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

системы ленточных транспортеров для его подачи в котельный цех [30].

Топливное хозяйство является загрязнителем окружающей среды в связи с

пылением угля при его транспортировке, перевалке и обработке, выбросами ЗВ при

аварийном возгорании угля, образованием загрязненных сточных вод. С этой точки

зрения особого внимания требуют угли с повышенным содержанием летучих веществ

на горючую массу, например, канско-ачинские угли. Поэтому в комплектацию

топливно-транспортного цеха входят предусмотренные правилами технической

эксплуатации тепловых электростанций средства пожаротушения, а на используемую

технику накладываются определенные ограничения.

Все процессы, связанные с транспортировкой, разгрузкой, хранением,

подготовкой к сжиганию и подачей в бункера котлов и в топки, должны быть

механизированы и автоматизированы. Принципиальная схема топливоподачи ТЭС

показана на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Принципиальная схема топливоподачи ТЭС:

1 - вагонные весы; 2 - устройство для размораживания топлива; 3 - приемно-разгрузочное

устройство; 4 - дробильные установки предварительного дробления; 5 - узел деления потока

топлива; 6 - склад топлива; 7 - дробильные установки второй ступени дробления; 8 - бункер

сырого топлива; 9 - система пылеприготовления

Как показано на рисунке 2.3, все поступающее топливо, пройдя вагонные весы

1, устройство 2 для размораживания топлива в зимнее время, поступает в приемно-

разгрузочное устройство 3, откуда подается системой ленточных конвейеров через

дробильную установку предварительного дробления 4 на узел деления потока

топлива 5. Далее поток топлива может быть направлен на склад топлива 6 или

напрямую на дробильные установки второй ступени 7 и в бункер сырого топлива 8.

Питание бункера сырого топлива в зависимости от используемого типа сжигания

также может вестись со склада

6 непосредственно или после прохождения

дробильных установок

Из бункера

8 топливо поступает в систему

пылеприготовления.

При сжигании твердого топлива в кипящем слое система пылеприготовления

на ТЭС отсутствует.

При железнодорожном способе транспортировки топливо доставляется

непосредственно на ТЭС в открытых полувагонах, оснащенных нижними люками с

дистанционным управлением для механизированной разгрузки. Угол открытия таких

люков, как правило, не превышает 36 градусов. Это затрудняет свободное высыпание

топлива, поэтому полувагоны разгружаются на ТЭС большой мощности с помощью

вагоноопрокидывателей (рисунок

2.4). Груженый углем полувагон заходит в

вагоноопрокидыватель и закрепляется на платформе с рельсами, которая

наклоняется примерно на 160 градусов, ссыпая уголь в подземные бункеры. Вагон в

это время безопасно удерживается с помощью привалочной стенки и гидрозажимов.

Применение вагоноопрокидываетелей позволяет решить проблему пыления при

разгрузке угля.

В холодное время года смерзшееся топливо перед разгрузкой размораживают

в размораживающих устройствах (РУ). Для размораживания полувагонов

используются конвективные, радиационные (РРУ) и комбинированные устройства. В

конвективных размораживающих устройствах теплоносителем является горячий

воздух с температурой до

120°С. РРУ оборудовано панелями инфракрасного

излучения.

Для ТЭС небольшой мощности, на которых разгрузка топлива осуществляется

через нижние люки полувагонов, разогрев слоя угля оказывается недостаточным,

поэтому вместе с размораживающими устройствами применяют бурорыхлительные

машины и накладные вибраторы.

Рисунок 2.4 - Использование вагоноопрокидывателя для выгрузки угля

Хранение твердого топлива на ТЭС осуществляется, как правило, на открытых

складах (рисунок 2.5). Закрытые склады используются для электростанций в больших

городах в условиях стесненной территории, а также в отдаленных северных районах.

Вместимость складов твердого топлива, как правило, принимается равной 30-

суточному расходу топлива. При расположении ТЭС на расстоянии до 40 км от района

угольных разрезов и шахт вместимость склада должна соотвествовать 7-суточному

расходу, а при расстояниях от 41 км до 100 км - 15-суточному расходу топлива.

Территория, на которой размещается склад топлива, должна исключать

затопляемость паводковыми и грунтовыми водами или защищать от них. Ее

планировка предусматривает уклон не менее 0,005 и наличие дренажных устройств.

Для бурых углей максимальный срок хранения составляет 0,4-0,5 года. Для

каменных углей I и II групп по склонности к окислению максимальный срок хранения

варьируется в пределах 1,5-2 лет при вместимости штабеля менее 100 тыс. т и в

пределах 4-6 лет при вместимости штабеля более 100 тыс. т. Для каменных углей III

и IV групп этот срок составляет 0,5-1 год при вместимости менее 100 тыс. т и 2-3 года

при вместимости более 100 тыс. т.

Рисунок 2.5 - Угольный склад на ТЭС

Хранение угля на открытых складах сопровождается изменением его

первоначальных свойств. Выветривание при хранении угля сопровождается, с одной

стороны, уменьшением массы хранимого топлива, а с другой - снижением его

удельной теплоты сгорания. Для предотвращения смерзания штабелей угля на ТЭС

используется: рыхление поверхности штабеля с помощью бульдозеров; покрытие

штабеля сухим углем; покрытие поверхностно-активными и маслоподобными

веществами, вытесняющими водяную пленку с поверхности угля; реагентное

размораживание и др. Для изоляции запасов твердого топлива от атмосферного

кислорода может применяться поверхностная герметизация штабелей или создание

уплотненного слоя на поверхности штабеля.

Для достижения постоянного качества топлива, что помогает оптимизировать

процесс горения, уголь иногда шихтуют или смешивают в зависимости от потребности

сжигательной установки. Смешивание может быть достигнуто простым отбором угля

со склада в последовательности, отличающейся от фактической последовательности

разгрузки, или смешиванием различных видов угля в силосах между угольным

складом и бункерами сырого угля.

Для безопасного и эффективного сжигания угля в пылевидном состоянии

требуется его подготовка. В зависимости от вида угля и способа сжигания подготовка

его включает в себя дробление, сушку и размол до пылевидного состояния с

размерами частиц в несколько десятков или сотен мкм в зависимости от марки и

способа сжигания угля. При сжигании угля в слое стадия размола отсутствует, вместо

размола применяется дробление до размера 5-10 мм.

Сначала уголь подвергается дроблению, затем транспортируется к котельным

установкам [30, 31].

Топливо транспортируется со склада при помощи ленточных транспортеров в

главный корпус ТЭС.

Дробление угля второй ступени производится в основном с использованием

молотковых дробилок. Такие устройства обеспечивают дробление до размера 25 мм.

Для снижения нагрузки на дробилку мелкий уголь отсеивается в грохоте перед

дробилкой и, минуя ее, направляется на конвейер. Стадия предварительного

(грубого) дробления твердого топлива предназначена для дробления крупных кусков

топлива непосредственно в приемно-разгрузочных устройствах. Для этой цели

используются дробильно-фрезерные машины, которые измельчают топливо на

решетках приемных бункеров.

При транспортировке топлива от приемных бункеров до бункеров сырого угля

(БСУ) котельной осуществляются его очистка от посторонних предметов (от

металлических с помощью металлоискателей и металлоуловителей, от древесной

щепы и прочего с помощью щепоуловителей) и дробление, а также могут выполняться

подсушивание и смешение различных марок угля.

Для обеспечения бесперебойной и безопасной работы системы топливоподачи

ТЭС предусматриваются системы обеспыливания, дистанционного управления,

обеспечения пожаробезопасности.

Обеспыливание выполняется в разгрузочных устройствах, узлах пересыпки,

дробилках, бункерах сырого угля (БСУ) и готовой пыли (БГП). Для обеспечения

эффективного обеспыливания проводятся следующие мероприятия:

полная герметизация очагов пылеобразования, постоянный контроль за

состоянием укрытий, уплотнение узлов пересыпок с устранением неплотностей,

возникающих в процессе эксплуатации;

использование эффективных пылеулавливающих устройств;

обеспечение разрежения в системе пылеприготовления;

механизация уборки пыли с использованием гидросмыва.

Процесс загрузки бункеров автоматизирован. Дистанционное управление

механизмами осуществляется с центрального щита управления.

В бункерах, предназначенных для хранения угля, выделяющего

воспламеняющиеся летучие газы, конструкция перекрытия выполняется из

несгораемых материалов с проемами для разгрузки. Для обеспечения требований

взрывобезопасности бункера оснащается:

сигнализацией предельного нижнего уровня топлива;

сигнализацией о возгорании топлива;

блокировкой, отключающей питатель сырого угля при снижении уровня

топлива ниже 2 м от входного патрубка питателя;

блокировкой, действующей на включение средств побуждения к движению

топлива в бункере при обрыве подачи топлива в СП;

системой пожаротушения.

Максимальная продолжительность хранения топлива в бункерах составляет:

для топлив IV группы взрывоопасности 10 суток, для топлив II и III групп - 20 суток;

для I группы - 30 суток.

Предварительная сушка угля может осуществляться в дробилках тракта

топливоподачи, в паровых или газовых барабанных сушилках.

Сушка и измельчение угля перед его сжиганием производятся в системах

пылеприготовления, которые выбираются с учетом характеристик топлива (величина

влагосъема, выход летучих, коэффициент размолоспособности, способ

шлакоудаления и др.). Измельчение угля до пылевидного состояния обеспечивает

быстрый выход летучих, воспламенение и устойчивое горение с максимальной

эффективностью и минимальным уровнем шлакования поверхностей нагрева котла.

На крупных ТЭС в основном применяются индивидуальные сушильно-

мельничные системы (СМС), в которых приготовление пыли осуществляется

непосредственно у котла с использованием горячего воздуха или топочных газов для

сушки угля, или топочных газов в смеси с горячим воздухом. Наиболее сложными и

дорогостоящими из них являются системы пылеприготовления для сжигания углей в

режиме жидкого шлакоудаления, а также высоковлажных низкосортных углей при

использовании в качестве сушильного агента дымовых газов.

В мельницах происходит размол твердого топлива от кусков дробленки с

размером порядка

25 мм до пылевидного состояния, характеризуемого

рекомендуемым значением R90, и, в большинстве случаев, одновременно протекает

процесс сушки. Их можно классифицировать по механизму измельчения частиц и по

частоте вращения подвижной части мельницы.

Выбор системы пылеприготовления (СП) зависит от вида топлива и типа топки

котла. В замкнутых СП с прямым вдуванием используются молотковые мельницы

(ММ) и мельницы-вентиляторы (М-В), в системах с промежуточными пылевыми

бункерами - шаровые барабанные (ШБМ), среднеходные валковые мельницы (СВМ)

и ММ. Для высоковлажных бурых углей используются разомкнутые индивидуальные

системы пылеприготовления с применением ММ или мельниц-вентиляторов (М-В).

ММ применяют для размола высокореакционных бурых и каменных углей с

невысокой абразивностью.

М-В, кроме размола, осуществляет вентиляционный процесс в СП - подачу к

мельнице сушильного агента с температурой 900-1000°С и подачу пылегазовой

смеси к горелкам. Такие мельницы используют для легко размалываемых влажных

бурых углей.

ШБМ универсальны по топливу (включая угли с большим содержанием серы и

золы), в них возможно получение пыли любой тонкости.

Применение СВМ ограничивается относительно мягкими сухими (влажность до

20% с учетом возможной предварительной сушки угля до мельницы) каменными

углями с зольностью до 45%.

Процесс пылеприготовления в мельницах совмещается с сушкой пыли.

Объем бункера пыли определяется с учетом необходимости обеспечения 2-3-

х часового запаса потребности котла.

Бункер пыли оснащается приборами и устройствами для:

измерения температуры в углах верхней части бункера на расстоянии 1,0-

1,5 м от стен и потолочного перекрытия;

измерения уровня пыли не менее, чем в 4-х точках по высоте бункера;

измерения разрежения в верхней части бункера;

контроля максимального и минимального уровней пыли;

сигнализации возгорания пыли.

После измельчения в мельницах угольная пыль, в зависимости от типа системы

пылеприготовления, может выноситься газом или потоком воздуха из мельниц и по

пылепроводам направляться непосредственно в горелки котла (системы

пылеприготовления с прямым вдуванием) или в промежуточные бункера пыли

(системы пылеприготовления с промбункером). Из промбункера пыль питателями

подается в трубопроводы и затем транспортирующей средой (горячим воздухом или

смесью горячего воздуха и дымовых газов) подается в горелки на сжигание.

2.1.2 Сжигание твердого топлива

На паротурбинных ТЭС реализуются две технологии сжигания твердого

топлива: в потоке горячего воздуха (факельное сжигание) и в циркулирующем

кипящем слое (ЦКС).

При факельном сжигании заранее приготовленное пылевидное топливо и

воздух (предварительно подогретый в воздухоподогревателе котельной установки)

подаются на сжигание в топку котла раздельными прямоточными или закрученными

струями через специальные горелочные устройства

[31]. Кроме основных, при

сжигании твердого топлива могут использоваться сбросные горелки, куда подаются

угольная пыль тонкого помола, неуловленная в циклоне, и траспортирующий ее

сушильный агент (воздух).

При необходимости во время пусков, при остановах и в ситуациях

неустойчивого горения для подсветки пылеугольного факела используются

дополнительные газовые или мазутные горелки.

Существуют различные конструктивно-компоновочные решения топочных

камер котлов: призматические открытые (с П-образной и Т-образной компоновками

газоходов), башенные, кольцевые, вихревые (с низкотемпературным вихрем НТВ)

и другие.

В факеле можно сжигать любые топлива (газ, мазут и пылевидный уголь) без

ограничения тепловой мощности котла. Поэтому технология факельного сжигания

является наиболее распространенной на ТЭС. В пылеугольных котлах используются

фронтальное, встречное и тангенциальное (или угловое) расположение горелок в

один или несколько ярусов (рисунок 2.6).

Фронтальная

Встречная

Тангенциальная

Рисунок 2.6 - Компоновка горелок

При сжигании углей минеральная часть топлива (зола) переходит в летучую

золу (микронные фракции), удаляемую из котла вместе с дымовыми газами, и шлак,

удаляемый из топки котла в нижней ее части. Количество золы топлива, переходящее

в летучие фракции и в шлак, зависит от системы шлакоудаления. Дымовыми газами

из котла выносятся мельчайшие твердые частицы (коксовый остаток) несгоревшего

твердого топлива, которые являются продуктами механического недожога, вместе с

летучей золой. Их количество незначительно по сравнению с количеством летучей

золы.

Пылеугольные топки с факельным сжиганием в зависимости от способа

удаления шлака из топки котла бывают с твердым (ТШУ) и жидким (ЖШУ)

шлакоудалением (рисунок 2.7).

В топках с твердым шлакоудалением (ТШУ) сжигание топлива производится

при температурах ниже точки плавления шлака возле стен топки или поверхностей

нагрева. Для предотвращения шлакования экранов топки температура золы должна

быть достаточно низкой, чтобы зола не налипала на стенки топки и шлак,

собирающийся в нижней части топки котла, оставался твердым. В центре факела

температуры часто выше точки плавления золы. В таких топках 5-10% минеральной

части угля в виде шлака с температурой около 600^оС выводятся из топки через

специальные отверстия (летки) в ее нижней части. Оставшиеся 90-95% в виде летучей

золы выносятся продуктами сгорания из топки и затем удаляются в золоуловителях,

установленных за котлом.

В топках с жидким шлакоудалением (ЖШУ) топливо сжигается при

температурах выше точки плавления шлака, чтобы обеспечивать жидкое состояние

шлака с достаточной текучестью. Такие топки требуют специальной обмуровки, чтобы

выдерживать температуры плавления золы в химически активной среде. Большое

количество золы переносится на стенки и стекает в жидкой форме вниз по стенкам

через нижнее выходное отверстие.

а)

б)

Рисунок 2.7 - Топки с ТШУ (а) и ЖШУ (б)

При этом доля золы в уносе составляет 80-85% и, соответственно, 15-20%

удаляется в виде жидкого шлака. Жидкий шлак охлаждается в наполненной водой

ванне, установленной под топку котла.

Котлы с жидким шлакоудалением используются для сжигания каменного угля с

низким выходом летучих веществ.

На ТЭС может также использоваться технология сжигания топлива в

циркулирующем кипящем слое (ЦКС) (рисунок 2.8). Дробленый уголь с исходными

размерами частиц 5-8 мм поступает на воздухораспределительную решетку, через

которую под давлением подается горячий воздух. В слой также подается дробленый

известняк или доломит для связывания образующихся при сжигании сернистых

топлив оксидов серы.

В слое в качестве инертного материала находится зола сгоревшего топлива

(иногда мелкий кварцевый песок). Масса топлива в слое в пересчете на углерод

составляет 1-3% [32].

Часть воздуха для горения подается с пода топки: как первичный воздух - через

решетку, а часть - как вторичный воздух в нескольких метрах выше решетки. Скорость

воздуха достаточно высока для подъема твердых частиц (ожижения) слоя. Под

воздействием потока воздуха слой распространяется на всю высоту топки, заполняя

весь объем камеры сгорания, где и происходит выгорание топлива с температурами

800-900 ^оC.

Рисунок 2.8 - Схема котла с ЦКС:

1 - бункер известняка; 2 - бункер угольной дробленки; 3 - топка; 4 - циклон; 5 - опускная

шахта котла; 6 - конвективные поверхности нагрева; 7 - электрофильтр; 8 - дымовая труба;

9 - дымосос; 10 - воздухораспределительная решетка. I - подвод воздуха под слой; II - отвод

золы из слоя; III - отвод золы из электрофильтра; IV - выход очищенных газов из циклона;

V - отвод твердой фазы в слой; VI - отвод газов в дымовую трубу

После выхода из топки поток поступает в циклоны, в которых происходит

отделение газообразных продуктов сгорания от твердой массы слоя (несгоревшего

топлива и инертной массы). Дымовые газы направляются в конвективные

поверхности нагрева, а твердая фаза возвращается в топку для дожигания и

циркулирует таким образом до полного выгорания.

Системы с циркулирующим слоем увеличивают время потенциальной реакции

и уровень смешивания газов, что обычно приводит к более эффективному сжиганию

и улавливанию серы. В процессе сжигания лишняя зола выводится из слоя в нижней

части топки через специальные охлаждаемые каналы.

В настоящее время технология сжигания и газификации топлив в ЦКС является

общепризнанной промышленной технологией, реализованной на тысячах объектов.

Технология сжигания топлив в ЦКС разрабатывалась и развивалась как технология

низких выбросов, в первую очередь оксидов азота и серы. В мире эксплуатируется

более 3000 котлов с ЦКС, больше всего в Китае. В 2013 году пущен первый в мире

блок мощностью 600 МВт с котлом ЦКС. Основными экологическими преимуществами

технологии ЦКС являются:

- возможность эффективного (более 90%) связывания оксидов серы путем

относительно дешевого способа подачи известняка в топку при оптимальной

температуре слоя около 870°С и длительном времени пребывания частиц известняка

в реакционной зоне;

- низкие выбросы оксидов азота (менее 200-300 мг/м³) без использования

специальных средств азотоочистки, которые обусловлены низкой и стабильной

температурой слоя и надслоевого пространства при организации ступенчатого

подвода воздуха;

- компактность котельной установки, связанная с отсутствием средств серо- и

азотоочистки, что позволяет разместить котел ЦКС в существующих котельных

ячейках.

К недостаткам технологии ЦКС относятся усложнение конструкции котла,

наличие большой массы футерованных элементов и длительный пуск из «холодного»

состояния, усложнение вспомогательных систем котла (дренаж слоя, возврат золы,

подвод известняка и др.), повышенные расходы на собственные нужды за счет

использования высоконапорных вентиляторов, за исключением случаев с крайне

высоким содержанием серы.

Типичными для котлов с ЦКС при сжигании каменных углей и антрацитов

являются концентрации 100-200 мг/м³ при нормальных условиях и содержании

кислорода в уходящих газах 6%. Для топлив с очень большим выходом летучих

веществ возможно некоторое увеличение концентрации NOх до 250 мг/м³.

Одним из основных преимуществ сжигания в кипящем слое является

возможность эффективного удаления диоксида серы SO² путем подачи в слой

известняка. Условия в топке (температура и время пребывания частиц извести)

обычно весьма подходящие для процесса абсорбции диоксида серы известняком.

Поэтому в кипящем слое сера улавливается гораздо эффективнее, чем при

впрыскивании извести в традиционных пылеугольных котлах. Условия в топке котла

ЦКС благоприятны и для весьма эффективной «самоабсорбции» SO2 щелочными

компонентами золы. Например, при сжигании Канско-Ачинских углей и Эстонских

сланцев подачи известняка не требуется. В целом можно говорить о возможности

снижения выбросов SO2 в ЦКС как минимум на 90% при использовании обычного

промышленного известняка и умеренном (около 2) соотношении Са/S.

Первый в России отечественный котел с циркулирующим кипящим слоем типа

Пп-1000-24,5-565 АКТФ (ТПП-357/С7) производства корпорации «ЭМАльянс» был

пущен в 2016 году в составе блока № 9 330 МВт Новочеркасской ГРЭС. Гарантийные

показатели были обеспечены, концентрация оксидов азота была ниже 300 мг/м³, при

подаче известняка удавалось обеспечить эффективность удаления оксидов серы до

90% при содержании диоксида серы в уходящих газах менее 300 мг/м³.

Использование технологии ЦКС наиболее выгодно в условиях сжигания

низкосортных, высокозольных топлив с повышенным содержанием серы. Ее

целесообразно применять также при изменяющихся характеристиках топлива и

совместном сжигании различных топлив, включая биомассу.

Ниже описаны некоторые технологии факельного сжигания, применяемые для

повышения технико-экономических и экологических характеристик КТЭУ, сжигающих

твердые виды топлива.

Низкотемпературное вихревое сжигание угля

Низкотемпературная вихревая (НТВ) технология сжигания - отечественная

разработка. В основу НТВ-технологии положено ступенчато-вихревое сжигание

груборазмолотого топлива в условиях многократной циркуляции частиц топлива в

камерной топке (рисунок 2.9) [50].

Главные преимущества НТВ-технологии: стабильное воспламенение

низкосортных топлив, отсутствие шлакования поверхностей нагрева и сравнительно

низкий уровень выбросов загрязняющих веществ [50].

Рисунок 2.9 - Схема сжигания в низкотемпературном вихре (НТВ)

В отличие от традиционной технологии пылевого сжигания в прямоточном

факеле (ПФ), где основная часть топлива (до 92-96%) сгорает в так называемой «зоне

активного горения» (ЗАГ), расположенной вблизи горелок и занимающей

относительно небольшой объем камерной топки, в НТВ-топке в ЗАГ вовлечено

значительно большее пространство (в том числе, весь объем топочной воронки).

Поэтому тепловое напряжение объема ЗАГ в НТВ-топке при равной мощности котлов

в 1,5-2 раза ниже. Это позволяет снизить максимальную температуру в вихревой

топке (примерно на 100-300ºС) и за счет активного перемешивания выровнять

температуру в ЗАГ. И 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 через систему

рассредоточенных сопл, многократная циркуляция горящих частиц и угрубление

гранулометрического состава золы в совокупности обеспечивают улучшенные

показатели вихревых топок по выбросам оксидов азота NOx и диоксида серы SO2, а

также повышают эффективность работы золоулавливающего оборудования.

Снижение генерации NO_xв НТВ-топке связано с особенностями топочного

процесса: низким уровнем температур в ЗАГ и ступенчатым подводом окислителя к

топливу. Максимальная температура продуктов сгорания в НТВ-топке зависит от

марки топлива, системы пылеприготовления, особенностей конструкции горелочно-

сопловых устройств и режима сжигания топлива - для высоковлажных топлив не

превышает 1050-1200ºС. В этом интервале температур образуются в основном

топливные NO_x, а количество термических NO_xничтожно мало. Коэффициент избытка

воздуха в горелках при НТВ-сжигании зависит от марки топлива и, как правило, не

превышает 0,8-0,9. Остальной воздух, необходимый для полного выгорания топлива,

подается через систему сопл. В результате удается снизить выбросы NOx на 30-50%

по сравнению с технологией ПФ.

Низкий уровень температур в НТВ-топке позволяет связать SO₂основными

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 SO₂на 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 эффективность работы золоулавливающих установок как

циклонного типа, так и электрофильтров.

НТВ-топка обеспечивает высокую устойчивость воспламенения, что особенно

актуально при сжигании низкосортных топлив. Несмотря на пониженный уровень

температур, многократная циркуляция горящих коксовых частиц топлива и

ступенчатый подвод воздуха в ЗАГ стабилизируют воспламенение и обеспечивают

выгорание топлива. НТВ-топка позволяет эффективно сжигать низкосортные топлива

без использования «подсветки» пылеугольного факела газом и мазутом, 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 реализованных проектов можно отметить

модернизацию в 2008 году котла БКЗ-210 на Кировской ТЭЦ-4 и техническое

перевооружение в 2013 году котла П-49, входящего в состав энергоблока 500 МВт, на

Назаровской ГРЭС.

Сжигание пыли различного фракционного состава с применением

мельниц-активаторов

В мельницах-активаторах реализуется процесс механоактивации

- образования

более химически активного вещества с помощью предварительной механической

обработки. В отличие от простого измельчения, в процессе механоактивации

достигается максимальная поверхность угольных частиц с накоплением энергии в

виде дефектов и других изменений в твердом веществе, которые позволяют снизить

энергию активации его последующего химического превращения.

В результате механоактивации происходят изменения физико-химических

свойств угольной пыли с увеличением ее реакционной способности, что позволяет

снизить температуру воспламенения угольной пыли и организовать стабильный

процесс горения пылеугольного факела на пусковых режимах.

Средний размер частиц угля в результате его механоактивации составляет 35

(5-40) мкм при энергозатратах около 25 кВт∙ч/т.

Пылеугольный факел механоактивированной пыли по своим характеристикам

приближается к мазутному факелу (по размерам, теплонапряженности и

интенсивности выгорания). Таким образом, появляется возможность производить

замещение мазута при растопке и подсветке без изменения существующей схемы

сжигания топлива.

Система включает в себя мельницу-дезинтегратор, запально-защитное

устройство, систему подвода и подачи угольной пыли, систему источников

электропитания, систему контроля и управления розжигом котла.

Основными преимуществами технологии являются: снижение расходов на

жидкое, газообразное топливо и на эксплуатационное обслуживание мазутного

хозяйства;

минимальная

реконструкция

топочно-горелочного

устройства;

воспламенение и горение угольной пыли происходит непосредственно в топочном

объеме котла; полная автоматизация процесса розжига котла; малый срок

окупаемости (2-5 лет).

Промышленные испытания безмазутного розжига и подсветки факела

механоактивированным углем микропомола проводились на котле ПК-40 Беловской

ГРЭС в Кузбассе.

Ребёрнинговые мельницы и динамические сепараторы

В энергетике среднеходные валковые мельницы типа СВМ с динамическими

сепараторами используются в качестве «ребёрнинговых». Тонкость готовой угольной

пыли должна составлять R90 = 8%.

Особенностью работы мельницы типа СВМ с динамическим сепаратором

является то, что угольная пыль после размола выносится воздушным потоком в

сепаратор, где за счет вращения ротора разделяется на мелкие и крупные фракции.

Мелкие фракции выносятся к горелкам, а крупные возвращаются на домол в

мельницу. Изменение тонины помола осуществляется за счет поворота лопаточного

аппарата и изменения частоты вращения динамического сепаратора для обычной и

ребенинговой мельницы соответственно.

Более тонкий размол угля требуется для дожигания топлива в условиях

внедрения трехступенчатого сжигания (Reburning) для подавления оксидов азота. При

этом восстановительная зона в топке организуется не за счет природного газа, а за

счет утоненной пыли от ребернинговой мельницы. Именно для получения столь

тонкой пыли в мельницах с прямым вдуванием применяется динамический сепаратор,

который обладает меньшим аэродинамическим сопротивлением по сравнению со

стандартным центробежным сепаратором.

Ребёрнинговые мельницы применены на третьем блоке Харанорской ГРЭС и

двух пылеугольных блоках мощностью 225 МВт Черепетской ГРЭС. Тонкая пыль из

этих мельниц подается в сопла, расположенные выше основных горелок. В основных

горелках сжигание пыли организовано с уменьшенными, против стехиометрических

значений, избытками воздуха, то есть с запланированным недожогом. В результате

подачи тонкой пыли через сопла с избытками воздуха больше стехиометрических

значений, в этой зоне образуется область дожигания топлива. Следствием этого

становится уменьшение выбросов оксидов азота за счет подавления их образования

в зоне основных горелок и частичного восстановления в зоне дожигания. Применение

ребёрнинга позволяет повысить эффективность ступенчатого сжигания топлива.

Горелочные устройства с применением пристенного дутья

Данная схема сжигания с пристенным дутьём отличается от традиционного

концентрического сжигания тем, что воздух, обеспечивающий ступенчатость сжигания

по горизонтали, подается не только через основные горелки, но и через

дополнительные сопла (рисунок 2.10). При этом часть вторичного воздуха подается в

топку с отклонением от направления основного воздушного потока и аэросмеси. 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).

Рисунок 2.10 - Горелочное устройство с пристенным дутьем:

1 - поток аэросмеси; 2 - поток вторичного воздуха (20-40%); 3 - поток вторичного воздуха

(60-80%)

В результате горение топлива на стадии выхода летучих происходит в среде,

обедненной кислородом, что приводит к снижению образования топливных NOx.

Далее, после смешения с потоками вторичного воздуха, обеспечиваются условия для

догорания коксового остатка. Это позволяет снизить образование оксидов азота на

30-40%. Одновременно за счет пристенного воздушного дутья уменьшается

шлакование топочных экранов. Роста недожога при этом почти не происходит:

необходимый для горения воздух просто подмешивается к факелу чуть позже, на

стадии воспламенения и горения коксового остатка [29, 34].

Применение плазменных систем безмазутного розжига

Угольная пыль по сравнению с газом и мазутом требует более высокой

температуры воспламенения и более длительного температурного воздействия.

Поэтому пылеугольные котлы обычно разжигают с помощью природного газа или

мазута. Эта технология обеспечивает стабилизацию процессов горения. В мире на

эти цели расходуют десятки миллионов тонн мазута в год.

Кроме того, совместное сжигание угля и обладающего более высокой

реакционной способностью мазута ухудшает эколого-экономические показатели

котлов: на 10-15% повышается мехнедожог топлива и на 2-5% снижается КПД-брутто,

возрастает скорость высокотемпературной коррозии экранных поверхностей,

снижается надежность эксплуатации котельного оборудования, на

30-40%

увеличивается выход оксидов азота и серы (за счет более высокого содержания серы

в мазуте), появляются выбросы канцерогенной пятиокиси ванадия.

Одним из способов стабилизации воспламенения угольной пыли является

использование

плазмотронов

(рисунок

2.11),

которые

обеспечивают

термохимическую подготовку топлива к сжиганию.

Кратковременная работа

плазмотрона за счет генерирования в нем низкотемпературной плазмы позволяет

произвести растопку котла и осуществить достижение всех необходимых

растопочных параметров. Под воздействием плазмы частицы угля дробятся на более

мелкие компоненты и происходит их интенсивная газификация. Все это повышает

реакционные свойства топлива, и горение протекает более устойчиво.

Рисунок 2.11 - Принципиальная схема плазменной технологии растопки

пылеугольных котлов:

1 - плазмотрон; 2 - аэросмесь; 3 - вторичный воздух; 4 - стенка топки котла; 5 - топка

Для практической реализации плазменной технологии на ТЭС организуются

плазмохимические процессы, при которых только часть реагентов проходит через

область плазмы и выступает инициаторами химических превращений, существенно

улучшающих характеристики процесса. Предвключенный муфель с плазмотроном

обеспечивает самовоспламенение и интенсивное выгорание аэросмеси (угольная

пыль + воздух) после смешения со вторичным воздухом в объеме топки (рис. 2.12).

Рисунок 2.12 - Схема компоновки плазмотрона с муфелизированным

участком пылепровода горелки:

1 - плазмотрон; 2 - муфель; 3 - пылепровод к горелке; 4 - сопло пылеугольной горелки;

5 - источник электропитания; 6 - трансформатор; 7 - системы водовоздухоснабжения

Испытания технологии плазменной подсветки и стабилизации горения факела

проводились на Гусиноозёрской ГРЭС (котел БКЗ-640) и ряде других ТЭЦ. На котле

БКЗ-640 Гусиноозёрской ГРЭС, оснащенном прямоточными пылеугольными

горелками, при плазменной подсветке факела образовывались восстановительные

газы (СО, Н), что снижало образование оксидов азота в 1,2-1,3 раза.

По разным оценкам, электрическая мощность, потребляемая плазмотроном, в

зависимости от типа углей и горелки составляет 0,5-2,0% от тепловой мощности

пылеугольной горелки.

Для растопки могут применяться электродуговые и СВЧ-плазмотроны.

Еще одной технологией безмазутного розжига пылеугольных котлов является

устройство с использованием электро-ионизационных воспламенителей (УВЭИ),

которое позволяет с минимальными удельными затратами энергии создать

максимальную скорость разогрева

факела и элементов конструкции горелки,

обеспечивающих стабильное и полноценное сжигание топливной смеси с низкой

реакционной способностью на этапе разогрева из холодного состояния, минимизируя

механический унос в топку, при этом исключая опасность хлопка или взрыва в котле.

Розжиг с использованием УВЭИ осуществляется в циклонной ступенчатой

горелке за счет воспламенения пылеугольного топлива из холодного состояния в

среде среднечастотной диффузной низкотемпературной

плазмы с высокой

химической активностью (рисунок 2.13). Такая технология является альтернативой

технологии ПТС (плазменно-топливные системы), где используются так называемые

«горячие» электродуговые плазматроны, имеющие невысокий ресурс работы и

большое энергопотребление.

Применение УВЭИ позволяет решить проблему взрывобезопасности при

растопке из холодного состояния путем минимизации механического уноса на старте

процесса и существенного увеличения тепловой мощности горелки по мере растопки.

Электродные блоки размещаются в независимых воздушных каналах ионизирующего

плазменного потока, вне потока угольной пыли, что дополнительно увеличивает

эксплуатационную надежность работы горелки. Устройство оснащено развитой

системой диагностики и управления с реализацией необходимых защит и блокировок,

включая непосредственное управление пылепитателями.

Технология безмазутного розжига с применением УВЭИ внедрена на

Новосибирской ТЭЦ-3.

Рисунок 2.13 - Циклонная горелка с выносом электродных блоков воспламенителей

из пылевого потока

- корпус;

- фланец;

- топливный ввод;

- муфель;

- блок электродов;

6 - электрический разряд; 7 - воздухопровод третичного воздуха; 8 - блок электродов;

9 - электрический разряд; 10 - зона воспламенения; 11 - факел; 12 - источник питания;

13 - фланец

Горелки с подачей пыли высокой концентрации (ППВК)

На отечественных котлах, оборудованных пылесистемами с промбункером

пыли, заметное распространение получила система транспорта пыли с высокой

концентрацией (ПВК) 20-40 кг топлива/кг воздуха вместо традиционных 0,3-0,8 кг/кг.

Такое решение при рациональной конструкции горелки, в том числе, позволяет

снизить выбросы оксидов азота (ПВК обеспечивает более быстрый прогрев

концентрированной пыли, выход и воспламенение летучих при недостатке воздуха).

На котлах с жидким шлакоудалением (ЖШУ) при сжигании кузнецких углей,

характеризующихся высоким содержанием азота в топливе, с использованием таких

горелок уровень NOx снижается на 20-25%, или до 450-550 мг/м³.

В горелках систем пылеприготовления с прямым вдуванием или традиционным

транспортом пыли повышение концентрации потока аэросмеси решается

применением пылеконцентраторов или разделением потока на отдельные потоки при

помощи вставок в тракте аэросмеси и профилированных обечаек.

Котел с кольцевой топкой

Опыт опытно-промышленной эксплуатации котла Е-820-13,

8-560БТ с

кольцевой топкой на Ново-Иркутской ТЭЦ и проработка профиля котлов для блоков

330 МВт на бурых и каменных углях указывают на принципиальную возможность

эффективного использования котлов с кольцевыми топками как для строительства

новых станций, так и для замещения отработавших крупных энергоблоков с

установкой их в существующих ячейках главного корпуса. При этом мощность и

параметры пара нового блока могут быть сохранены или повышены [49].

Особенностью кольцевой топки является отсутствие активного касания

факелом внутреннего и наружного экранов. При этом обеспечивается устойчивое

зажигание топлива без видимой сепарации невоспламенившихся частиц в холодную

воронку.

Выполненные совместно с АО «Подольский машиностроительный завод» (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 на 5-10%;

 обеспечить бесшлаковочное и высокоэкономичное сжигание шлакующих

каменных и бурых углей;

 уменьшить выбросы NОх за счет технологических методов сжигания на 10-

30%.

Котел Е-820-13,8-560БТ с кольцевой топкой (рисунок 2.14) был пущен в 1998

году на Ново-Иркутской ТЭЦ и за время эксплуатации подтвердил надежность,

эффективность и экологические показатели при сжигании шлакующих бурых углей.

КПД котла достигает 93-93,8%. Максимальная наработка котла в отопительный

период - более 4100 часов. Максимальная непрерывная работа котла - 2405 часов.

Рисунок 2.14 - Схема котла с кольцевой топкой

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

топках. Низкий температурный уровень в ядре факела и в верху топки обеспечивает

практически бесшлаковочный режим работы топки, ширмовых и конвективных

пароперегревателей.

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

Согласно информации Ново-Иркутской ТЭЦ, выбросы NO_xсоставляют 470-550

мг/м³и принципиально могут быть снижены за счет применения технологических

(внутритопочных) мероприятий [49]. Однако исполнение котла с кольцевой топкой в

единственном экземпляре в России и мире не позволяет определить данную

перспективную технологию в качестве НДТ на текущий момент.

2.1.3 Технологии, применяемые для снижения выбросов маркерных

загрязняющих веществ

2.1.3.1 Технологии, применяемые для снижения выбросов золы твердого

топлива

Для очистки дымовых газов от твердых частиц перед их выбросом в

атмосферный воздух используются различные золоуловители. Подавляющее

количество твердых частиц в продуктах сгорания (как правило, более

99%)

составляет летучая зола твердого топлива, которая является маркерным ЗВ

(Приложение Б). Кроме нее, в дымовых газах перед золоуловителями в

незначительных количествах могут содержаться такие продукты недожога топлива,

как коксовые частицы несгоревшего топлива, бенз(а)пирен и сажа, бóльшая часть

которых вместе с летучей золой удаляются из дымовых газов в золоуловителях.

Батарейные циклоны

В качестве инерционных золоуловителей на ТЭС получили применение

циклоны, в которых осаждение твердых частиц происходит за счет центробежных сил

при вращательном движении потока.

Газ поступает в циклон тангенциально и движется по окружности в канале,

образованном внешней и внутренней цилиндрическими поверхностями циклона. Под

действием центробежных сил зола оттесняется к внешней стенке циклона и под

действием силы тяжести ссыпается вниз в коническую воронку и далее - в общий

бункер. Очищенный газ удаляется через внутренний цилиндр вверх (рисунок 2.15).

Рисунок 2.15 - Принцип работы центробежного циклона

Циклоны, как правило, используются для удаления достаточно крупных частиц

золы из дымовых газов. При этом мелкие частицы практически не улавливаются в

таких аппаратах. Поэтому циклоны не рекомендуется использовать для очистки газа,

содержащего частицы размером менее

5-10 мкм или обладающих сильным

абразивным действием, а также для очистки газов от частиц слипающейся золы.

Эффективность улавливания твердых частиц в циклоне возрастает при увеличении

размеров частиц золы, их плотности, скорости газов и уменьшении радиуса циклона.

Для золоочистки больших объемов дымовых газов на ТЭС применяются

батарейные циклоны, состоящие из большого количества одиночных циклонных

элементов, которые включены параллельно и имеют общий корпус, входной патрубок,

газораспределительную камеру, сборную выхлопную камеру, сборный бункер золы, а

также выходной патрубок для отвода очищенных газов (рисунок 2.16).

Рисунок 2.16 - Батарейный циклон

Циклонные элементы имеют малый диаметр (внутренний диаметр 40-250 мм

или 512 мм) и герметично установлены в трубных досках. Они состоят из полых

корпусов цилиндрической формы с размещенными на ней входными патрубками и

нижней конической части для отвода золы. Вращательное движение потока газа в

циклоне обеспечивается посредством специальных устройств безударного входа -

винта, розеток, полуулиток.

Эффективность улавливания твердых частиц в батарейных циклонах не

превышает

92-93%, поэтому они применяются на котлах малой и средней

паропроизводительности (паропроизводительностью до 500 т/ч) и как предочистка,

при высокой запыленности дымовых газов

- на входе в электрофильтр.

Гидравлическое сопротивление батарейных циклонов составляет около 1200 Па. И

чем выше гидравлическое сопротивление в циклоне, тем больше степень очистки [35].

Достоинствами циклонов являются простота конструкции, относительно

невысокая стоимость, надежность работы. Основной их недостаток - низкая

эффективность золоулавливания тонких частиц. За рубежом механические циклоны

используются только в качестве предварительного обеспыливания в сочетании с

другими методами: электрофильтрами или рукавными фильтрами.

Мокрый скруббер

Мокрый способ очистки газов от твердых частиц широко применяется на

российских угольных ТЭС.

В зависимости от физико-химических свойств золы и очищаемых газов, от

назначения и необходимой степени очистки, разработаны различные типы мокрых

золоуловителей, отличающихся принципом действия и конструктивным

оформлением. Основная часть мокрых золоуловителей представлена наиболее

эффективными аппаратами типа МВ УО ОРГРЭС и МВ-ВТИ (рисунок

2.17),

использующими принцип инерционного осаждения взвешенных частиц на каплях

распыленной воды при обтекании их запыленным потоком в трубе-коагуляторе

Вентури (КВ) в сочетании с каплеуловителем (скруббером) центробежного типа.

Установка труб Вентури может осуществляться вертикально (рисунок 2.17, а) или

горизонтально (рисунок 2.17, б) - в зависимости от типа аппаратов.

а)

б)

Рисунок 2.17 - Мокрые скрубберы с коагуляторами Вентури:

а) аппарат типа МВ;

б) аппарат типа МС

Труба Вентури включает в себя конфузор, горловину и диффузор. Запыленный

газовый поток поступает в конфузор, где происходит ускорение газов с

преобразованием части потенциальной энергии газов в кинетическую. При этом

частицы золы приобретают значительные скорости. В зону конфузора или горловины

с помощью устройства орошения

2 подается вода, которая эффективно

диспергируется скоростным газовым потоком.

В трубе Вентури осуществляется процесс осаждения частиц золы на каплях

распыленной орошающей воды. Высокой интенсивности этого процесса

способствуют распыление воды на большое число мелких капель и наличие

значительной разности скоростей частиц и капель в газовом потоке. В диффузоре

обеспечиваются восстановление части статического напора и одновременно

улавливание частиц каплями воды. Насыщенный каплями с уловленной ими золой

газовый поток поступает в центробежный скруббер-каплеуловитель, в котором,

вращаясь, движется к выходному патрубку. Внутренняя поверхность корпуса

каплеуловителя непрерывно орошается из сопел, установленных по окружности.

Струя воды, вытекающая из сопла, направлена в сторону вращения дымовых газов

тангенциально к внутренней футерованной поверхности корпуса каплеуловителя и

должна смачивать ее без образования брызг. Равномерное распределение воды по

отдельным соплам обеспечивается применением распределительного кольца с

подводом к нему воды из магистрали.

Возникающая при вращении дымовых газов центробежная сила отбрасывает

капли воды, образовавшиеся в трубе Вентури с уловленной ими золой, а также

частицы золы, не попавшие в капли воды в трубе Вентури, к орошаемой поверхности

каплеуловителя. Большинство капель и частиц достигает водяной пленки,

образующейся на поверхности корпуса каплеуловителя, и улавливается ею. Вода с

частицами золы стекает по стенке корпуса вниз и через гидравлический затвор

сбрасывается в канал гидрозолоудаления.

В отличие от других типов золоуловителей, как мокрых, так и сухих,

использующих принцип инерционного осаждения частиц, и в которых фракционная

степень очистки газов тем больше, чем крупнее размер частиц, капли распыленной в

коагуляторе Вентури (КВ) воды, наоборот, более эффективно улавливают тонкие

фракции в характерном для полидисперсной летучей золы диапазоне размеров

частиц. В корпусе же скруббера достаточно эффективно улавливаются не только

капли воды, но и крупные частицы золы, в результате чего достигаются примерно

одинаковые степени очистки газов для различных фракций летучей золы.

Одновременно с улавливанием твердых частиц в мокрых золоуловителях с КВ

протекают процессы теплообмена между дымовыми газами и орошающей водой. При

этом дымовые газы охлаждаются, а орошающая вода, как в виде капель, так и в виде

пленки на стенках коагулятора Вентури и корпуса скруббера, нагревается и частично

испаряется, увеличивая влагосодержание очищенных газов. Температура

отработавшей воды (пульпы) в таких золоуловителях практически равна температуре

точки росы водяных паров. В зависимости от вида сжигаемого топлива температура

пульпы колеблется от 45°С для угля АШ до 68°С для фрезерного торфа.

Мокрые золоуловители с трубами (коагуляторами) Вентури получили широкое

распространение на отечественных электростанциях. Они применяются на котлах

паропроизводительностью до 670 т/час. При этом, в зависимости от типа, удельные

расходы воды на орошение и электроэнергии составляют соответственно 0,08-0,15 л

и 1,2-2,0 КДж на 1 м³дымовых газов.

Основными достоинствами этих аппаратов являются относительно небольшие

капитальные и эксплуатационные затраты, возможность при ряде условий обеспечить

надежность работы на оборотной воде, отсутствие влияния удельного электрического

сопротивления (УЭС) золы на эффективность работы, малые габариты.

К недостаткам скрубберов с коагуляторами Вентури можно отнести

относительно невысокую эффективность золоулавливания (по результатам

анкетирования в диапазоне 92-98%) и невозможность получения золы в сухом виде.

Их использование сопровождается повышенной коррозией газоходов вследствие

брызгоуноса, увеличения влажности и значительного снижения температуры

уходящих газов. Существенно ограничивает область применения указанных

аппаратов на ТЭС возможность образования минеральных отложений на внутренних

поверхностях золоуловителей

[34,

35]. Поэтому мокрые золоуловители не

рекомендуется применять для топлив, содержащих в составе золы более 15% СаО, и

при приведенной сернистоcти топлива выше 0,03% кг/МДж. Жесткость орошающей

воды не должна превышать 15 мг-экв./л.

Эмульгаторы

Эмульгаторы являются еще одним типом мокрых золоуловителей,

применяемых на ТЭС. В настоящее время применяются два основных типа

эмульгаторов: батарейные II поколения и кольцевые (рисунок 2.18). Конструкция

современного батарейного эмульгатора II поколения представлена на рисунке 2.18, а.

Запыленные дымовые газы поступают через патрубок ввода газов 2 в нижнюю

часть корпуса 1 и входят в параллельно расположенные орошаемые секции (насадки)

завихрителя 4, где они интенсивно закручиваются лопастями 12.

Орошающая вода подается в коллектор

и далее, через

водораспределительные трубы 11, поступает в водораспределительные стаканы 8, с

помощью которых разбрызгивается в параллельных секциях завихрителя 4.

При взаимодействии орошающей воды с закрученным газовым потоком

происходит образование пенного вращающегося слоя, который накапливается над

лопастями 12. За счет вращения слоя увеличивается его турбулизация, при этом

повышаются межфазная контактная поверхность и ее обновляемость. В слое пены с

высокоразвитой поверхностью контакта улавливаются мелкие частицы золы,

оставшиеся после прохождения газового потока через лопасти 12 секций (насадок)

завихрителя 4.

Рисунок 2.18, а - Батарейный эмульгатор:

1 - корпус; 2 - патрубок ввода газов; 3 - патрубок вывода газов; 4 - завихритель; 5 - коллектор

узла орошения; 6 - лопастной каплеуловитель; 7 - гидрозатвор; 8 - водораспределительные

стаканы;

- козырьки патрубка ввода газов;

- отбойное кольцо;

11-

водораспределительные трубы; 12 - лопасти

Отработанная жидкость с уловленной золой (пульпа) сливается через лопасти

12 секций завихрителя 4 в сборный бункер в нижней части корпуса и далее удаляется

через гидрозатвор 7.

Дымовые газы после очистки в эмульсионном слое поступают в лопастной

каплеуловитель 6, где потерявшие вращательную скорость газы дополнительно

закручиваются для сепарации из них водяных капель. Оставшиеся на выходе из

каплеуловителя несепарированные водяные капли собираются под отбойным

кольцом 10 и сливаются через лопасти каплеуловителя для дальнейшего участия в

процессе очистки газов.

Батарейные эмульгаторы II поколения внедрены и успешно эксплуатируются на

пяти котлах Серовской и Верхнетагильской ГРЭС (эффективность золоочистки

99,5÷99,6%) и на котлах

№ 11-15 Усть-Каменогорской ТЭЦ (эффективность

золоулавливания превышает 99,0%).

Конструкция кольцевого эмульгатора приведена на рисунке 2.18, б.

Рисунок 2.18, б - Кольцевой эмульгатор

1 - корпус; 2 - завихритель; 3 - раскручиватель; 4 - труба орошения; 5 - козырек;

6 - кронштейны; 7 - перфорированная труба (для смыва золы с раскручивателя); 8 -

гидрозатвор; 9 - смотровые лючки; 10 - напорный бак; 11- смывное устройство (для очистки

входного газохода); 12 - труба для подвода горячего воздуха; 13 - светильники для

освещения объема корпуса; 14 - ремонтный люк; 15 - входной газоход; 16 - выходной газоход

Запыленные газы через тангенциальный вход поступают в нижнюю часть

корпуса 1 под завихритель 2 и через него входят в закрученном виде в верхнюю часть

корпуса. По трубе орошения 4 на тарелку завихрителя 2 подается орошающая вода,

образуя вращающуюся ванну жидкости. При определенной скорости газа жидкость в

виде пленки и струй начинает срываться с тарелки и смешиваться с дымовыми

газами, образуя газожидкостную эмульсию, которая со временем накапливается в

пристенной зоне корпуса непосредственно над завихрителем 2. При выходе на

стационарный режим возникает противоток газ-жидкость, и пульпа с уловленной

золой сливается под действием силы тяжести на коническое днище корпуса, откуда

через гидрозатвор 8 удаляется в канал ГЗУ. Дымовые газы после промывки в

эмульсионном слое, продолжая вращательное движение в объеме над завихрителем,

проходят через раскручиватель 3, где дополнительно подкручиваются. За счет этого

вращения капли пульпы, образуемые при всхлопывании пузырей на верхней границе

эмульсионного слоя и вылетающие из него под действием центробежных сил,

сепарируются на стенку скруббера до козырька 5. За счет высокого уровня тепло- и

массообмена между жидкостью и газом во вращающемся пенном слое (режим

инверсии фаз) с высокой эффективностью улавливаются твердые частицы (зола,

пыль). Очищенные от твердых частиц и капель газы удаляются из эмульгатора в

выходной газоход 16.

Определяющими для данного устройства факторами эффективности очистки

газов являются высота и равномерность распределения слоя эмульсии над

завихрителем. Повышенное давление во вращающемся пенном (эмульсионном) слое

за счет действия центробежных сил обусловливает устойчивое существование только

мелких пузырей пены, что многократно увеличивает поверхность контакта фаз и

интенсифицирует процессы тепло- массообмена, чему также способствует

противоточное движение газа и жидкости. Примерный расход орошающей жидкости

составляет 0,2 л/м³газа.

Очищенные газы имеют температуру 40-50°С и относительную влажность,

близкую к 100%, поэтому для исключения образования конденсата на стенках

газохода, в дымососе и дымовой трубе и предотвращения коррозии в газоход между

эмульгатором и дымососом подается горячий воздух со второй ступени

воздухоподогревателя, который повышает температуру очищенных газов [33-36].

Примером успешного применения кольцевых эмульгаторов для очистки

дымовых газов ТЭС является проведенная в 2005-2009 годах замена мокрых

скрубберов Южноуральской ГРЭС на кольцевые эмульгаторы. В результате

эффективность золоулавливания поднялась до 99,5-99,7%.

Достоинствами эмульгаторов являются:

- высокая эффективность очистки дымовых газов (по результатам

анкетирования в диапазоне 98,3-99,5%);

- малые габариты;

- относительно невысокая стоимость (эмульгатор примерно в 2 раза дешевле,

чем ЭФ для одинаковых условий работы и эффективности очистки);

- высокая эффективность улавливания тонких частиц.

К недостаткам эмульгаторов относятся:

- невозможность получения сухой золы;

- чувствительность к изменению режимов работы котла;

- брызгоунос, приводящий к появлению коррозии и отложений в газоходах и

дымовой трубе;

- необходимость подогрева выходящих из эмульгатора дымовых газов;

- невозможность использования эмульгаторов при содержании СаО в золе

более 10%.

Электрофильтры

Наиболее эффективными отечественными золоуловителями на ТЭС являются

электрофильтры. Современные ЭФ по большей части используются крупными

котельными установками (от

300 МВт) и могут эксплуатироваться в широком

диапазоне давлений (под давлением или под разрежением) и пылевой нагрузки

(свыше 70 г/м³). Степень очистки газов от твердых частиц в ЭФ достигает 99-99,9%

при гидравлическом сопротивлении не более 200 Па.

Конструктивно электрофильтр (рисунок

2.19) состоит из корпуса

газораспределительных решеток 6, бункера 2 для сбора уловленной золы, ряда

плоских осадительных электродов 3, формирующих проходы для движения дымовых

газов. По центру каждого прохода расположены коронирующие электроды

питаемые постоянным током высокого напряжения. Они подвешиваются на опорно-

проходных изоляторах 5 и размещаются на равных расстояниях друг от друга (160-

200 мм по ходу газов) по осевой линии между осадительными электродами.

Осадительные электроды выполняются из пластин спецпрофиля, закрепляются на

балках подвеса и заземляются. Ширина межэлектродного промежутка (расстояние

между соседними осадительными электродами) H0 - 250-500 мм.

Рисунок 2.19 - Конструкция электрофильтра

Процесс улавливания пылевых частиц в любых электрофильтрах состоит из

трех последовательных стадий: зарядки взвешенных твердых частиц, осаждения

заряженных частиц на электродах и удаления осажденного материала в бункер.

Принцип работы ЭФ заключается в следующем. Запыленный газ движется в

каналах, образованных осадительными электродами, между которыми на

определенных расстояниях располагаются коронирующие электроды (рисунок 2.20).

Обычно ширина межэлектродного промежутка (расстояние между соседними

осадительными электродами) составляет 250-500 мм.

К коронирующим электродам подводится высокое напряжение отрицательной

полярности, а осадительные электроды заземляются. В зависимости от

межэлектродного расстояния и физико-химических свойств золы и дымового газа

величина напряжения составляет 30-100 кВ. При напряженности электрического поля

выше определенного значения Ек (так называемого критического значения)

происходит ионизация дымовых газов вблизи коронирующих электродов,

сопровождающаяся зажиганием коронного разряда. Коронный разряд не

распространяется на весь промежуток, а затухает по мере уменьшения

напряженности электрического поля в направлении осадительного электрода.

Рисунок 2.20 - Принцип работы электрофильтра

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 или

импульсного механизма происходит встряхивание электродов. Под действием силы

тяжести частицы золы падают в бункер, находящийся под осадительными

электродами, из которого зола транспортируется на склад или золоотвал.

При увеличении напряженности электрического поля выше Екр ток короны

увеличивается и эффективность золоулавливания возрастает. Однако, при

определенном значении Епр (пробойная напряженность) происходит дуговой либо

искровой пробой межэлектродного промежутка. Таким образом, при очистке дымовых

газов в ЭФ необходимо выполнение условия:

Екр < E < Eпр.

Применяемые в настоящее время на ТЭС электрофильтры имеют

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 и обычно составляет 3-5. Кроме разбиения ЭФ на

электрополя по длине, каждое электрополе часто делят на секции по ширине [34, 35].

ЭФ по конструкции делятся на несколько групп:

по направлению потока: горизонтальные и вертикальные;

по числу последовательно расположенных полей: на однополевые (n = 1) и

многополевые (n = 2 - 5);

по числу параллельно включенных аппаратов: на односекционные и

многосекционные (в основном 2; 4).

Вид двухсекционного трехпольного электрофильтра

представлен

на

рисунке 2.21.

Рисунок 2.21 - Двухсекционный трехпольный электрофильтр:

- корпус;

- газораспределительная решетка;

- осадительный электрод;

- механизм встряхивания осадительных электродов;

- коронирующий электрод;

6 - рама подвеса коронирующих электродов; 7 - механизм встряхивания коронирующих

электродов; 8 - привод встряхивания осадительных электродов; 9 - привод встряхивания

коронирующих электродов; 10 - токоподвод; 11 - вибратор; 12 - опора

Электрофильтры имеют следующие достоинства:

возможность получения уловленной золы в сухом виде;

низкое гидравлическое сопротивление (не более 0,4 кПа);

надежность работы и простота обслуживания;

возможность обработки больших объемов дымовых газов (до 1 000 000

м³/ч);

низкие эксплуатационные затраты.

Недостатками электрофильтров являются:

невысокая степень улавливания тонких частиц;

зависимость эффективности золоулавливания от УЭС золы;

возможность снижения эффективности работы при изменении состава угля.

В таблице

2.1

приведены технические характеристики некоторых

отечественных электрофильтров.

Т а б л и ц а 2.1 - Эффективность очистки дымовых газов ТЭС электрофильтрами

Объём

КПД (%) / выходная

Тип ЭФ,

Наименование объекта

дымовых газов,

запылённость

Н0, мм

м³/ч

(мг/м³)

Омская ТЭЦ-5

ЭГБМ, 350

612 000

99,83 /119

Краснокаменская ТЭЦ

ЭГБ1М, 400

256 000

99,70/37

Красноярская ТЭЦ-4

ЭГВ, 460

340 000

99,70/41

Котельная «КрасМаш»

ЭГАВ, 400

520 000

99,52/13

ТЭЦ «Вунг Анг», Вьетнам

ЭГАВ, 400

2 120 000

99,87/87

Ново-Иркутская ТЭЦ

ЭГВМ2-58-12-6-4

808 000

99,72/50

Рукавные фильтры для очистки дымовых газов

Принцип работы рукавных фильтров заключается в фильтрации запыленных

газов через пористую перегородку из фильтровальной ткани, изготовленной из тонких

нитей диаметром 100-300 мкм.

Рисунок 2.22 - Рукавный фильтр с импульсной регенерацией

При фильтрации через пористый материал твердые частицы с диаметром,

превышающим диаметр сквозных пор этого материала, задерживаются на его

поверхности, образуя слой уловленных частиц. В дальнейшем фильтрация газов

происходит и через этот слой, который может задерживать более мелкие частицы.

Уловленные частицы периодически удаляются с поверхности фильтрующего

материала продувкой очищенных дымовых газов через этот материал в обратном

направлении или путем механического воздействия на слой ударной волны воздуха

от специального импульсного источника. Соответственно, по способу удаления

пылевого слоя рукавные фильтры разделяют на фильтры с обратной продувкой

(ФРО) и фильтры с импульсной регенерацией (ФРИР). В ФРО, по сравнению с ФРИР,

меньше затраты на оборудование системы продувки и на рукава. Однако габариты

фильтров ФРО при очистке одинаковых объемов загрязненных газов значительно

превосходят габариты ФРИР. Поэтому в энергетике, где требуется очистка больших

объемов дымовых газов, как правило, применяются ФРИР (рисунок 2.22) [33-36].

Устройство и принцип действия одной камеры (секции) рукавного фильтра

показаны на рисунке 2.23. Фильтр выполняется в многокамерном исполнении. Число

рукавов в одной камере может составлять от нескольких десятков до 100 и более.

Рисунок 2.23 - Схема работы рукавного фильтра:

а) очистка газов; б) регенерация фильтра сжатым воздухом

Преимуществами рукавных фильтров по сравнению с другими

золоуловителями являются высокая степень очистки дымовых газов (концентрация

золы на выходе современных образцов не превышает 10-20 мг/м³) и независимость

эффективности очистки от удельного электрического сопротивления улавливаемой

золы.

К их недостаткам относятся высокие эксплуатационные затраты и повышенное

гидравлическое сопротивление (до 2000 Па). Несмотря на это, рукавные фильтры

являются основным типом золоуловителей, применяемых в зарубежных развитых

странах на ТЭС, поскольку обеспечивают концентрацию твердых частиц на выходе из

аппарата до 10 мг/м³.

В России рукавные фильтры установлены на двух ТЭС, сжигающих

экибастузский уголь: на Рефтинской ГРЭС и Омской ТЭЦ-5. На Рефтинской ГРЭС для

очистки дымовых газов энергоблоков № 4 и № 5 мощностью 300 МВт применяются

два рукавных фильтра фирмы «Альстом», 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 [35].

Опыт применения рукавных фильтров для улавливания высокоомной золы

высокозольных экибастузских углей представляет особый интерес для российских

ТЭС, что являтся основанием для включения данных золоуловителей в

информационно-технический справочник как НДТ.

Согласно оценкам, капитальные затраты на внедрение рукавных фильтров

несколько ниже, чем на внедрение электрофильтров. В то же время

эксплуатационные затраты больше, чем у электрофильтров, в связи с

необходимостью периодической замены фильтровальных катриджей (рукавов) и их

более высоким сопротивлением.

Двухступенчатые золоуловители

Наибольшей проблемой для энергоблоков угольных ТЭС является очистка

продуктов сгорания высокозольных углей и углей с неблагоприятными

электрофизическими свойствами золы (таких, как Экибастузский, Кузнецкий,

Нерюнгринский) от летучей золы до уровня технологических показателей. На

некоторых российских (Новочеркасская ГРЭС, Омские ТЭЦ-4 и 5) и зарубежных ТЭС

для снижения выбросов золы твердого топлива применяются двухступенчатые

золоуловители.

В качестве первой ступени обычно применяются батарейные циклоны, а второй

- электрофильтры. Это дает возможность предварительно удалить самые крупные

золовые частицы и продлить срок эксплуатации электрофильтра.

Комбинация мокрого скруббера с трубой Вентури в качестве первой ступени и

электрофильтра в качестве второй позволяет не только удалить самые крупные

фракции золы, но и организовать влажностное кондиционирование потока дымовых

газов перед электрофильтром. Это уменьшает электрическое сопротивление слоя

золы, осаждающейся на электродах электрофильтра, и увеличивает эффективность

улавливания высокоомной золы за счет снижения эффективности или

предотвращения образования обратной короны. Однако, опыт использования

мокрого скруббера с коагулятором Вентури перед электрофильтром, как правило,

приводил к коррозии электродов.

Более эффективной является технология двухступенчатой сухой

комбинированной золоочистки газов методом электростатического осаждения с

последующей фильтрацией. В первой ступени используется электрический фильтр,

который одновременно служит для зарядки частиц золы и предочистки. Вторая

ступень -- рукавный фильтр, для окончательной очистки дымовых газов (рисунок

2.24). Это позволяет интенсифицировать процессы очистки в обеих ступенях и

сократить габариты оборудования.

Достоинством данных комбинированных золоуловителей является экономия

средств на реконструкцию ранее установленных электрофильтров с внедрением

рукавных фильтров для достижения более жестких экологических нормативов (30- 50

мг/м³) путем сохранения существующей структуры (части полей, конструктивных

элементов).

Рисунок 2.24 - Принцип действия комбинированного двухступенчатого

золоуловителя (ЭФ+рукавные фильтры)

По сравнению с электрофильтрами, аппараты с комбинированной очисткой

позволяют значительно снизить выбросы тонких частиц, исключают проскок частиц и

их вторичный унос, эффективно улавливают золы с высоким удельным

электрическим сопротивлением (УЭС) и имеют меньшие габаритные размеры.

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

Кроме того, в таких комбинированных золоуловителях увеличивается срок

службы рукавов по сравнению с обычным рукавным фильтром и появляется

возможность отбора сухой золы по фракциям для ее дальнейшей коммерческой

утилизации.

Технология двухступенчатой очистки дымовых газов от золы твердого топлива

может быть особенно востребована при реконструкции действующих российских ТЭС

ввиду отсутствия необходимой площади для размещения электрофильтров

требуемых размеров, а также в случае, когда неблагоприятные электрофизические

свойства золы вынуждают устанавливать электрофильтры из большого количества

электрических полей.

2.1.3.2 Технологии, применяемые для снижения выбросов оксидов азота

Умеренный контролируемый недожог топлива

Сжигание топлива с малым избытком воздуха позволяет снизить как

термические, так и топливные оксиды азота, поэтому это мероприятие может быть

применено при сжигании любого вида органического топлива.

Суть данного малозатратного способа сжигания состоит в снижении

содержания кислорода в зоне активного горения за счет уменьшения количества

организованно подаваемого в топку котла воздуха до появления умеренного

недожога. Умеренным считается такой химический недожог, при котором фактическое

содержание СО в продуктах сгорания не превышает 200 мг/м³, которое необходимо

контролировать с помощью инструментальных средств непрерывных измерений.

Уменьшение ниже определенного критического уровня кр приводит к резкому

увеличению химического недожога топлива и возрастанию выбросов монооксида

углерода СО и бенз(а)пирена (рисунок 2.25).

Рисунок 2.25 - Снижение выхода оксидов азота в результате реализации

умеренного контролируемого недожога

Поэтому перед внедрением данного мероприятия обычно производят

уплотнение топки, поверку приборов и устранение перекосов в топливовоздушных

трактах. Для большинства отечественных пылеугольных котлов предельный

коэффициент избытка воздуха в горелках равен 1,15. При этом достигается снижение

выхода оксидов азота на 15-30%, а также некоторое увеличение КПД котла до 0,5%

за счет снижения потерь с уходящими газами [33, 37].

Нестехиометрическое сжигание

При нестехиометрическом сжигании в топочной камере организуются две

раздельные зоны горения

- восстановительная (с избытком воздуха

< 1) и

окислительная (с избытком воздуха более, чем на выходе из топки) при сохранении

традиционных избытков воздуха на выходе из топки. В этом случае в

восстановительной зоне происходит подавление образования термических и

топливных оксидов азота из-за недостатка кислорода, а в окислительной зоне

образование термических NOx сдерживается в результате снижения температуры

горения за счет больших избыточных объемов воздуха.

Нестехиометрическое сжигание топлива в топках котлов реализуется путем

разбаланса топливовоздушного соотношения в горелочных устройствах или по

ярусам горелок. Для этого осуществляется перераспределение подачи воздуха или

топлива по горелочным устройствам (рисунок 2.26). На практике существует большое

разнообразие возможных схем организации нестехиометрического сжигания, выбор

которых зависит от габаритов топки, типа и числа горелочных устройств [29].

Внедрение способа нестехиометрического сжигания твердого топлива

позволяет снизить выбросы оксидов азота на 20-35%. При соответствующей наладке

его установка на действующих котлах не приводит к ухудшению технико-

экономических показателей.

Преимуществами данного способа сжигания являются простота реализации на

действующих котлах, независимо от конструкций топочной камеры и горелочных

устройств без проведения их реконструкции и замены тягодутьевых машин, а также

отсутствие дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат.

Рисунок 2.26 - Примеры организации топливовоздушного разбаланса при

нестехиометрическом сжигании

а) за счет разбаланса воздуха; б) за счет разбаланса топлива

Двухступенчатое сжигание

Одним из наиболее эффективных и универсальных технологических

мероприятий, подавляющих эмиссию оксидов азота при сжигании всех видов топлива,

является двухступенчатое сжигание. При двухступенчатом сжигании через основные

горелки в топочную камеру подается топливо с недостатком воздуха (1), а

остальная (необходимая для полного сгорания топлива) часть воздуха подается

далее по факелу через специальные сопла, шлицы или отключенные по топливу

горелки верхних ярусов.

Уменьшение избытка воздуха на начальном участке факела обеспечивает

снижение выхода термических и топливных оксидов азота за счет недостатка

свободного кислорода. Во второй ступени подавление образования NOx происходит

вследствие низкого уровня максимальных температур в факеле на стадии дожигания.

Существует довольно много схем реализации двухступенчатого сжигания.

Простейшей из них является организация воздушного дутья над основными

горелками (рисунок

2.27). Реализация ступенчатого сжигания с установкой

дополнительных сопел вторичного дутья, как правило, не требует значительных

средств. Капитальные затраты сводятся к затратам на ограниченную реконструкцию

экранных панелей, установку сопел и подвод дополнительных коробов горячего

воздуха с регулирующими шиберами. Для этих же целей можно использовать и сопла

сбросного воздуха.

Рисунок 2.27 - Организация двухступенчатого сжигания с подачей воздуха над

основными горелками

При многоярусной компоновке горелок (Zяр ≥ 2) для воздушного дутья могут

использоваться все или несколько горелочных устройств верхнего яруса, которые

полностью отключаются по топливу. Такой способ характеризуется простотой и

отсутствием капитальных затрат на его реализацию. Однако, его можно реализовать

лишь при достаточном запасе по производительности горелочных устройств.

Реализация двухступенчатого сжигания на действующих котлах в большинстве

случаев сопровождается затягиванием процесса горения топлива и повышением

температуры продуктов сгорания на выходе из топочной камеры на 20-60^оС.

К настоящему времени накоплен большой опыт промышленного использования

двухступенчатого сжигания на различных котлах. В зависимости от вида сжигаемого

топлива, способа и условий реализации, снижение выбросов NOx для данного

внутритопочного мероприятия может достигать от

15-25% до

40-50% на

пылеугольных и до 60-75% - на газомазутных котлах [29, 33].

Двухступенчатое сжигание не рекомендуется внедрять на котлах СКД,

сжигающих сернистые топлива, в связи с интенсификацией высокотемпературной

сульфидной коррозии экранов НРЧ в зоне с недостатком воздуха (α 1).

Трехступенчатое сжигание

Для котлов сверхкритического давления (СКД), где двухступенчатое сжигание,

как правило, неприемлемо из-за возможности появления высокотемпературной

сульфидной коррозии экранных панелей НРЧ, возможно использование

трехступенчатого сжигания (за рубежом известно под названием Reburning

Technology). Оно может внедряться и на котлах ДКД.

При трехступенчатом сжигании основное количество топлива

(75-90%)

сжигается в нижней части топки (первая ступень) с пониженными избытками воздуха,

близкими к стехиометрическому значению I 1,0 (I = 1,0 - 1,03 - для газа и мазута и

I = 1,0 - 1,1 - для твердых топлив) (рисунок 2.28). Это подавляет образование

топливных и термических оксидов азота в данной зоне.

Рисунок 2.28 - Схема реализациии трехступенчатого сжигания

Практическая реализация метода трехступенчатого сжигания возможна лишь

при наличии нескольких ярусов горелок в топках котлов как с твердым, так и с жидким

шлакооудалением. Для усиления эффективности снижения выбросов оксидов азота

и уменьшения недожога топлива на пылеугольных котлах при реализации

трехступенчатого сжигания во вторую (восстановительную) ступень вместо твердого

топлива подается природный газ в количестве 10-25% по теплу.

Организация трехступенчатого сжигания твердого топлива обеспечивает

снижение выбросов оксидов азота на 40-60%.

Затраты на реализацию классической

схемы являются

довольно

значительными. Поэтому, кроме классической, в ряде случаев используются

упрощенные схемы трехступенчатого сжигания, появление которых было вызвано

стремлением к уменьшению объема реконструкции. Такие схемы внедрены на котле

ПК-24 Иркутской ТЭЦ-10 при сжигании азейского бурого угля, на котле ТП-230

Ступинской ТЭЦ-17 Мосэнерго, сжигающем подмосковный бурый уголь с ТШУ [29, 34].

При внедрении упрощенной схемы достигается снижение выбросов NOx

примерно в 1,5 раза. Затраты на реализацию незначительно превосходят обычные

затраты на проведение капитального ремонта котла.

Рециркуляция продуктов сгорания в зону горения

Рециркуляция дымовых газов

- это возврат части продуктов сгорания,

отбираемых за водяным экономайзером, обратно в топочную камеру. Это

обеспечивает снижение температуры факела и выравнивание температурных полей.

В результате происходит подавление образования термических оксидов азота.

Выход же топливных NOx снижается незначительно, только благодаря снижению

действующих концентраций.

Максимальный эффект достигается при вводе продуктов сгорания вместе с

воздухом или по отдельным каналам горелок. При сжигании твердых топлив ввод

газов рециркуляции в количестве 10-15% снижает выход оксидов азота на 10-20% в

топках с ТШУ и до

30% в топках с ЖШУ. Дальнейшее повышение степени

рециркуляции приводит к незначительному дополнительному снижению выхода NOx

при одновременном ухудшении экономичности установки и возрастанию потерь с

химическим недожогом.

Малоэмиссионные горелки

Применение современных малоэмиссионных горелок позволяет существенно

снизить выход оксидов азота при одновременном повышении эффективности

использования органического топлива. Применение современных конструкций

горелочных устройств дает возможность осуществить комплекс технических решений,

обеспечивающих подавление образования, а в отдельных случаях

- и

восстановление уже образовавшихся оксидов азота.

Уменьшение образования оксидов азота достигается снижением

максимальных температур в ядре горения и организацией ступенчатого сжигания

топлива. Это обеспечивается сжиганием топлива при минимально возможной доле

первичного воздуха, торможением подмешивания богатого кислородом вторичного

воздуха, интенсификацией тепло- и массообмена между факелом и топочными

газами.

В настоящее время разработано большое число разнообразных конструкций

вихревых и прямоточных горелок, обеспечивающих значительное снижение выбросов

NOx. При этом снижение выбросов оксидов азота составляет 30-50% [33-35].

Установки азотоочистки по технологии селективного некаталитического

восстановления оксидов азота аммиаком (СНКВ)

Технология селективного некаталитического восстановления оксидов азота

(СНКВ) нашла широкое применение в мировой практике как эффективный путь

ограничения выбросов оксидов азота NOx и потому была включена в европейский

справочник (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion

Plants) в качестве одной из НДТ. Технология СНКВ относится ко вторичным

мероприятиям, реализующим удаление загрязняющих веществ из продуктов сгорания

после завершения процесса сгорания топлива.

Первые установки по очистке дымовых газов от оксидов азота по технологии

селективного некаталитического восстановления оксидов азота аммиаком (СНКВ)

были введены в эксплуатацию в 1984 году на двух энергетических котлах ТП-87, ст.

№ 7, № 8 Тольяттинской ТЭЦ [38].

На основе опыта, полученного на котлах ТП-87, в 2011 году была разработана

и внедрена полномасштабная установка СНКВ на энергоблоке № 3 мощностью 330

МВт Каширской ГРЭС. В качестве восстановителя в этой установке вместо аммиачной

воды был использован карбамид. Применение карбамида (не является токсичным

соединением), по сравнению с аммиаком, существенно снижает стоимость

сооружения установки СНКВ и позволило решить ряд серьезных проблем, связанных

с размещением на территории объекта аммиачного хозяйства, повысить надежность и

безопасность эксплуатации установки СНКВ. Эксперименты, проведенные в процессе

пусконаладочных работ, показали перспективность применения технологии на

пылеугольных котлах большой мощности. Эффективность улавливания оксидов

азота в данной установке при номинальной нагрузке котла составила 51% [39].

По своему назначению оборудование СНКВ-установки разделено на три

основных технологических узла:

узел хранения реагента;

узел приготовления восстановительной смеси;

узел раздачи восстановительной смеси по сечению котла (при

проектировании установки могут быть разработаны, в зависимости от условий,

различные варианты ввода смеси в дымовые газы).

Концептуально технологическая схема установки СНКВ приведена на рисунке

2.29.

Рисунок 2.29 - Принципиальная схема установки СНКВ с применением карбамида:

1 - бункер хранения карбамида; 2 - бак приготовления раствора карбамида; 3 - бак

расходный; 4 - питатель винтовой; 5 - смеситель; 6 - насос перекачивающий; 7 - насос-

дозатор; 8 - устройство для распределения восстановительной смеси в дымовых газах котла

при температуре 900÷1100°С; 9 - шибер отсечной

Разработанная технология пригодна для всех видов топлив. В отличие от

топочных технологий, установки СНКВ могут быть полностью автоматизированы, что

позволяет обеспечить заданный выброс NOx даже при нештатном режиме

эксплуатации котла. Использование технологии СНКВ не осложняется выбросами

других загрязняющих веществ (закись азота, окись углерода, бенз(а)пирен), что

характерно для целого ряда топочных технологий.

Вместе с тем, чрезмерное количество реагента может вызвать проскок аммиака

NH3 с дымовыми газами, который относится к 4-му классу опасности. Кроме того, не

полностью прореагировавший аммиак при сжигании сернистых топлив может

вступать в реакцию с присутствующим в продуктах сгорания сернистым ангидридом

SO3 с образованием бисульфата (гидросульфата) аммония NH4HSO4 и сульфата

аммония (NH4)2SO4, которые в виде стекловидной массы могут откладываться на

низкотемпературных конвективных поверхностях нагрева.

На практике оптимальное значение подаваемого аммиака контролируется при

условии, что проскок аммиака не превышает 10-15 мг/м³[38, 39].

Применимость и эффективность СНКВ могут быть ограничены в случае котлов

с переменной нагрузкой или с переменным качеством топлива. Для решения этой

проблемы может применяться использование нескольких уровней впрыска реагента.

Разработанные технологические решения по применению технологии СНКВ на

энергетических котлах позволили:

обеспечить эффективность очистки дымовых газов от оксидов азота 40-

60% в широком интервале паровых нагрузок котла;

оптимизировать технологическую схему установки, которая может быть

использована при проектировании установок СНКВ для большинства типов котлов;

спроектировать и опробовать несколько типов конструкций устройств для

раздачи восстановительной смеси в оптимальной температурной зоне (900-1100^оС),

обеспечивающих заданное распределение реагента по сечению;

определить экономические показатели и удельные затраты установки

СНКВ при их реализации на действующих пылеугольных котлах (таблица 2.3).

Т а б л и ц а 2.3 - Экономические показатели и удельные затраты установки СНКВ при их

реализации на действующих пылеугольных котлах

олнительные

плуатационные

раты, коп./кВт·ч

Данный метод целесообразно применять в совокупности с другими

технологическими мероприятиями, направленными на снижение образования

оксидов азота, тогда эффективность очистки газов от NOx может достигать 85%.

2.1.3.3 Технологии, применяемые для снижения выбросов оксидов серы

При сжигании сернистых углей мокрые золоуловители могут применяться не

только для очистки дымовых газов от мелкодисперсной золы, но и как аппараты

сероочистки без значительных капитальных затрат. В этом случае в качестве воды

для орошения дымовых газов используют частично осветленную щелочную воду из

бака-выщелачивателя (рисунок

2.30, а), что позволяет обеспечить степень

улавливания диоксида серы SO2 до 30% [29].

Применение скруббера Вентури по двойному щелочному способу позволяет

повысить эффективность связывания SO2 до 50%. Для этого в качестве сорбента

используется смесь щелочных соединений золы с добавкой реагента (раствор

гашеной извести). С этой целью скруббер оснащается специальными форсунками для

подачи раствора сорбента и брызгоуловителем на выходе (рисунок 2.30, б).

а)

б)

Рисунок 2.30 а, б - Реализация серочистки дымовых газов в мокрых скрубберах

Вентури

При совмещении процессов золо- и сероулавливания в одном скруббере

эффективность улавливания летучей золы повышается не менее, чем до 98%.

Стоимость реконструкции действующих скрубберов существенно ниже любых

применяемых технологий сероочистки при сопоставимой эффективности

сероулавливания. Способ применим при невысокой концентрации твердых частиц в

дымовых газах [33, 34].

Аналогичным образом для сероочистки дымовых газов могут использоваться

батарейные и кольцевые эмульгаторы. При прочих равных условиях степень

сероочистки в кольцевых эмульгаторах будет несколько выше, чем в батарейных, за

счет фильтрации газов через больший объем вспененной золопульпы [51].

Степень серочистки газов в мокрых золоуловителях возрастает с увеличениеми

содержания СаО в составе золы.

2.1.4 Обращение с золошлаками

Основная функция систем золошлакоудаления угольных ТЭС - надежное

удаление из котельной установки твердой негорючей части твердого топлива -

золошлаков. В зависимости от выбора способа конечного удаления золошлаков в

функцию системы может входить отпуск золошлаков внешним потребителям при их

наличии и/или хранение невостребованной части золошлаков с учетом требований

экологической и промышленной безопасности [36].

К системам золошлакоудаления предъявляются следующие 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 из-под

котлов, измельчение, транспортировку в пределах котельных отделений и передачу

его в узел внешнего золошлакоудаления или в места временного накопления шлака;

участок внутреннего золоудаления - выполняет функцию отбора золы от

золоуловителей и ее транспортировку в узел внешнего золошлакоудаления или в

места временного накопления золы;

участок временного накопления шлака, который может включать

накопители шлака и оборудование для его отгрузки потребителям или в места

постоянного хранения;

участки временного накопления и отгрузки сухой золы потребителям;

участки внешнего транспорта золы и шлака до мест постоянного хранения

или захоронения;

золошлакохранилища - сооружения для хранения невостребованной части

золы и шлаков совместно или по отдельности;

участки отгрузки золошлаков с золошлакохранилищ.

На каждой конкретной ТЭС состав системы обращения с золошлаками

определяется местными условиями, объемами образования и свойствами

золошлаков, потребностями в отгрузке золошлаков или их отдельных компонентов

внешним потребителям.

На

российких ТЭС применяются механичесие, 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 золошаков или их отдельных фракций

для утилизации сторонними организациями;

климатическими условиями мест для размещения ЗШХ, их удаленностью от

промплощадки ТЭС и рельефом местности для транспорта невостребованной части

золошлаков на ЗШХ;

требованиями по надежности и экономичности работы системы ЗШУ.

Наиболее распространенной на российских угольных ТЭС являются системы

ЗШУ совместного внешнего удаления золы и шлака с оборотным водоснабжением и

отгрузкой ЗШО из карт ЗШХ в автомобильный и/или железнодорожный транспорт,

блок-схема которой представлена на рисунке 2.31 [36].

Рисунок 2.31 - Блок-схема традиционной системы ГЗУ ТЭС при совместном

транспортировании золы и шлака на ЗШХ и отгрузке ЗШО из карт ЗШХ

автомобильным и ж/д транспортом

На некоторых ТЭС эксплуатируются системы ГЗУ с раздельным удалением,

складированием и отгрузкой золы и шлака (рисунок 2.32). В таком случае на

оперативном шлакохранилище создаются узлы отгрузки шлака, а также могут

размещаться установки по обезвоживанию шлака и насосная станция возврата

осветленной воды в случае необходимости. Оперативные шлакохранилища могут

располагаться как на промплощадке ТЭС, так и за ее пределами.

Чисто пневматические системы ЗШУ на российских ТЭС не применяются.

Рисунок 2.32 - Блок-схема системы ГЗУ с раздельным удалением, складированием

и отгрузкой золы и шлака

Пневмогидравлические (комбинированные) системы ЗШУ чаще всего

применяются на ТЭС, оснащенных сухими золоуловителями. В 70-х годах XX века

преимущественно на блочных ТЭС России было начато сооружение установок по

отгрузке сухой золы (УОСЗ) потребителям. Нормами технологического

проектирования ВНТП-81 на ТЭС с сухими золоуловителями предусматривается

внутристанционное

пневмогидравлическое

золоудаление:

зола

из-под

золоуловителей собирается пневмосистемами в промежуточный бункер и далее

транспортируется в УОСЗ по пневмозолопроводам (ПЗП) или, при отсутствии

потребителей сухой золы, подается по каналам ГЗУ в насосную станцию, откуда

совместно со шлаком в виде пульпы транспортируется на ЗШХ. Потребителям сухая

зола может отгружаться непосредственно из промежуточных бункеров и/или со

склада сухой золы. При этом на ЗШХ также могут сооружаться узлы отгрузки

гидратированных ЗШС потребителям.

Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой

золы из УОСЗ и ЗШС из ЗШХ представлена на рисунке 2.33 [40].

Открытые каналы

Рисунок 2.33 - Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой

потребителям сухой золы из УОСЗ и ЗШС из ЗШХ

Внутреннее шлакоудаление

В настоящее время на российских угольных ТЭС в пылеугольных

энергетических котлах применяются гидравлические системы внутреннего

шлакоудаления. При использовании гидравлического шлакоудаления шлак из котла

поступает в дробилки, где он измельчается, и дробленый шлак сбрасывается в

самотечные каналы с побудительными соплами и в виде шлаковой пульпы подается

в багерную насосную станцию. На энергоблоке № 1 Березовской ГРЭС применяется

полувлажная технология шлакоудаления, в которой для транспортировки шлака

используется лотковый скребковый транспортер с водяной ванной. В малых

котельных используются механические системы ЗШУ.

Внутреннее золоудаление

В качестве установок внутреннего транспорта золы в российской энергетике

используются:

установки гидротранспорта;

самотечные установки;

аэрожелоба;

вакуумные установки;

низконапорные установки со струйными насосами;

высоконапорные установки с пневмовинтовыми и пневмокамерными

насосами;

двухступенчатые пневмотранспортные установки.

Установки

внутреннего

гидротранспорта

золошлаков

включают

золосмывные аппараты (ЗСА, «чайники») под бункерами золоуловителей или

промбункерами и каналы с побудительными соплами, которые предназначены для

транспортировки золовой пульпы (или совместного золовой и шлаковой пульпы) в

приемную емкость багерной насосной станции. Эта технология применяется на

российских ТЭС наиболее широко.

Самотечные установки сбора и отгрузки сухой золы применяются для

отгрузки сухой золы в транспортные средства непосредственно в зольных

помещениях ТЭС из промбункеров под золоуловителями, если это возможно по

условиям компоновки золоуловителей. Известен опыт эксплуатации таких установок

с отгрузкой в автоцементовозы и/или в железнодорожные хопперы

производительностью до 300 тысяч тонн сухой золы в год. Такие установки, как

правило, ограничены по максимальной производительности, но могут обеспечить

отгрузку сухой золы потребителям в объеме до 100% от общего выхода и могут быть

частью системы ПЗУ в случае их экономической целесообразности.

Аэрожелоба, применяемые для подачи золы из бункеров золоуловителей в

промбункера, представляют собой низконапорные устройства для транспортировки

сухой золы в псевдоожиженном состоянии 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 транспортировки 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 транспортировки - не более 300 м;

необходимость периодических переключений в связи с режимом работы

вакуумных насадок по жестко соблюдаемым циклограммам «заполнение-

опорожнение бункеров» при практическом отсутствии автоматизации, что влечет за

собой неоправданное увеличение численности обслуживающего персонала и

снижает надежность работы вакуумных систем ПЗУ в связи с возрастанием роли

человеческого фактора;

небольшое число опорожняемых бункеров золоуловителей или

оборудование установки вакуумного пневмотранспорта предвключенной системой

для подачи золы от бункеров золоуловителей в приемный бункер вакуумной

пневмотранспортной установки;

большинство вакуумных схем пневмотранспорта золы, в соответствии с

рекомендациями Уралэнергочермета, работает с накоплением золы в осадительной

камере и со срывом вакуума для ее разгрузки. Это снижает возможную

производительность систем ПЗУ в

2-4 раза. Применяемые для очистки

отработанного воздуха осадительные станции не обеспечивают необходимый

уровень очистки, что является причиной интенсификации абразивного износа

эжекторов и вакуум-насосов.

Низконапорные установки ПЗУ со струйными насосами (ПСН) применяются

для эвакуации золы от бункеров золоуловителей до промбункеров в двухступенчатых

схемах внутреннего пневмотранспорта золы. Каждая установка удаляет золу из

одного бункера сухого золоуловителя. Это связано с тем, что одна установка со

сбором золы от нескольких бункеров работает неустойчиво или с неоправданно

большими энергозатратами. Эти установки просты в изготовлении и монтаже, имеют

удовлетворительные надежность и межремонтные сроки эксплуатации, просты в

ремонте.

Для пневмотранспорта золы от промбункеров до силосных складов

используются более производительные низконапорные пневмотранспортные

установки с ПСН (при приведенной дальности транспортирования до 400 м и

производительности до 20 т золы в час) или высоконапорные пневмотранспортные

установки с пневмовинтовыми (ПВН) или пневмокамерными насосами (ПКН).

Высоконапорные установки с ПВН используются для пневмотранспорта золы

от промбункеров до силосных складов и от силосных складов до потребителей сухой

золы. Максимальная приведенная дальность транспортирования ― до 1000 м с

производительностью до 40 т золы в час.

Основные недостатки:

отсутствие автоматического регулирования производительности;

максимальная приведенная дальность транспортирования - до 1000 м;

повышенные финансовые и временные затраты на восстановление

эксплуатационной пригодности ПВН вследствие необходимости выполнения их

ремонтов из-за абразивного износа деталей шнекового питателя, уплотнений и

смесительной камеры ПВН.

Высоконапорные установки с ПКН применяются для пневмотранспорта золы:

от бункеров сухих золоуловителей до силосных складов;

от промбункеров до силосных складов в двухступенчатых схемах

внутреннего пневмотранспорта золы;

от силосных складов до потребителей сухой золы. Максимальная

приведенная дальность транспортирования ― до 1000 м с производительностью до

100 т золы в час.

Возможная приведенная дальность транспортирования

― до 3000 м. В

установках с ПКН удельные энергозатраты на пневмотранспорт золы при прочих

равных условиях ниже примерно на 25-30% по сравнению с установками с ПВН.

Производительность ПКН практически не снижается из-за абразивного износа в

процессе эксплуатации: вследствие отсутствия вращающихся или трущихся с

большим усилием о золу деталей, в отличие от ПВН, производительность которых

существенно зависит от изменения геометрических размеров шнека и гильзы

питателя в результате абразивного износа.

Двухступенчатые

пневмотранспортные

установки

внутреннего

золоудаления. Комбинация самотечных установок, аэрожелобов или низконапорных

пневмотранспортных установок с ПСН или ПКН и высоконапорных установок с ПВН

или ПКН в двухступенчатых схемах внутреннего транспорта золы на ТЭС России

встречается наиболее часто, так как большинство систем ЗШУ ТЭС с УОСЗ являются

пневмогидравлическими, в которых зола из электрофильтров поступает в

промбункера и далее она второй ступенью пневмотранспортной установки подается

в УОСЗ или в ЗСА установки ГЗУ.

Основные достоинства двухступенчатых пневмотранспортных установок:

самотечные установки или низконапорные пневмотранспортные установки

с ПСН обеспечивают надежную эвакуацию сухой золы из золоуловителей в

промбункера по трассе любой конфигурации и нечувствительны к изменению

влажности транспортирующего воздуха, что очень важно при перемещении

высококальциевых зол;

достаточно длительный межремонтный срок эксплуатации самотечных

установок и низконапорных пневмотранспортных установок и возможность

восстановления их работоспособности без остановки котлоагрегатов в случае отказа

отдельных их элементов;

низкая стоимость в сравнении с высоконапорными самотечными

установками, аэрожелобами и низконапорными пневмотранспортными установками с

ПСН и ПКН и относительно низкие эксплуатационные затраты;

обеспечение транспортирования сухой золы от промбункеров до силосных

складов на расстояние до 3000 м при применении высоконапорных ПКН;

оптимальные энергозатраты на пневмотранспорт золы во второй ступени

за счет возможности обеспечения работы высоконапорных установок с ПКН в

режимах с максимальной золовой загрузкой.

Основной недостаток - необходимость очистки транспортирующего воздуха из

промбункеров.

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.

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 могут быть подвержены абразивному и коррозионному

износу;

при высоком содержании в золошлаках соединений кальция

производительность установок ГЗУ может снижаться вследствие образования

твердых отложений в золошлакопроводах и трубопроводах возврата осветленной

воды.

Вакуумные, низко- и высоконапорные пневмотранспортные установки

применяются для отгрузки сухой золы на собственное производство товарной

продукции

и/или

сторонним

потребителям.

Решение о применении

пневмотранспортных

установок принимается в зависимости от приведенной

дальности транспортировки и требуемой производительности установок с

использованием методических указаний [36, 40].

Автотранспорт эффективен, когда прокладка гидрозолошлакопроводов

невозможна или гидравлическое сопротивление пульпопроводов слишком велико из-

за необходимости транспортирования золошлаков на большие расстояния. Вывоз

сухой золы, увлажненной до 25% по массе, осуществляется автосамосвалами на

ЗШХ, где послойно укладывается с уплотнением дорожно-строительной техникой или

без него. На Абаканской ТЭЦ имеется опыт доставки высококальциевой золы

автобетоносмесителями в виде пульпы высокой концентрации с водозольным

отношением 0,5-0,8, которая выливалась в подготовленные карты золоотвала. Также

применяется технология вывоза автотранспортом обезвоженных золошлаков из

осушенной секции ГЗО в новый сухой отвал, на котором они послойно укладываются,

с уплотнением дорожно-строительной техникой. Автотранспортировка золошлаков

широко применяется за рубежом.

Конвейерный транспорт широко используется на ТЭС стран - членов ЕС и

других государств ОЭСР. В России опыт применения таких систем небольшой -

Рефтинская ГРЭС. 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.

Золошлакохранилища

Золошлакохранилища (ЗШХ) предназначены для длительного размещения

невостребованной потребителями части золы и шлака. Золошлаки складируют в виде

пульпы в поверхностных гидрозолошлакоотвалах (ГЗО) или сухих хранилищах. В

качестве ЗШХ могут также использоваться отработанные шахтные и карьерные

выработки, овраги. В российской энергетике наибольшее применение нашли

поверхностные ГЗО.

Складирование высококальциевой золы в виде пульпы высокой концентрации

впервые было осуществлено на Абаканской ТЭЦ. Укладка пульпы производилась

автобетоносмесителями. Плотность образующегося зольного камня изменялась от

1400 кг/м³до 1850 кг/м³, прочность при сжатии - от 2,0 до 4,5 МПа, а коэффициент

фильтрации

10^-6-10^-7 см/сут. Широкого распространения эта технология

складирования не получила.

При применении сухих методов внутреннего и внешнего золошлакоудаления

возможно складирование золошлаков на сухих золоотвалах. В качестве преимуществ

такого метода долговременного хранения золошлаков отмечают возможность более

высокой плотности укладки и, соответственно, сокращения площадей ЗШХ; снижение

водопотребления на ТЭС, снижение рисков загрязнения грунтовых вод. В то же время

применение такой технологии требует использования специального оборудования

для увлаждения, укладки, уплотнения ЗШО. Впервые в России был осуществлен

проект модернизации системы ЗШУ с внешним конвейерным транспортом золы и

сухим золоотвалом на Рефтинской ГРЭС с выходом золы до 6 млн т/год, блок-схема

которой представлена на рисунке 2.34.

Рисунок 2.34 - Блок-схема системы отгрузки, транспортирования и складирования

невостребованной части сухой золы на сухом золохранилище и шлака на

гидрошлакоотвале Рефтинской ГРЭС.

2.2

Методология определения технологических показателей выбросов

загрязняющих веществ при сжигании твердого топлива

В данном подразделе описана методология определения технологических

показателей выбросов маркерных ЗВ в атмосферу при сжигании топлива в целях

производства энергии на КТЭУ. В соответствии с методическими указаниями,

определение технологических показателей выбросов проводится в пять этапов.

Этап 1 Сбор исходных данных (анкетирование)

В процессе анкетирования действующего на ТЭС оборудования собиралась

следующая информация:

тип энергетической установки и применяемой технологии сжигания

(водогрейные котлы, паровые котлы с ТШУ, паровые котлы с ЖШУ, котлы с ЦКС, ГТУ

открытого цикла, ГТУ в составе ПГУ и др.), марка и завод-производитель КТЭУ;

характеристика установленной мощности КТЭУ (электрическая, тепловая

мощность, паропроизводительность, входная тепловая мощность, потребление

условного топлива при номинальной нагрузке);

год ввода КТЭУ в эксплуатацию;

вид используемого топлива (газ, угли: бурые, каменные, антрациты, мазут,

характеристики топлив (низшая теплота сгорания, для углей и нефтетоплив

содержание золы, серы, азота);

среднегодовое число часов работы;

сведения о применяемых методах снижения выбросов по каждому

маркерному загрязняющему веществу;

тип, марка, завод-производитель, год ввода в эксплуатацию и

среднегодовая эффективность пылегазоочистного оборудования;

максимальное значение показателей выбросов загрязняющих веществ на

номинальной нагрузке.

Собранные данные проверялись на полноту и достоверность.

Этап 2 Определение фактических диапазонов выбросов загрязняющих

веществ в зависимости от вида топлива, мощности, типа ГОУ и сроков ввода в

эксплуатацию

На втором этапе анализировалась зависимость выбросов загрязняющих

веществ от:

типа энергетической установки (котел, ГТУ) и технологии сжигания;

сроков ввода КТЭУ и ПГОУ в эксплуатацию;

входной тепловой мощности оборудования;

характеристик топлива;

типа и эффективности ПГОУ;

применения различных технологий снижения выбросов ЗВ.

По результатам анализа КТЭУ были объединены в группы по видам топлива,

технологиям сжигания топлива и очистки дымовых газов. Кроме того, при наличии

существенных зависимостей выбросов от других параметров (мощность котлов,

характеристики топлив) группы КТЭУ дополнительно разбивались на подгруппы.

Этап 3 Актуализация перечня НДТ

На третьем этапе проводилась актуализация перечня НДТ на основе данных,

полученных в результате анкетирования, с целью:

исключения технологий, не соответствующих установленным Федеральным

законом от 10 января 2002 года № 7 ФЗ «Об охране окружающей среды» (с

изменениями на 26 марта 2022 года) критериям НДТ;

исключения устаревших или не подтвердивших на практике свою

эффективность технологий, а также ставших недоступными для внедрения;

расширения перечня НДТ на основании данных о положительном опыте

внедрения перспективных технологий;

анализа соотношения локализованных и импортных НДТ.

Этап

4 Обоснование достижимых диапазонов технологических

показателей выбросов загрязняющих веществ для КТЭУ при внедрении

рекомендуемых НДТ

На четвертом этапе для каждой группы КТЭУ уточнялись диапазоны

достижимых значений технологических показателей выбросов ЗВ в результате

внедрения одной или совокупности НДТ из установленного перечня НДТ и сравнение

их с нормативами удельных выбросов загрязняющих веществ, установленных ГОСТ

Р 50831-95.

Этап

5 Определение значений технологических показателей НДТ

выбросов загрязняющих веществ для различных групп КТЭУ

Все действующее оборудование разделялось на возрастные группы в

зависимости от срока ввода в эксплуатацию. При этом под термин «оборудование»

принимался «котел» или «ГТУ» для технологических показателей выбросов SO2 (в

случае отсутствия сероочистки), NOX и СО; «золоуловитель» для технологических

показателей выбросов золы твердого топлива и «установка сероочистки» (при

наличии) для технологических показателей выбросов диоксида серы. Для

двухкорпусных котлов в составе дубль-блоков технологические показатели выбросов

маркерных ЗВ устанавливаются на каждый отдельный корпус.

Для каждого маркерного загрязняющего вещества в качестве значения

технологического показателя выброса для разных групп оборудования, действующих

КТЭУ принимается максимальное значение выброса этого вещества, которое

обеспечивается 70% действующего оборудования соответствующей группы.

Такой подход позволяет одновременно обеспечить стимулы к

технологическому обновлению установленного оборудования ТЭС и, в то же время,

поэтапность и планомерность этого обновления.

В качестве значения технологического показателя выброса каждого маркерного

загрязняющего вещества для разных групп оборудования новых КТЭУ принималось

максимальное значение выброса маркерного вещества, которое обеспечивается 30%

действующего оборудования соответствующей группы.

Этот уровень следует считать наилучшим, достигнутым к настоящему времени

достаточно большим числом объектов, применяющих наиболее технологически

совершенное генерирующее оборудование, что обеспечивает достижимость этого

уровня новыми (проектируемыми и строящимися) КТЭУ.

При определении технологических показателей выбросов загрязняющих

веществ для угольных котлов были учтены следующие обстоятельства:

технологические показатели выбросов золы устанавливливались в

зависимости от зольности топлива и эффективности НДТ золоулавливания вне

зависимости от тепловой мощности КТЭУ;

технологические показатели выбросов диоксида серы определялись в

зависимости от содержания серы в топливе, вне зависимости от тепловой мощности

КТЭУ;

технологические показатели выбросов оксидов азота и оксида углерода

устанавливались в зависимости от типа КТЭУ (котлы, ГТУ), вида углей (бурые,

каменные) и типа шлакоудаления (ТШУ, ЖШУ) при сжигании твердых топлив.

2.3

Текущие уровни выбросов ЗВ в окружающую среду при сжигании

твердого топлива

Для определения текущего негативного воздействия ТЭС на окружающую

среду было проведено анкетирования ТЭС с целью сбора реальной информации о

топливосжигающем и пылегазоочистном оборудовании, а также выбросах

загрязняющих веществ. Далее была проведена оценка достоверности данных и

исключены неполные и очевидно недостоверные записи.

На втором этапе, по итогам анкетирования ТЭС, была сформирована сводная

база данных характеристик сжигаемого топлива, технических и экологических

характеристик КТЭУ и примененных технологий сжигания и снижения выбросов ЗВ.

Полученные данные были классифицированы по видам сжигаемого топлива

(угли, природный газ, мазут) и входной тепловой мощности (паропроизводительности)

КТЭУ. Далее анкетные данные по срокам ввода оборудования в эксплуатацию (или

срокам проведения реконструкции/модернизации) были классифицированы по двум

возрастным группам: оборудование, введенное в эксплуатацию до 31.12.2000, и

оборудование, введенное в эксплуатацию с 01.01.2001.

В первую возрастную группу (до 31.12.2000) вошли «старые» котельные

установки со сроком эксплуатации от 22 до 70 лет, многие из которых планируется

вывести из эксплуатации ввиду выработки рабочего ресурса. Проектирование данной

группы котельных установок проводилось до введения ГОСТ Р

50831-95 без

реализации в их конструкциях эффективных воздухоохранных технологий. Поэтому

модернизация таких котельных установок с целью достижения современного уровня

выбросов ЗВ не всегда оправдана по техническим и экономическим причинам и имеет

смысл только за счет внедрения малозатратных и быстро реализуемых мероприятий.

Вторая возрастная группа оборудования (с 01.01.2001) состоит из КТЭУ, при

проектировании которых уже был реализован ряд воздухоохранных технологий

(технологические мероприятия, направленные на снижение выхода оксидов азота, и

современные золоуловители) и их экологические показатели были ориентированы на

нормативы удельных выбросов ГОСТ Р 50831-95.

Для котельных установок, сжигающих твердое топливо, маркерными

загрязняющими веществами являются оксиды азота (диоксид азота NO2 и оксид азота

NO в пересчете на NO2), двуокись серы (SO2), монооксид углерода СО и зола твердого

топлива (см. Приложение Б). Содержание данных ЗВ в продуктах сгорания топлива

характеризует экологичность процессов сжигания.

При анкетировании были получены данные по 357 угольным котлам, из них

введеных в эксплуатацию: до 31.12.2000 - 345 котлов и с 01.01.2001 - 12 котлов.

Обработка анкетных данных показала следующее.

Монооксид углерода СО. Выбросы СО для разных котлов в зависимости от

сроков их ввода в эксплуатацию приведены на рисунке 2.35.

CO, мг/м3

500

450

Уголь

400

350

300

250

200

150

100

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

Рисунок 2.35 - Максимальная концентрация СО в уходящих газах котлов на

номинальной нагрузке в зависимости от сроков ввода в эксплуатацию

Максимальное значение концентраций оксидов углерода в дымовых газах

котельных установок, сжигающих твердое топливо, на рабочих режимах, как правило,

не превышает 200-250 мг/м³. При этом среднее значение концентрации СО для

«старых» котлов составляет 130 мг/м³, а для «новых» котлов (со сроком ввода в

эксплуатацию с 01.01.2001) - 81 мг/м3. Доля котлов, выбросы СО на которых

превышают средние значения, составило всего 12%.

Относительно высокие значения ТП выбросов СО (300-400 мг/м³) в ИТС 38-

2017 и в ГОСТ Р 50831-95 были установлены в связи с масштабным внедрением на

действующих котлах внутритопочных мероприятий по снижению выбросов оксидов

азота, которые сопровождались повышенным химическим и механическим недожогом

топлива. В настоящее время содержание СО в уходящих газах при сжигании

различных топлив редко превышает

300 мг/м³ (рисунок

2.35) и уже сейчас

соответствует требованиям ГОСТ Р 50831-95: 300 мг/м³- при сжигании углей в топках

с ЖШУ и 400 мг/м³- при сжигании углей в топках с ТШУ.

Оксиды азота. Основную долю оксидов азота при сжигании твердых топлив в

топочных устройствах с твердым шлакоудалением составляют топливные оксиды

азота, образующиеся в зоне горения за счет окисления материнского азота топлива.

В топках с жидким шлакоудалением из-за повышенных температур продуктов

сгорания, дополнительно к топливным, образуются также термические оксиды азота.

При этом суммарный выход NOx зависит как от технологии сжигания (тип горелочных

устройств, их компоновка и расположение), так и от режимных условий (температура

продуктов сгорания, избытки воздуха и время пребывания в зоне активного горения -

ЗАГ), и потому для действующих котлов варьируется в достаточно широком

диапазоне.

Повышенной эмиссией оксидов азота отличаются кузнецкие угли, в составе

которых материнский азот N^r, как правило, превышает 1,5%, а также АШ при сжигании

в топках с ЖШУ. Наименьшая эмиссия NOx имеет место при использовании канско-

ачинских бурых углей, сжигание которых из-за их склонности к шлакованию

организуется при относительно невысоких температурах факела (менее

1350-

1400°С).

Максимальные концентрации оксидов азота в уходящих газах котлов,

полученные в результате анкетирования, представлены на рисунке 2.36. Средние

концентрации NOx для «старых» котлов сотавляют 700 мг/м³, для «новых» котлов -

450 мг/м³. Доля котлов, выбросы NOx на которых превышают средние значения,

составило 37%.

Рисунок 2.36 - Максимальная концентрация оксидов азота в уходящих газах котлов

на номинальной нагрузке в зависимости от сроков ввода в эксплуатацию

Все «новые» котлы, выпущенные отечественными заводами после 2001 года,

реализуют различные технологии, обеспечивающие снижение выбросов NO_x.

Снижение выбросов оксидов азота при сжигании твердых топлив на «старых»

котлах возможно за счет внедрения как малозатратных внутритопочных

мероприятиятий (нестехиометрическое сжигание, низкие избытки воздуха,

упрощенное ступенчатое сжигание), так и их сочетания с недорогими установками

селективной некаталитической азотоочистки газов (СНКВ).

Требования ГОСТ Р 50831-95 по выбросам оксидов азота на «новых» котлах

могут быть обеспечены за счет внедрения малоэмиссионных горелочных устройств и

их компоновки в топочной камере, реализующих различные виды малоэмиссионных

ступенчато-стадийных режимов сжигания. Внедрение таких режимов сжигания на

современных пылеугольных ТЭС Германии позволило обеспечить европейские

нормативы выбросов NOx без применения установок селективной каталитической

(СКВ) или некаталитической (СНКВ) азотоочистки дымовых газов.

Зола твердого топлива. В результате анкетирования ТЭС были получены

данные по 357 пылеугольным котлам разной тепловой мощности и сроков ввода в

эксплуатацию. Доли установленных за этими котлами разных типов золоуловителей

составили:

мокрые золоуловители - 42,9%;

- эмульгаторы - 5,4%;

электрофильтры - 27,8%;

- рукавные фильтры - 1,5%.

батарейные циклоны - 22,4%;

В таблице 2.5 проведено сравнение углей, сжигаемых на российских ТЭС, по

содержанию в них минеральной части (золы). При сжигании углей минеральная часть

в основном переходит в летучую золу (95% - для топок с твердым шлакоудалением

ТШУ и 85% - для топок с жидким шлакоудаленнием ЖШУ), содержащуюся в дымовых

газах. Оставшаяся часть удаляется из топки котлов в виде шлака и не выбрасывается

в атмосферу. Поэтому содержание золы в дымовых газах практически не зависит от

режимных условий сжигания и определяется составом топлива: содержанием золы на

рабочую массу топлива A^r.

Угли по содержанию золы в топливе (A^r, %) и расчетному содержанию летучей

золы в дымовых газах (Сзл, мг/м³) можно условно разделить на малозольные (A^r˂ 10%,

Сзл ˂ 20000 мг/м³), среднезольные (10 ≤ А^r≤ 20%, 20000 ≤ Сзл ≤ 30000 мг/м³) и

высокозольные (А^r> 20%, Сзл > 30000 мг/м³). Средние характеристики наиболее

широко применяемых в РФ углей и расчетные концентрации золы при их сжигании до

очистки дымовых газов представлены в таблице 2.5.

Анкетные данные показали существенную зависимость выбросов золы от

содержания золы на рабочую массу топлива A^r(рисунок 2.37), типа золоуловителей

(ЗУ) и даты их ввода в эксплуатацию или реконструкции (рисунок 2.38).

9000 ТЧ, мг/м³

Вх.тепл.мощн >

500МВт, паропроизв. >

8000

950 т/ч

Зольность < 10%

7000

6000

Зольность 10-20%

5000

4000

Зольность > 20%

3000

2000

1000

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

Рисунок 2.37 - Концентрация золы твердого топлива в зависимости от сроков ввода

оборудования в эксплуатацию и содержания золы в топливе

СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ (ИТС 38-2022) - часть 2