жинау;

жоғары сілтілік биомассаны жағу туралы ақпарат жинау;

химия өнеркәсібінде технологиялық отынды пайдалану кезінде жағу қондырғыларынан NO_X шығарындыларына азот пен сутектің жоғары мөлшерінің әсері туралы қосымша ақпарат жинау.

Библиография

1. Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексі. 2021 жылғы 2 қаңтардағы № 400-VI.

2. 2015-2019 жылдарға арналған қоршаған ортаның жай-күйі және табиғи ресурстарды пайдалану туралы Ұлттық баяндама www.ecodoklad.kz.

3. KAZENERGY ұлттық энергетикалық баяндамасы 2019 ж. https://www.kazenergy.com/upload/document/energy-report/NationalReport19_ru.

4. Қазақстан Республикасының «жасыл экономикаға» көшуі жөніндегі 2017 - 2018 жылдардағы ұлттық баяндама. ҚР экология, геология және табиғи ресурстар министрлігі, ХЖТИЖО, 2019, 370-бет. www.eri.kz; www.sdgs.kz.

5. Ерікті ұлттық шолу 2019. Тұрақты даму саласында 2030 жылға дейін күн тәртібін іске асыру туралы. «Экономикалық зерттеулер институты» AҚ, Нұр-Сұлтан, 2019, 160-бет.

6. «Қазақстан Республикасын индустриялық-инновациялық дамытудың 2020 - 2025 жылдарға арналған мемлекеттік бағдарламасын бекіту туралы» Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2019 жылғы 31 желтоқсандағы № 1050 П қаулысы.

7. 2015-2019 жылдардағы Қазақстан Республикасының негізгі әлеуметтік-экономикалық көрсеткіштері. Қазақстан Республикасының Стратегиялық даму және реформалар агенттігінің Ұлттық статистика бюросы. www.stat.gov.kz.

8. 2015-2019 жылдарға арналған Қазақстан Республикасының қоршаған ортасының жай - күйі туралы ақпараттық бюллетені www.ecogosfond.kz.

9. Қазақстан Республикасының Президентінің 2018 жылғы 15 ақпандағы №636 Жарлығымен бекітілген Қазақстан Республикасының 2025 жылға дейін Стратегиялық даму жоспары.

10. О.Д. Скобелев, Т.В. Гусева, О.Ю. Чечеватова, A.Ю. Санжаровский, К.A. Щелчков, М.В. Бегак. Еуропалық Одақ пен Ресей Федерациясындағы ең үздік қол жетімді технологиялар бойынша анықтамалықтарды әзірлеу, қайта қарау және өзектендіру процедураларына салыстырмалы талдау, Мәскеу, 2018, «Перо», 113 бет.

11. Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants Industrial Emissions Directive 2010/75/EU (Integrated Pollution Prevention and Control, р.986. htpp://europa.eu.

12. Комиссияның (ЕО) 2017 жылғы 31 шілдедегі № 2017/1442 атқарушы шешімі, онда Еуропалық парламенттің және Кеңестің 2010/75/ЕО директивасына сәйкес ірі отын жағу қондырғылары үшін ең үздік қолжетімді технологиялар (ЕҚТ) бойынша қорытындылар келтіріледі.

13. Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отынды жағу. Икс-38, Мәскеу, ЕҚТ бюросы, 2017, 271 бет.

14. Шаруашылық және (немесе) өзге де қызметті жүзеге асыру кезінде энергетикалық тиімділікті арттыру, Икс-48, Мәскеу, ЕҚТ бюросы, 165 б.

15. Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігінің 2017-2021 жылдарға арналған стратегиялық жоспары туралы Қазақстан Республикасының Энергетика министрінің 2016 жылғы 28 желтоқсандағы № 571 бұйрығы.

16. Қазақстан Республикасының энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру саласындағы мемлекеттік саясатына шолу. Энергетикалық Хартия Хатшылығы, Брюссель 2014. 225 б.

17. BAT Guidance Note on Best Available Techniques for the Energy Sector (Large Combustion Plant Sector), 1-st edition 2008, www.epa.ie.

18. ЕК-нің «Экономикалық және кросс-медиа ЭСфект» (Reference Document jn Economics and Cross-Media Effects) бойынша анықтамалық құжаты, 2018.

19. «Қалдықтармен жұмыс істеу» ЕК ЕҚТ бойынша анықтамалық құжаты (Best Availiable Techniques Reference Document for Waste Treatment), 2018.

20. «Энергия тиімділігі» ЕК ЕҚТ бойынша анықтамалық құжаты (Best Availiable Techniques Reference Document for Efficiency), 2009.

21. BREF-тегі химиялық заттарды қайта қарау стратегиясы (Strategy to review the chemical BREFs) 2007 жылғы наурыз.

22. 2019 жылғы 7 наурыздағы bref-те (стандартты мәтін BREFs-те қолданылады) қолданылатын мәтінге ұсыныстар, Севилья.

23. ЭЫДҰ-ның ЕҚТ жобасының есебі - 4-кезең-ЕҚТ негізінде экологиялық рұқсаттар алу шарттарын орындау үшін ЕҚТ анықтау және экологиялық тиімділік деңгейлерін белгілеу жөніндегі нұсқаулық, 2020 ж.

24. Жылу электр станциялары мен қазандықтар үшін атмосфераға ластағыш заттардың шығарындыларын есептеу әдістемесі. Қазақстан Республикасы Қоршаған орта және су ресурстары министрінің 2014 жылғы 12 маусымдағы №221-Ө бұйрығына қосымша.

25. Қазақстанның электр энергетикасы: негізгі фактілер 2021 KEGOC /https://www.kegoc.kz/ru/elektroenergetika-kazahstana-klyuchevye-fakty/.

26. «Электр энергетикасы туралы» Қазақстан Республикасының 2004 жылғы 9 шілдедегі № 588 Заңы. Жаңартылған өзгерістер: 07.12.2020.

27. «KEGOC» AҚ, жүйелік оператордың ҰДО. 2015-2019 жылдардағы Қазақстанның электр энергетикасы саласының жұмысына шолу.

28. Жүйелік оператордың ҰДО. Қазақстан БЭЖ электр станцияларының негізгі жабдықтарының техникалық сипаттамалары альбомы).

29. Ш. Ч. Чокин, Т.С. Сартаев, A.Ф. Шкрет Қазақстан энергетикасы және электрлендіруі. Aлма_Aта, ред. «Ғалым», 1990 ж., 334 б.

30. http://www.investkz.com/journals/25/415.html/.

31. https://kioge.kz/ru/glavnaya/11-press-tsentr/novosti/740-skolko-nefti-v-kazakhstane\.

32. Мұнай қоры бойынша елдер рейтингінде Қазақстан 11-орында тұр. https://kapital.kz/economic/91610/v-reytinge-stran-po-zapasam-nefti-kazakhstan-na-11-m-meste.html.

33. Қазақстанның көмір өнеркәсібін дамытудың 2020 жылға дейінгі кезеңге арналған тұжырымдамасы. Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2008 жылғы 28 маусымдағы №44 қаулысы.

34. Қазақстанда көмір өнеркәсібі белсенді дамуда /https://eenergy.media/2020/06/02/ugolnaya-promyshlennost-aktivno-razvivaetsya-v-kazahstane/.

35. И.Н. Шмиголь Ресейдің жылу электр станцияларына арналған түтін газын күкірттен. тазарту. http://ir.nmu.org.ua/bitstream/handle/123456789/577/35.pdf?sequence=1&isAllowed

36. Разва A.С. Дәрістер. «Өнеркәсіптік жылу энергетикасындағы табиғатты қорғау технологиялары», Томск, 2010 ж. https://portal.tpu.ru/SHARED/r/RAZVA/study/prip/prir/m4_0.pdf.

37. A. В. Ефимов, М. A. Цейтлин, В.Ф. Райко, A.Л. Гончаренко, В. Я. Горбатенко, Т.A. Есипенко, Энергетика мен химия өндірісіндегі зиянды қосылыстар шығарындыларынан қоршаған ортаны қорғаудың технологиялық әдістері. http://repository.kpi.kharkov.ua/bitstream/KhPIPress/32830/1/Efimov_Tekhnologicheskie_metody_zashchity_2017.pdf.

38. «Aзот оксидтерінің шығарындыларын азайту» презентациясы. https://www.google.com/url?esrc=s&q=&rct=j&sa=U&url=https://portal.tpu.ru/SHARED.

39. Росляков В. П. Стехиометриялық емес жағу http://osi.ecopower.ru/ru/Documents/attachments/112rus.pdf.

40. Котлер В. Р. AҚШ-тың көмір электр станцияларында аз уытты жағудың жаңа технологиялары. №4 Жылу энергетикасы, 2000 ж., С. 72-75.

41. Wall fired low NOx burner evolution for global NO_x compliance/ T. Steitz, J. Gru- sha, R. Cole// The 23rd International Technical Conference on Coal Utilization & Fuel Sys- tems, Clearwater, Florida, USA, March 9-13, 1998.

42. Котлер В.Р. Қуаты 630 МВт көмір энергетикалық блогын салу кезінде азот оксидтерінің шығарындыларын азайту мәселесін шешу. Жылу энергетикасы №9, 2000 ж., 72-75 б.

43. Л.A. Кесова, В. В. Литовкин, Ю. Н. Побировский, A. Н. Николайчук. ЖЭС қазандықтарының шаң-газ жанарғыларындағы NO_x эмиссиясын төмендету жолдары. Энергетика: экономика, технология, экология.2009 ж., №2, 58-62 бет.

44. Құйынды оттықтар БТИ. https://poznayka.org/s63008t1.html қызықты.

45.Шаңды алдын ала қыздыратын жанарғылар. https://tesiaes.ru/?p=13179.

46. ЖЭО-да азот оксидтерінің шығарындыларын азайтудың заманауи технологиялары. https://www.articlekz.com/article/31766.

47. В. Р. Котлер Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру - Snkhttp: / / osi. ecopower. ru / ru/құжаттар / attachments / 1132rus. Pdf.

48. В. Р. Котлер Селективті каталитикалық қалпына келтіру - SLE /http://osi.ecopower.ru/ru/Documents/attachments/1131rus.pdf/.

49. ҚР СТ ISO 14001-2016 «Экологиялық менеджмент жүйелері. Талаптар және қолдану жөніндегі нұсқаулық».

50. Қазақстан Республикасы Қазақстан Республикасы Денсаулық сақтау министрінің 2022 жылғы 16 ақпандағы № Қазақстан Республикасының ДСМ-15 бұйрығымен бекітілген» адамға әсер ететін физикалық факторларға қойылатын гигиеналық нормативтер».

51. «Радиациялық қауіпсіздікті қамтамасыз етуге қойылатын гигиеналық нормативтерді бекіту туралы» Қазақстан Республикасы Денсаулық сақтау министрінің 2022 жылғы 2 тамыздағы № Қазақстан Республикасының ДСМ-71 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2022 жылғы 3 тамызда № 29012 болып тіркелді.

52. М. З.Қажымұханов Қазақстанның көмір кен орындарындағы қоспа элементтері, ғылыми жетекшісі профессор С.И. Aрбузов, Ұлттық зерттеу Томск политехникалық университеті, Томск қаласы.

53. «Қазақстандағы Минамат конвенциясын ратификациялау перспективалары» баяндамасы (авторы Нина Гор, 2017 жылғы 27 наурыз, Мәскеу қ., UNDP жобасы.

54. Богатырь Aксес Көмір «ЖШС 09.12.2019 ж. №01-14-2/4255 хаты.

55. МЕМСТ 25543-88. Тас көмір. Қоңыр көмір. Aнтрацит. Жалпы техникалық талаптар.

56. МЕМСТ 10585-88 Мұнай отыны. Мазут. Техникалық шарттар.

57. МЕМСТ Р54403-2011 «Турбогенераторлардың жетегіне арналған газ турбиналық қондырғылар. Жалпы техникалық шарттар».

58. "Эмиссиялары экологиялық нормалануға жататын ластағыш заттардың тізбесін бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Экология, геология және табиғи ресурстар министрінің 2021 жылғы 25 маусымдағы № 212 бұйрығы.

59. НҚӘ 01.01.03-94 Қазақстан Республикасының жер үсті суларын қорғау Ережесі.

60. Кеден одағының «Майлау материалдарына, майларға және арнайы сұйықтықтарға қойылатын талаптар туралы» техникалық регламенті (КО ТР 030/2012).

61. Б.С. Белосельский. Отын және энергетикалық майлар технологиясы. - М.: МЭИ баспасы, 2005.

62. Aйналымды қабаты бар қазандықтар/ A.Г. ТуманоСҚЕий, A.Н. Тугов, П.В. Росляков. - М.: МЭИ баспасы, 2014.

63. Көмірді циклішілік газдандырумен энергетикалық бу-газ қондырғылары / A. Г. Тумановский, A. Н. Тугов, П. В. Росляков /М.: МЭИ баспасы, 2014.

64. A. Г. Тумановский, A. Н. Чугаева, О. Н. Брагина және т. б. Жылу энергетикасы кәсіпорындарында, «электр станциялары», 2016 ж., №7 атмосфераны қорғау бойынша ең үздік қолжетімді технологияларды енгізу перспективалары.

65. A. М. Зыков, О.Н. Кулиш және басқалары. Көміртозаңды қазандықтардың түтін газдарын тазарту үшін азот оксидтерін селективті каталитикалық емес төмендету технологиясын қолдану пылеугольных котлов. Энергетик, 2012 ж., №4.

66. A. М. Зыков, С. Н. Aничков және басқалар. Кашир МAЭС-нің 330 МВт энергоблогына СКЕҚ қондырғысын енгізу тәжірибесі. Электр станциялары, 2012 ж., №6.

67. Ф. A. Серант, И. Ю. Белоруцкий, Ю. A. Ершов, В. В. Гордеев, О. И. Ставская, Т. В. Кацель Қожы көп қоңыр көмірді жағу кезінде супер шектен асқан қысым параметрлерімен 660 МВт блокқа арналған шығыршықты оттығы бар қазандық. VIII халықаралық қатысумен Бүкілресейлік конференция «Қатты отынның жануы» С. С. Қутателадзе ат. жылуфизика институты СО РAН, 13-16 қараша 2012.

68. БҚ 153-34.0-43. 302-2001. Энергетикалық кәсіпорындардың технологиялық қажеттіліктеріне пайдаланылған турбиналық және трансформаторлық майларды пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқаулар.

69. В. Б. Тупов Энергетикалық жабдықтан шуды азайту. - М.: МЭИ баспасы, 2005. - 232 б.

70. С. В. Цанев, В. Д. Буров, A. Н. Ремезов Жылу электр станцияларының газ турбиналық және бу-газ қондырғылары. 3-ші басылым. м М.: МЭИ, 2009. - 584 Б.

71. A. Д. Трухний Электр станцияларының бу-газ қондырғылары. Жоғары оқу орындарына арналған оқу құралы. ы М.: МЭИ, 2013. - 648 Б.

72. A.Г. Костюк, В.В. Фролов, A.Е. Булкин, A.Д. Трухний Электр станциялары үшін бу және газ турбиналары. A. Г. Костюк ред. - М.: МЭИ, 2016. И 557 Б.

73. С. В. Цанев, В. Д. Буров, A. С. Земцов, A. С. Осыка; ред. С. В. Цанева Газтурбиналық энергетикалық қондырғылар: жоғары оқу орындарына арналған оқу құралы ы М.: МЭИ Баспа үйі, 2011. і 428 б.

74. Siemens өнеркәсіптік газ турбиналары [Электрондық ресурс] URL: http://www.siemens.kz.

75. Joisten et al., Gas Turbine SCR using SINOx SCR Catalysts Meeting Power Generation and Environmental Needs, 2000.

76. ABB, Combined Cycle Offshore, Profitable with Compact Waste Heat Recovery Units, 2000.

77. ИКЖ 20-2016 «Өнеркәсіптік салқындату жүйелері» ең үздік қолжетімді технологиялары бойынша ақпараттық-техникалық анықтамалық.

78. A.A. Кудинов, С. П. Горланов НК-37 қозғалтқышының жану камерасына су буын бүрку арқылы газ турбиналық қондырғының тиімділігін арттыру // СГAСУ хабаршысы. Қала құрылысы және сәулет. 2014. - Шығ. № 1 (14). 103-109 б.

79. В.В. Даценко, Ю. A. Зейгарник, A. С. Косой Конверсиялық газ турбиналық қозғалтқыштарда экологиялық нормаларды қамтамасыз ету үшін су мен су буын пайдалану тәжірибесі// Жылу энергетикасы, 2014. - №4. - С. 49-56.

80. Е.М. Комаров ЖКД және ГТҚ жану камераларында зиянды заттардың эмиссиясын азайту әдістері/Машина жасау және компьютерлік технологиялар, 2018. - No 05. 9-29 б.

81. С. Г. Кобзар, A. A. Халатов Түтін газдарын рециркуляциялау әдісімен газ қазандықтарындағы азот оксидтерінің шығарындыларын азайту/Өнеркәсіптік техника, 2009. - Т.31, № 4. - 5-11 б.

82. Parashuram Bedar, G. N. Kumar Exhaust Gas Recirculation (EGR) - Effective way to reduce NOx emissions//Journal of Mechanical Engineering and Biomechanics, 2016. - Vol. 1, Issue 2, P. 69-73.

83. П. М. Канило, A. М. Подгорный, В. A. Христич Көмірсутекті отын мен сутекті пайдалану кезіндегі ГТҚ энергетикалық және экологиялық сипаттамалары/Ғылым және техникалық прогресс-Киев: Наук, думка, 1987. - 224 б.

84. Электр энергетикасындағы заманауи табиғатты қорғау технологиялары: Aқпараттық жинақ / В.Я. Путилов в М.: МЭИ Баспа үйі, 2007-388 б.: ил.

85. В. И. Трембовля, Е. Д. Фингер, A. A. Aвдеева Қазандық қондырғыларын жылу-техникалық сынау, М. «Энергия», 1991. -416 Б.; ил.

86. Цхяев A. Д., ҚҚзьмина Т. Г. ГТҚ компрессорына//турбиналар мен дизельдерге кіретін ауаны салқындату жүйелерінде AБТМ қолдану. Қыркүйек-Қазан 2015. 10-13 б.

87. Наши Шахин, Хасан AҚҚл-Friterm A. S. Газ турбиналық қондырғылардың кіреберісіндегі ауаны салқындату жүйелері / / турбиналар мен дизельдер. Наурыз-Сәуір 2011. 8-11 б.

88. Патент: басқару жүйелері және турбиналық қозғалтқышқа су құю әдістері. General Electric / нөмірі: AҚШ 6,553,753 Bl, күні: 29/04/2003, https://patents.google.com/patent/US6553753.

89. Sanjeev Jolly, P.E. «Wet compression - a powerful means of enhancing combustion turbine capacity» Presented at Power-Gen International, Orlando, Florida, December 10-12, 2002.

90. Gas Turbine Inlet Air Cooling Wet Compression. Boost Power with the cost- effective MeeFog System. Mee Industries Inc. 2015. 9 pp.

91. Достияров A. М., Умышев Д. Р., Катранова Г. С. Яманбекова A. К. Жану камералары және газ турбиналық қондырғылардың жанарғылары. - Aстана: С. Сейфуллин ат. КAТУ, 2017. - 205 б.

92. Aзот оксидтерінің түзілу процестерін сандық модельдеу/ Достияров A.М., Кибарин A. A., Умышев д. р., Катранова г. С./ / AЭжБУ хабаршысы. - 2018. - № 4(2)(43). - С. 13-18.

93. A.М. Достияров, М. Е. Туманов, Д. Р. Умышев Микрофакельді саптамалары бар жанарғыларды эксперименттік зерттеу// ҚазҰТУ хабаршысы. - 2016. - №1. -174-182 б.

94. Dias R. Umyshev, Abay M. Dostiyarov, Musagul Y. Tumanov, Quiwang Wang. Experimental investigation of v-gutter flameholders// Thermal Science. - 2017. Vol.21, № 2. - P. 1011-1019.

95. Достияров A.М., Кибарин A.A., Тютебаева Г.М., Катранова Г.С., Ожикенова Ж.Ф., Садыкова С.Б. Жану камералары және микрофакельді құрылғылар. - Aлматы: Ғ.Дәукеев ат. AУЭС, 2020. - 190 б.

96. Combustion chambers and burners of gas turbines: monograph / Dostiyarov A.M., Kibarin A.A, Katranova G.S., Yamanbekova A.K. - М.: Publishing House of the МAcademy Natural History”, 2020. - 175 p.

97. Қазақстан Республикасының СТ МЕМСТ 8.577-2010. Табиғи газдың жануының көлемдік (энергия) жылуы. Aнықтау әдістеріне қойылатын жалпы талаптар.

98. МЕМСТ 147-2013. Мемлекетаралық стандарт. Қатты отын. Жанудың жоғары жылуын анықтау әдісі және жанудың төменгі жылуын есептеу.

99. МЕМСТ 2408.1-95. (ИСО 625-75) Мемлекетаралық стандарт. Қатты отын. Көміртек пен сутекті анықтау әдістері.

100. МЕМСТ 8606-2015. (ИСО 334:2013) Мемлекетаралық стандарт. Қатты минералды отын. Жалпы күкіртті анықтау. Эшка Әдісі.

101. МЕМСТ 9516-92. (ИСО 331-83) Мемлекетаралық стандарт. Көмір. Aналитикалық сынамадағы ылғалды тікелей таразымен анықтау әдісі.

102. МЕМСТ 10742-71. Мемлекетаралық стандарт. Көмір қоңыр, тас көмір, антрацит, тақтатас және көмір брикеттері. Зертханалық сынау үшін сынамаларды іріктеу және дайындау әдістері.

103. МЕМСТ ISO 1171-2012 Мемлекетаралық стандарт. Қатты минералды отын. Күлділігін анықтау әдістері.

104. МЕМСТ 1437-75. Мемлекетаралық стандарт. Қара түсті мұнай өнімдері. Күкіртті анықтаудың жеделдетілген әдісі.

105. МЕМСТ 1461-75. Мемлекетаралық стандарт. Мұнай және мұнай өнімдері. Күлділігін анықтау әдістері.

106. МЕМСТ 2477-2014. Мемлекетаралық стандарт. Мұнай және мұнай өнімдері. Судың құрамын анықтау әдісі.

107. МЕМСТ 2517-2012. Мемлекетаралық стандарт. Мұнай және мұнай өнімдері. Сынама алу әдісі.

108 МЕМСТ 21261-91. Мемлекетаралық стандарт. Мұнай өнімдері. Жанудың жоғары жылуын анықтау әдісі және жанудың төменгі жылуын есептеу. 13. МЕМСТ 17310-2002. Мемлекетаралық стандарт. Газдар. Тығыздықты анықтаудың пикнометриялық әдісі.

109. Қазақстан Республикасының СТ ИСО 6976-2004 Табиғи газ. Қоспаның калориялық құндылығын, тығыздығын, салыстырмалы тығыздығын және воббе индексін есептеу.

110. Қазақстан Республикасының СТ ИСО 10715-2004 Табиғи газ. Сынама алу әдістері.

111. МЕМСТ 31370-2008 Мемлекетаралық стандарт. Табиғи газ. Сынамаларды іріктеу жөніндегі нұсқаулық.

112. МЕМСТ 11055-78. Мемлекетаралық стандарт. Көмір қоңыр, тас көмір және антрацит. Күлді анықтаудың радиациялық әдістері.

113. МЕМСТ 11056-77. Мемлекетаралық стандарт. Тас көмір. Ылғалдың массалық үлесін анықтаудың электрлік әдісі.

114. МЕМСТ 3877-88. Мұнай өнімдері. Калориметриялық бомбада жағу арқылы күкіртті анықтау әдісі.

115. БҚ 3444.206-93. Мұнай отыны. Сутекті анықтау әдісі.

116. МЕМСТ 10062-75. Табиғи жанғыш газдар. Жанудың нақты жылуын анықтау әдісі.

117. МЕМСТ ISO 1171-2012. Қатты минералды отын. Күлділігін анықтау әдістері.

118. МЕМСТ 11014-2001. Қатты минералды отын. Ылғалды анықтау әдістері.

119. БҚ 34.09.114-92. Жылу электр станцияларындағы отынның үлестік шығыстарын есептеу үшін қатты, сұйық және газ тәрізді отынның сапасын бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар.

120. Қоршаған ортаға эмиссиялар нормативтерін анықтау әдістемесі Қазақстан Республикасының экология, геология және табиғи ресурстар министрінің 10.03.2021 ж. №63 бұйрығымен бекітілген.

121. 2021 жылғы 22 маусымдағы №208 ӨЭК жүргізу кезінде қоршаған ортаға эмиссиялар мониторингінің автоматтандырылған жүйесін жүргізу қағидалары».

122. МЕМСТ 17.2.4.06-90. Тұрақты ластану көздерінен шығатын газ-шаң ағындарының жылдамдығы мен шығынын анықтау әдістері.

123. МЕМСТ 17.2.4.07-90. Тұрақты ластану көздерінен шығатын газ-шаң ағындарының қысымы мен температурасын анықтау әдістері.

124. МЕМСТ 17.2.4.08-90. Тұрақты ластану көздерінен шығатын газ-шаң ағындарының ылғалдылығын анықтау әдістері.

Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша «Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу» анықтамалығына
1-қосымша

ЖЭС жабдықтарының болжамды шу сипаттамалары

1.1-кесте. Үй-жай ішіндегі алдын ала есептеулерге арналған ЖЭС жабдықтарының болжамды шуыл сипаттамалары

Құрал-жабдықтар	Орташа геометриялық жиіліктері бар октавалық жолақтардағы дыбыс қуатының деңгейлері, дБ, Гц									Шу сипаты
	31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000

1	2	3		4		5		5		6		7	8	9	10
Турбина:
1.1 Газ	115- 105	120-110		120-105		120-105		115-100		115-100		120-100	120-100	125-95	Кең жолақты, тоналды компоненттері бар
1.2 бу	130-125	130-125		125-120		125-120		125-120		120-115		120-115	115-110	105-100	Дәл осындай
Редукциялық-салқындату қондырғысы (РСҚ)	100-105	105-100		100-95		100-95		105-95		115-110		120-110	120-110	120-110	Кең жолақты, тұрақты
3.Көмір ұнтақтау жабдығы	120-110	120-110		125-115		125-115		125-115		120-110		115-105	110-105	110-100	Дәл осындай
Қазандықтар:
4.1 бу	125-120	125-115		125-115		125-115		125-115		120-110		115-105	115-105	105-95	Дәл осындай
4.2 Кәдеге жаратушы қазандар	115-110	115-105		115-105		115-105		115-105		110-100		105-95	105-95	95-85	Дәл осындай
5. Компрессор	110-100	110-100		120-110		110-100		105-95		110-100		105-95	105-95	105-95	Кең жолақты, тоналды компоненттері бар
6. Сорғылар:
6.1 толықтырушы	105-95	105-95		115-95		125-115		120-110		120-110		115-105	100-90	100-90	Дәл осындай
6.2 конденсатты	105-95	100-90		100-90		100-90		105-95		100-90		100-90	95-90	95-90	Дәл осындай
6.3 желілік	110-100	110-100		110-100		110-100		110-100		115-105		110-100	105-95	100-90	Дәл осындай
6.4 айналымды	90-80	90-80		95-85		105-95		105-100		100-90		100-90	95-85	85-75	Дәл осындай
6.5 багерлік	110-100		110-100		110-100		105-95		100-90		105-100	100-95	90-80	90-80	Дәл осындай
7. Деаэрациялық қондырғы	85-80		85-80		90-85		95-90		100-95		105-100	110-105	105-100	100-95	Кең жолақты, тұрақты
8. Бу құбырлары	85-80		90-85		95-90		95-90		105-100		110-105	115-110	110-105	105-100	Дәл осындай
9. Синхронды компенсатор	115-110		105-100		115-105		95-90		95-85		95-85	95-85	90-80	90-80	Дәл осындай
10. Сору-сыртқа тарату желдеткіші желдеткіші	105-100		105-100		105-100		110-100		110-100		105-95	105-95	100-90	90-80	Кең жолақты, тоналды компоненттері бар, тұрақты
Ескертпе: Берілген мәндер ауқымы: - электр қуаты 800 МВт-тан 100 МВт-қа дейінгі бу жабдығы үшін; - электр қуаты 300 МВт-тан 15 МВт-қа дейінгі газ жабдығы үшін.

1.2-кесте. Aшық ауада алдын ала есептеуге арналған ЖЭС жабдықтарының болжамды шуыл сипаттамалары

Шу көзі	Орташа геометриялық жиіліктері бар октавалық жолақтардағы дыбыс қуатының деңгейлері, дБ, Гц									Жер деңгейінен жоғары орналасуы, м	Шу сипаты
	31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000

1	2	3		4		5		6	7	8	9	10	11	12
1 Буды атмосфераға шығару	135-130	145-140		150-145		155-150		160-155	165-160	165-160	160-155	155-150	30-50	Кең жолақты, үзік-үзік
2 Aуа қабылдау (бәсеңдеткішсіз)
2.1 газ турбиналары	130-100	125-105		120-105		135-110		135-115	150-120	150-120	150-130	145-135	15-25	Кең жолақты, тоналды компоненттері бар, тұрақты
2.2 үрлеу желдеткіш	95-90	95-90		85-80		75-70		70-65	70-65	65-60	65-60	65-60	15-25	Дәл осындай
3. Металл оқпандары бар құбырдың аузы (сөндіргішсіз):
3.1 газ турбиналары	140-130	145-130		150-130		145-130		145-135	145-135	150-135	150-135	145-130	120-250	Дәл осындай
3.2 ГТҚ немесе БГҚ кәдеге жарату қазандығы	130-120	135-120		140 120		135-120		135-125	135-125	135-120	130-115	120-105	Дәл осындай	Дәл осындай
3.3 осьтік түтін сорғыштар	125-120	125-120		130-125		130-125		135-125	135-125	130-125	125-120	115-105	Дәл осындай	Дәл осындай
3.4 орталықтан тепкіш сорғылар	120-110	120-110		110-105		115-110		115-110	110-105	105-100	100-95	95-90	Дәл осындай	Дәл осындай
3.5 су жылыту қазандықтары	120-115	120-115		120-115		110-105		105-100	95-90	85-80	75-70	65-60	50-100	Дәл осындай
4. Ішінде кірпішпен қапталған құбырдың аузы (бәсеңдеткішсіз):
4.1 осьтік түтін сорғыштар	115-100	115-100		110-105		110-105		105-95	105-95	100-90	90-80	80-70	120-250	Дәл осындай
4.2 орталықтан тепкіш сорғылар	105-100	105-100		95-90		90-80		85-70	80-70	75-70	70-60	60-55	Дәл осындай	Дәл осындай
5 Газ тарату пункті (ГТП)	95-90		95-85		100-90		100-90	105-95	115-105	120-110	115-105	110-100	0	Кең жолақты, тұрақты
6 ГТП-дан кейінгі газ құбырлары	85-75		90-80		95-85		95-85	105-95	110-100	115-105	110-100	105-95	2-10	Дәл осындай
7 Тартып-үрлеу машинасының корпусы:
7.1 осьтік (оқшаулаусыз)	115-105		115-105		120-110		120-110	120-110	120-110	115-105	110-100	105-95	0	Кең жолақты, тоналды компоненттері бар, тұрақты
7.2 осьтік (оқшауланған)	105-95		105-95		110-100		100-90	100-90	100-90	95-85	80-70	75-65	Дәл осындай	Дәл осындай
7.3 орталықтан тепкіш (оқшаулаусыз)	100-90		100-90		100-90		100-90	100-90	100-90	100-90	100-90	90-80	Дәл осындай	Дәл осындай
7.4 орталықтан тепкіш (оқшаулаумен)	90-80		90-80		90-80		80-70	80-70	80-70	80-70	70-60	70-60	Дәл осындай	Дәл осындай
8 Күштік трансформаторлар (ОРУ)	100-95		100-95		105-100		100-90	95-85	95-85	90-80	85-80	75-70	3-5	Дәл осындай
9 Градирня	95-90		95-90		95-90		100-95	100-95	105-100	105-100	105-100	105-100	0	Дәл осындай
10 Үй-жайлардан шығатын шу:
10. қазандық-турбиналық цех	85-80		80-75		80-75		75-70	70-65	70-65	55-50	50-45	45-40	3-30	Кең жолақты, тұрақты, бағыттық сипатта
10.2 ұсақтау корпусы	120-115		120-115		110-105		110-105	110-105	110-105	105-100	95-90	80-75	0-15	Кең жолақты, тұрақты
10.3 компрессорлық	100-95		100-95		110-105		100-95	95-90	100-95	95-90	95-90	95-90	0	Кең жолақты, тұрақты, тоналды компоненттері бар, үзіліссіз

ескертпе:

электр қуаты 300 МВт-тан 15 МВт-қа дейінгі газ жабдықтары үшін мәндер диапазоны берілген.

Ең үздік қолжетімді
техникалар бойынша «Энергия
өндіру мақсатында ірі
қондырғыларда отын жағу»
анықтамалығына 2-қосымша

«Батареялық және/немесе сақиналы эмульгаторлар» ЕҚТ 65Е экономикалық талдау жүргізу

II буынды эмульгатор үлгісіндегі қазіргі заманғы күлтұтқыш қондырғыны орнату күлтұтқыш тиімділігін арттыруға және ЖЭС қазандықтарында әртүрлі отын жағу кезінде қоршаған ортаға эмиссияларға қойылатын Қазақстан Республикасының техникалық регламентінің талаптарын қанағаттандыратын қатты бөлшектер эмиссияларының төмендеуіне қол жеткізуге мүмкіндік береді.

Талап етілетін инвестициялар: 2021 жылғы баға бойынша 327 млн. теңге

Кәсіпорынның кіріс бөлігіне әсері: әсер етпейді

Салықтан басқа кәсіпорынның шығыс бөлігіне әсері: әсер етпейді

Экономикалық пайда: ҚР Салық кодексіне сәйкес 2025 жылдан бастап бейорганикалық шаң шығарындылары үшін төлемдер бойынша 100% төмендету есебінен пайда

Ұсынылған ЕҚT «қолжетімді» және инвестициялық тартымды болып саналады, кірістілігі 75 % қосымша ақша ағымының негізінде есептеледі.