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

Это дает возможность существенно повысить параметры паротурбинного

цикла, увеличив при этом количество контуров до 2-3 и тем самым значительно

увеличить мощность и эффективность паротурбинной установки. Мощность

паротурбинной части ПГУ возрастает и может составлять 50-60% от общей мощности

ПГУ (против примерно 30% в схеме без дожигания).

Сжигание топлива осуществляется в микрофакельных горелках с плохо

обтекаемыми телами (рис. 3.6), позволяющих за счет создания рециркуляционных зон

обеспечить воспламенение и выгорание топлива в отходящих газах ГТУ с объемной

концентрацией кислорода 13-15% (в противном случае в горелки камеры дожигания

необходима подача дополнительного воздуха в зону горения). Горелки обычно

устанавливаются на расстоянии 5 м от последующих конвективных поверхностей для

исключения их пережога. При этом температура газов после дожигания как правило

не должна превышать 750 °С во избежание повреждения корпуса котла-утилизатора

и других его элементов.

Рисунок 3.6 - Микрофакельная горелка для сжигания природного газа в котле-

утилизаторе в отходящих газах ГТУ

Внедрение утилизационных ПГУ стало экономически оправданным лишь после

создания высокотемпературных ГТУ, которые не только обеспечили высокий КПД

ГТУ, но и создали условия для реализации паротурбинного цикла с высокой

экономичностью на основе высоких параметров пара. Для повышения КПД

утилизационных ПГУ используются котлы-утилизаторы двух и даже трех контуров

давлений (рисунок 3.7):

Рисунок 3.7 - Схема ПГУ с двухконтурным котлом-утилизатором

154

Рисунок 3.9 - Принципиальная схема ПГУ-ТЭЦ

В сбросных ПГУ тепло отходящих газов ГТУ направляется в энергетический

котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из

атмосферы (рисунок 3.10). Поэтому в сбросных ПГУ используются энергетические

ГТУ с более низкими значениями температуры отходящих газов и с бόльшим

содержанием в них окислителя (О2 ≥ 15%). Это позволяет сжигать в котле почти все

виды органического топлива, но при этом снижается экономичность по сравнению с

утилизационными ПГУ.

Преимуществами сбросной схемы являются 1) возможность использования в

паротурбинном цикле не только природного газа, но и твердых топлив; 2) высокие

параметры пара, включая его вторичный перегрев.

Рисунок 3.10 - Принципиальная схема сбросной ПГУ

156

Достаточно высокое содержание кислорода в отходящих газах ГТУ, а также

необходимость иметь за энергетическим котлом традиционные коэффициенты

избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла

составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ - 1/3 (в отличие от утилизационной

ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому электрический КПД сбросной ПГУ

находится в диапазоне 40-50%, т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ.

Сбросные ПГУ обычно используют при модернизации действующих ТЭС за

счет ввода (надстройки) ГТУ вместо выведенного из эксплуатации парового котла, что

в 2-2,5 раза дешевле установки нового оборудования. В результате увеличиваются

мощность и КПД энергоблока за счет мощности устанавливаемой ГТУ. При этом

снижается удельная эмиссия NOх.

3.1.3 Газовое хозяйство ТЭС

Газообразное топливо подается на ТЭС из газовых скважин либо из газовых

хранилищ. Природный газ из различных скважин различается по качеству. Очищают

газ на месте добычи для снижения проблем транспортировки по трубопроводам.

Транспортировка природного газа на ТЭС осуществляется по магистральным и

распределительным газопроводам после предварительной обработки, которая

включает следующие процессы:

очистку газа от механических примесей;

глубокую очистку от сернистых соединений (допустимое остаточное

содержание H2S - не более 0,02 г/м³или 0, 0013%);

извлечение из газа высших углеводородов (в основном пропана и бутана),

используемых как топливо;

осушение газа;

одоризацию газа (придание запаха, позволяющего обнаруживать

присутствие газа в воздухе).

Газ, прошедший обработку и поступающий на ТЭС, имеет низкий уровень

влажности и содержания высших углеводородов, практически не содержит серы.

Подача газа на ТЭС осуществляется с помощью газоперекачивающих агрегатов

компрессорных станций, понижающих давление при перекачке газа из магистральных

газопроводов в газораспределительные сети и газопроводы-отводы. Газопроводы

оборудуются сигнализацией максимального и минимального давлений газа, проверки

исправности которой проводятся не реже 1 раза в месяц.

На электростанциях, работающих на газе, должен быть предусмотрен

газорегуляторный пункт (ГРП), производительность которого рассчитывается на

максимальный расход газа всеми рабочими котлами. Прокладка всех газопроводов в

пределах ГРП и до котлов выполняется исключительно наземным способом, причем

на газопроводах должна применяться только стальная арматура. Газопроводы ГРП, в

том числе наружные входные, на длине не менее 20 м должны быть покрыты

звукопоглощающей изоляцией [58].

Помещения ГРП должны иметь естественное и электрическое освещение и

естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую воздухообмен

в 1 ч не менее трехкратного; они должны отапливаться при температуре не ниже 5°С.

157

При работе ТЭС на природном газе необходимы строгий контроль

взрывоопасности газововоздушных смесей и меры по предотвращению отравления

персонала токсичными компонентами газового топлива.

Давление газа в ГРП снижается регуляторами двух разновидностей:

мембранными прямого действия и электронными.

Электронные регуляторы представляют собой поворотную заслонку с

приводом от электрического исполнительного механизма, установленного вне

регуляторного зала и связанного с ней тягами длиной не более

6 м.

Производительность таких регуляторов зависит от принятого стандартом диаметра,

что позволяет ограничиться двумя нитками регулирования - рабочей и резервной. За

регуляторами давления пружинного действия должно стоять не менее двух

предохранительных сбросных устройств пропускной способностью от 10% расчетного

расхода наибольшего из регуляторов давления.

Для продувки газопроводов устанавливают продувочные свечи. Газопроводы при

заполнении газом должны продуваться до полного вытеснения воздуха, а при

освобождении от газа - до полного вытеснения газа. Необходимость этого обусловлена

способностью газа образовывать взрывоопасную смесь в определенной пропорции с

воздухом. Трубопроводы для продувки газопроводов (свечи) и трубопроводы от

предохранительных сбросных устройств ГРП должны выводиться наружу в местах,

обеспечивающих условия для рассеивания газа, выше корпуса здания на 1 м и выше.

Если давление в питающем трубопроводе превышает нужную величину

давления на входе в энергетические установки (котлы), нужно провести декомпрессию

газа. Это обычно происходит в дополнительной турбине (детандере) для возврата

некоторой части энергии, использованной для его сжатия. Затем газ подается по

трубам на топливосжигающую энергетическую установку.

В газовых турбинах для прямого сжигания используются только очищенные

газы. Газообразное топливо для ГТУ, поступающее при давлении ниже рабочего,

должно пройти компрессию (сжатие) до повышения давления на входе камеры

сгорания конкретной газовой турбины до необходимой величины. Для этого

используются дожимные компрессоры, устанавливаемые на ТЭС.

3.2 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду

Для энергетических установок, сжигающих природный газ, маркерными

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

NO в пересчете на NO2), диоксид серы SO2 (в случае наличия сернистых соединений

в составе газа) и монооксид углерода CO (Приложение Б).

При анкетировании были получены данные на 611 газовых котлов, из них были

введены в эксплуатацию:

до 31.12.2000 - 568 котлов;

с 01.01.2001 - 43 котла.

Общая методология определения технологических показателей выбросов ЗВ в

атмосферу при сжигании разных видов топлив в целях производства энергии на КТЭУ

приведена в разделе

2.2. Значения технологических показателей выбросов

маркерных ЗВ, определенные в соответствии с описанной методологией,

представлены в Приложении Г. Обработка анкетных данных показала следующее.

158

Выбросы маркерных загрязняющих веществ из газовых котлов

Анализ результатов анкетирования газовых ТЭС показал, что сжигание газа в

котельных установках осуществляется в основном с минимальным химическим

недожогом топлива, о чем свидетельствуют низкие концентрации CO в уходящих газах

как на «старых» (введенных в эксплуатацию до 31.12.2000), так и на «новых»

(введенных в эксплуатацию с

01.01.2001) котлах (рисунок

3.11). Максимальное

значение выбросов оксида углерода на «старых» котлах не превышает 250 мг/м³. Такие

значения характерны для котлов со сроками ввода в эксплуатацию в период с 1970 по

1990 год, что объясняется активным внедрением на данных котлах первичных

(внутритопочных) мероприятий по снижению выбросов оксидов азота (ступенчатое

сжигание, рециркуляция газов и проч.), которые сопровождались увеличением выхода

СО.

По мере накопления опыта внедрение внутритопочных мероприятий

практически не сопровождалось увеличением химического недожога топлива,

особенно на «новых» котлах, выбросы CO не превышали 50 мг/м³вне зависимости от

входной тепловой мощности газовых котлов, что значительно ниже нормативных

значений (300 мг/м³), установленных в ГОСТ Р 50831-95.

Анализ результатов фактического содержания CO показал, что для «новых»

газовых котлов технологический показатель выбросов CO может быть установлен на

уровне 200 мг/м³, а для «старых» котлов сохранен в соответствии с ГОСТ Р 50831-95.

Однако предельные значения выбросов CO должны устанавливаться с учетом

того, что применение практически всех технологических методов подавления

образования оксидов азота сопровождается ростом выбросов СО. Поэтому значение

технологического показателя выбросов CO 300 мг/м³рекомендовано для всех типов

КТЭУ.

400

350

Газ

300

250

200

150

100

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

Год ввода котельной установки в эксплуатацию

Рисунок 3.11 - Максимальные концентрации CO при сжигании природного газа

на номинальной нагрузке в зависимости от сроков ввода котлов

в эксплуатацию, мг/м³

159

Анализ результатов инструментальных измерений содержания оксидов азота в

уходящих газах газовых котлов показал их слабую зависимость от входной тепловой

мощности котлов (рисунок 3.12). Фактические концентрации NOх для «старых» котлов

в основном изменялись в диапазоне от 100 мг/м3 до 800 мг/м3 (при 6% О2).

Наибольшие значения выбросов оксидов азота имели место в случаях установки на

котлах мощных горелочных устройств, в результате чего горение топлива

происходило при повышенных температурах.

1,200

до 31.12.2000

1,000

с 01.01.2001

800

600

400

200

100

1000

10000

Паропроизводительность, т/ч

Рисунок 3.12 - Содержание NOх в газовых котлах в зависимости от их

паропроизводительности, мг/м³

С целью снижения выбросов оксидов азота на большинстве «старых» котлов

были внедрены режимные мероприятия, не требующие реконструкции котельной

установки: упрощенное ступенчатое сжигание, нестехиометрическое сжигание и

работа с минимальными избытками воздуха (таблица 3.2). На ряде таких котлов

внедрены также конструктивные внутритопочные мероприятия.

160

Т а б л и ц а

3.2

- Методы снижения выбросов NO_хи CO в атмосферу, не требующие

технического переоснащения и реконструкции

Метод

Описание

Двухступенчатое

Метод основывается на использовании одной или

сжигание без рекон-

нескольких горелок (предпочтительно в верхнем ярусе

струкции котла (упро-

горелок) для подачи только воздуха с перераспределением

щенное двухступен-

топливной нагрузки на остальные горелки. Необходим

чатое сжигание)

запас мощности у горелок, которые остаются в работе

Метод основывается на следующих признаках:

Умеренный

- сведение к минимуму присосов воздуха в топку;

контролируемый

- тщательный контроль подачи воздуха, используемого для

недожог (низкие

сжигания;

избытки воздуха)

- сжигание топлива с умеренным регулируемым

химнедожогом

Метод основывается на разбалансе топливовоздушного

соотношения в горелочных устройствах или по ярусам

горелок.

Нестехиометрическое

Необходимо проведение наладочных испытаний с целью

сжигание

определения оптимальной величины разбаланса и

недопущения резкого возрастания химического недожога

топлива

Байпасирование части воздуха помимо

воздухоподогревателя приводит к снижению температуры

Снижение

воздуха, подаваемого на горение, и снижению образования

температуры воздуха

термических NOx. Возможны увеличение химического

недожога и снижение КПД

На всех «новых» котлах, выпущенных отечественными заводами в период с

2001 года, в обязательном порядке внедрены внутритопочные конструктивные

мероприятия, рассчитанные на снижение выбросов NOх. Это позволило снизить

содержание NOx в уходящих газах до уровня менее 200 мг/м³(при 6% О2) (рисунок

3.13).

161

1 000

900

Газ

800

700

600

500

400

300

200

100

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

Год ввода котельной установки в эксплуатацию

Рисунок 3.13 - Максимальная концентрация NOх при сжигании природного газа на

номинальной нагрузке в зависимости от ввода котлов в эксплуатацию, мг/м³

Очевидно, что «старые» котлы проектировались без учета ограничения

выбросов маркерных ЗВ. В этой связи для таких котлов значения технологических

показателей по выбросам оксидов азота при сжигании природного газа

устанавливаются на уровне, который возможно обеспечить за счет применения

режимно-наладочных и малозатратных конструктивных мероприятий. Анализ

анкетирования показал, что эти значения не превышают 70% КТЭУ данной группы (по

мощности) и составляют 350 мг/м³(рисунок 3.13).

Введение более строгих ограничений для КТЭУ данной группы

нецелесообразно по причине технических ограничений (в том числе, отсутствие

площади) для применения на этих КТЭУ современных технологий по снижению

выбросов ЗВ. Кроме того, данные КТЭУ в обозримом будущем планируется выводить

из эксплуатации или реконструировать (например, в рамках «Программы ДПМ-2») в

связи с относительно низкими показателями энергоэффективности, надежности,

промышленной безопасности или экономической рентабельности.

Для «новых» котлов, с учетом внедренных «заводских» внутритопочных

мероприятий по снижению выбросов NOх и реально достигнутых за счет этого

выбросов, технологические показатели устанавливаются на уровне 180 мг/м³(при 6%

О2).

Выбросы маркерных ЗВ из ГТУ

ГОСТ Р 50831-95 не нормирует выбросы ЗВ от ГТУ. Действующий в настоящее

время Межгосударственный стандарт ГОСТ 29328-92 «Установки газотурбинные для

привода турбогенераторов. Общие технические условия» определяет, что

содержание оксидов азота в отработавших газах ГТУ, введенных в эксплуатацию до

162

31.12.1995, при работе с 0,5-1,0 номинальной нагрузки не должно превышать 150

мг/м³на газообразном и жидком топливах, а для ГТУ, введенных в эксплуатацию с

01.01.1995, - 50 мг/м³на газообразном топливе и 100 мг/м³на жидком топливе. При

этом никаких указаний на ограничения выбросов монооксида углерода с отходящими

газами ГТУ в ГОСТ 29328-92 не содержится.

В анкетах по действующим на российских ТЭС КТЭУ была представлена

информация по 76 ГТУ, из них отечественных - 4, локализованных в РФ зарубежных

производителей - 24 и зарубежных - 48. Все ГТУ были введены в эксплуатацию после

01.01.2001. Фактические концентрации оксидов азота NOх и монооксида углерода CO

в зависимости от сроков их ввода в эксплуатацию приведены соответственно на

рисунках 3.14 и 3.15.

Выбросы оксидов азота из зарубежных и локализованных в РФ зарубежных ГТУ

в основном соответствуют установленным ГОСТ 29328-92 значениям не выше 50

мг/м³. Однако выбросы NOx при эксплуатации отечественных ГТУ превышают 180

мг/м³.

В этой связи предлагается установить технологический показатель выбросов

оксидов азота для ГТУ, введенных в эксплуатацию с 01.01.2001 по 31.12.2025, также

на уровне 50 мг/м³. Содержание оксидов азота определяют в осушенной пробе при

0°С, 101,3 кПа и концентрации кислорода 15% (при пересчете на NO2).

800

700

600

500

400

300

200

ГОСТ 29328-92

100

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Год ввода в эксплуатацию

Рисунок 3.14 - Максимальные концентрации NOх на номинальной нагрузке в

зависимости от года ввода ГТУ в эксплуатацию, мг/м³

Для отечественных ГТУ, введенных в эксплуатацию до 31.12.2025 и выбросы

оксидов азота которых превышают данный технологический показатель, в принципе

допускается по согласованию с заказчиком и территориальными отделениями

Росприроднадзора отклонение технологических показателей в худшую сторону, так

163

как такая возможность предусмотрена ГОСТ 29328-92. В этом случае для них должна

быть разработана и утверждена программа повышения экологической

эффективности (ППЭЭ) объекта НВОС и установлены временно разрешенные

выбросы (ВРВ) на период реализации ППЭЭ.

Для всех ГТУ, введенных в эксплуатацию с

01.01.2026, значение

технологического показателя выбросов оксидов азота устанавливается на уровне 50

мг/м³.

1400

1200

1000

800

600

400

ИТС 38-2017

200

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Год ввода в эксплуатацию

Рисунок 3.15 - Максимальные концентрации CO на номинальной нагрузке

в зависимости от года ввода ГТУ в эксплуатацию, мг/м³

Содержание CO в отходящих газах всех ГТУ, установленных на российских

ТЭС, не превышают технологических показателей 300 мг/м³, предложенных в ИТС 38-

2017 (рисунок

3.15). Поэтому для ГТУ и ПГУ предлагается установить

технологический показатель выбросов монооксида азота в атмосферу на уровне 300

мг/м³.

ГТУ аварийного резерва, которые работают менее 500 часов в год, не

подпадают под действие технологических показателей выбросов ЗВ.

164

3.3 Определение НДТ снижения выбросов при сжигании газообразного топлива

Т а б л и ц а

3.3 - Технологии снижения вы

смотрению

бросов NO_хпри сжигании га

зообразногo топлива в КТЭУ, подлежащие рас

Потенциальное

Эксплу-

Перекрестные эффекты,

Метод

сокращение

Применимость

атацион

ограничение

Примечания

выбросов, %

ный опыт

применимости

Контролируемое

При наличии контроля за

Допустимое увеличения

Не требует

снижение избытка

15-30

содержанием CO в

Да

содержания CO в уходящих

реконструкции котла

воздуха

дымовых газах за котлом

дымовых газах до 100-200 мг/м3

При наличии нескольких

Нестехиометрическое

горелок (минимум двух

Не требует

30-45

Да

Повышение избытка воздуха

сжигание

горелок на разных

реконструкции котла

ярусах) и контроля СО

Двухступенчатое

Не требует

сжигание без

Повышение избытка воздуха.

реконструкции котла,

реконструкции котла

При наличии двух или

20-35

Да

Повышение температуры на

воздух подается

(упрощенное

более ярусов горелок

выходе из топки

через отключенные

двухступенчатое

по топливу горелки

сжигание)

Повышение избытка воздуха.

Требуется монтаж

Двухступенчатое

30-60

На всех котлах

Да

Повышение температуры на

сопел вторичного

сжигание

выходе из топки

воздуха

Малоэмиссионная

Требуется замена

30-60

На всех котлах

Да

горелка

горелок

Требуется

Рециркуляция

Рост температуры перегрева.

30-60

На всех котлах

Да

организация подачи

дымовых газов

Снижение КПД

газов в топку

Продолжение таблицы 3.3

Потенциальное

Эксплуатационный

Перекрестные эффекты,

Метод

сокращение

Применимость

Примечания

опыт

ограничение применимости

выбросов, %

Селективное

Требуется монтаж

Возможен вынос аммиака

некаталитическое

узла ввода реагента и

30-50

Да

до 20 мг/м³с уходящими

восстановление

оборудования для его

газами

оксидов азота (СНКВ)

хранения и подачи

Комплексный метод,

сочетающий

При наличии двух или

двухступенчатое или

Возможно увеличение

Требуется

50-70

большего числа

Да

нестехиометрическое

выхода CO и снижение КПД

реконструкция

ярусов

сжигание с

рециркуляцией

Комплексный метод,

Возможен вынос аммиака

сочетающий одно из

50-80

Да

Ограниченный

до 20 мг/м³с уходящими

внутритопочных

газами

мероприятий с СНКВ

Малоэмиссионная

Эмиссия NOх

камера сгорания ГТУ

менее 50

Да

Ограниченный

(МЭКС)

мг/м³

3.4 НДТ снижения выбросов NOx при сжигании газообразного топлива

НДТ снижения выбросов NOx при сжигании газообразного топлива

применение одного или нескольких из перечисленных технологических методов:

НДТ 3.1 Режимно-наладочные методы:

НДТ 3.1.1 Контролируемое снижение избытка воздуха.

НДТ 3.1.2 Нестехиометрическое сжигание.

НДТ 3.1.3 Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.

НДТ 3.2 Технологические методы, требующие изменения конструкции

КТЭУ:

НДТ 3.2.1 Двухступенчатое сжигание с реконструкцией котла.

НДТ 3.2.2 Малоэмиссионная горелка.

НДТ 3.2.3 Рециркуляция дымовых газов.

НДТ 3.2.4 Малоэмиссионная камера сгорания (МЭКС) ГТУ.

НДТ 3.3 Азотоочистка газов:

НДТ 3.3.1 Селективное некаталитическое восстановление оксидов азота

(СНКВ).

3.5 Экономические аспекты реализации НДТ

Анализ экономических аспектов реализации НДТ проводится с применением

ГОСТ Р 113.38-2-2019 Методические рекомендации по оценке затрат предприятий

электроэнергетики по снижению выбросов загрязняющих веществ для достижения

ими технологических показателей наилучших доступных технологий. Данный

стандарт распространяется на деятельность по производству электрической и

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

предприятий, то есть к предприятиям, оказывающим значительное негативное

воздействие на окружающую среду.

При анализе экономических аспектов выбора мероприятий по сокращению

выбросов оксидов азота на ТЭС, в первую очередь, рассматривались

технологические методы подавления оксидов азота - первичные методы (ПМ). Они

были ранжированы (определены приоритеты) с учетом минимизации затрат и

требуемого снижения фактической концентрации в следующем порядке:

рециркуляция дымовых газов;

установка малоэмиссионных горелок в существующие амбразуры без

изменения поверхностей нагрева под давлением;

ступенчатый ввод воздуха;

селективное некаталитическое восстановление оксидов азота;

комбинированный метод, включающий 2 или 3 из перечисленных выше

технологических методов.

Проверенные на большом числе газовых котлов первичные методы (ПМ)

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

котлах. В таблицах 3.4 и 3.5 приведены данные по эффективности как отдельных, так

и комбинаций ПМ.

167

Т а б л и ц а 3.4 - Эффективность отдельных ПМ подавления NOx (в расчете на моноблок

300 МВт)

Потенциальное

мое

сокращение

Технология

выбросов NOx, %

ы^*

min

max

min

max

Рециркуляция дымовых газов

1,0

2,0

Двухступенчатое сжигание

1,5

2,0

Малоэмиссионные горелки

2,5

3,0

^*Включая проектирование, изготовление и монтаж

Т а б л и ц а 3.5 ― Эффективность комбинации ПМ подавления NO_х(в расчете на моноблок

300 МВт)

Потенциальное

мое

сокращение

Технология

выбросов NOx, %

ды^*

min

max

min

max

Малотоксичные горелки и ступенчатый ввод

1,5

2,5

воздуха

Малотоксичные горелки и

1,5

2,5

рециркуляция дымовых газов

Малотоксичные горелки, двухступенчатое

2,0

3,0

сжигание и рециркуляция дымовых газов

^*Включая проектирование, изготовление и монтаж

3.6 Перспективные технологии

В России технологическое развитие газовой электрогенерации с 2000-х годов

шло в направлении строительства газотурбинных (ГТУ) и парогазовых установок

(ПГУ), имеющих более высокий КПД. В настоящее время доля современных

газотурбинных и парогазовых установок на российских ТЭС составляет порядка 19%.

Единичная мощность ГТУ и ПГУ неуклонно растет. КПД современных мощных

энергетических газотурбинных установок (ГТУ) простого цикла доведен до 43-44%, а

их единичная мощность приближена к 600 МВт. КПД парогазовых установок (ПГУ)

достиг 63-64% при единичной мощности моноблоков 760-870 МВт и дубль-блоков -

1520-1740 МВт. Такие показатели обеспечили им экономию топлива в полтора раза

по сравнению с ПСУ с соответствующим уменьшением выбросов СО2 [59].

Дальнейшее увеличение КПД ПГУ сопряжено с бóльшими трудностями.

Повышение максимальной температуры газотурбинного цикла требует применения

новых, более дорогих материалов и дает все меньший эффект. При этом труднее

обеспечить контроль выбросов загрязняющих веществ. Активно разрабатываются

ГТУ на базе более сложных термодинамических циклов и технологических схем. Их

комбинирование с высокоэффективными паросиловыми установками обещает

достижение для ПГУ предельных значений КПД 65-66 %.

168

В кратко- и среднесрочной перспективе при технологическом обновлении

газовых ТЭЦ (доля которых превышает 75% мощности всех ТЭЦ) целесообразно

рассмотреть вопрос об использовании ГТУ на небольших ТЭЦ и ПГУ на крупных ТЭЦ.

Для модернизации действующих и сооружения новых газовых электростанций

нужны отечественные ГТУ средней и большой мощности. Разрабатываемые в стране

при господдержке ГТУ единичной электрической мощностью 65-180 МВт позволят

создавать ПГУ мощностью 80-250 МВт (моноблоки) и 160-500 МВт (дубль-блоки).

В этой связи перед российской газовой генерацией стоят следующие задачи [60]:

- максимальная унификация создаваемого оборудования, применение типовых

проектных решений на базе серийного отечественного оборудования;

- ускорение разработки и внедрения отечественных газовых турбин средней и

большой мощности и разработка на их основе типовых проектов ПГУ для замещения

выводимых газовых паросиловых блоков мощностью 100-800 МВт на КЭС и 100-250

МВт на ТЭЦ;

- разработка отечественных газовых турбин средней и большой мощности,

конкурентоспособных с лучшими зарубежными аналогами;

- совершенствование отечественных ГТУ малой мощности, в т. ч. с

использованием регенеративных схем; создание и освоение производства

высокотехнологичных

микротурбин.

Для

обеспечения

технологической

независимости отечественной энергетики актуальной является организация в стране

производства отечественных современных газовых турбин средней (30-80 МВт) и

большой (100-120 МВт, 150-180 МВт и 270-300 МВт) мощности.

Проекты локализации производства иностранного высокотехнологичного

оборудования на отечественных предприятиях к настоящему времени можно

признать только относительно успешными. Несмотря на достижение уровня

локализации в 80-95%, зарубежные компании сохранили за собой изготовление и

поставку наиболее высокотехнологичных и критически важных элементов «горячего

тракта» ГТУ (лопатки для турбины высокого давления, горелок и элементов камеры

сгорания). К тому же все произведенные в России по лицензии установки относятся к

предыдущему поколению турбин.

Важнейшей задачей на ближайцшее время следует считать организацию

собственного производства высокотехнологичных компонентов ГТУ (турбинных

лопаток, элементов камеры сгорания и др.) для обеспечения ремонта установленных

газовых турбин средней и большой мощности зарубежного производства.

Новые и усовершенствованные ГТУ должны быть специально разработаны для

энергетического применения, оборудованы малоэмиссионными камерами сгорания (с

выбросами оксидов азота не более 50 мг/м³), иметь большой рабочий ресурс (до 150-

200 тыс. часов). Котлы-утилизаторы для крупных ПГУ должны иметь контуры двух-

трех давлений для эффективной работы при различных нагрузках. Продолжение

совершенствования отечественных паровых турбин позволит повысить КПД.

Для совершенствования ГТУ и ПГУ необходимы новые жаропрочные

материалы и барьерные покрытия при конструировании горячей части ГТУ,

использование цифровых технологий и оптимизационных алгоритмов при

проектировании основного и вспомогательного оборудования, внедрение аддитивных

производственных технологий при изготовлении элементов компрессоров и

теплообменных аппаратов, применение эффективных систем управления.

169

Целесообразно наращивать усилия по разработке отечественных технических

средств и интеллектуальных систем диагностики состояния основного и

вспомогательного оборудования энергетических установок в режиме реального

времени - высокочувствительных и надежных сенсоров, в т. ч. бесконтактных.

В долгосрочной перспективе необходимо учитывать реализацию

климатических целей в рамках Парижского соглашения

[61] и политики

декарбонизации. Прогнозируется энергетическое применение водорода и широкое

использование природного газа в качестве основного топлива [62].

Реализация политики декарбонизации вызовет новую волну электрификации

экономики и общества, включая переход на электротранспорт и электроотопление,

что существенно увеличит спрос на электроэнергию и мощность. В связи с этим

актуальными является разработка отечественных:

- ГТУ большой мощности

(300 МВт и более), конкурентоспособных на

внутреннем и внешних рынках энергетического оборудования, и на их основе -

утилизационных ПГУ предельной эффективности (с КПД до 65-66%);

- энергетической ГТУ на водороде;

- гибридных электрогенерирующих установок на основе высокотемпературных

топливных элементов и ГТУ или ПГУ с КПД до 65-75%.

Разработка в стране сверхмощных газовых турбин (выше 300 МВт) и ПГУ (800-

1200 МВт) требует соответствующего технико-экономического обоснования, что

обусловлено потенциально большими затратами. Задачу разработки отечественных

газовых турбин большой мощности с перспективными техническими

характеристиками следует рассматривать как стратегическую, гарантирующую

сохранение и развитие научно-технологического потенциала страны. Владение

технологиями производства мощных газовых турбин позитивно характеризует научно-

технологический уровень энергетического машиностроения страны.

170

Раздел 4 Производство энергии при сжигании жидкого топлива

Согласно результатам анкетирования ТЭС, мазут используется в качестве

основного топлива в основном на водогрейных котлах мощностью до 135 Гкал/час и

на барабанных котлах паропроизводительностью до 50 т/час. На ряде отдельных

ТЭС мазут используется в качестве резервного топлива, а также в качестве

дополнительного топлива для подсветки пылеугольного факела.

На Нарьян-Марской электростанции, Норильской ТЭЦ-2 и Магаданской ТЭЦ в

дополнение к природному газу используется дизельное топливо.

В связи с ограничением экспорта нефтепродуктов и снижением цен на мазут в

последние время наметилась тенденция к некоторому повышению доли мазута в

топливном балансе российских ТЭС.

4.1

Описание технологических процессов

В качестве жидких топлив для КТЭУ используются топочные мазуты марок М-

40 и М-100 (ГОСТ 10585-2013) - для сжигания в котлах и газотурбинное топливо

(ГОСТ 10433-75) - для сжигания в ГТУ.

Жидкое топливо поставляется на ТЭС обычно железнодорожным транспортом

в специальных цистернах и хранится в вертикальных стальных цилиндрических

резервуарах, расположенных по противопожарным условиям на достаточном

удалении от главного корпуса ТЭС. В зависимости от климатических условий, в

месте расположения объекта и типа хранимого топлива резервуары могут

потребовать оснащения системой нагрева для того, чтобы довести жидкое топливо

до необходимой температуры с целью осуществить его перекачку и качественное

распыление в форсунках. Перекачка топлива из резервуаров хранения к устройствам

сжигания (котлам и ГТУ) осуществляется по наземным трубопроводам [63].

Жидкое топливо должно отвечать следующим требованиям [64]:

устойчиво и полностью сгорать с достаточным тепловыделением в

широком диапазоне избытка воздуха;

хорошо перекачиваться насосами и распыляться форсунками, не

изнашивать топливное оборудование;

не вызывать коррозии и загрязнения поверхностей нагрева;

при хранении и многократных нагревах не образовывать смолистых осадков

и отложений, свидетельствующих об изменении их физико-химических свойств;

удовлетворять требованиям безопасного обращения с топливом.

На паротурбинных ТЭС в качестве жидкого топлива в основном сжигается

мазут марок М-40 и М-100. В отдельных редких случаях в качестве жидкого топлива

может использоваться сырая или отбензиненная нефть.

Доставленный на ТЭС железнодорожным транспортом мазут сливают из

цистерн самотеком после предварительного разогрева с обеспечением температуры

мазута на всасе насосов приемной емкости не ниже 60ºС. Нагревание мазута в

цистернах осуществляют:

в специальных камерах (тепляках) с помощью перегретого или

насыщенного пара, подаваемого к днищу цистерны;

171

циркуляционным способом - прокачкой через цистерны предварительно

нагретого в специальных теплообменниках мазута через закрытые устройства

нижнего слива без контакта с наружной средой;

способом индукционного разогрева.

Емкость

приемного

резервуара

для

топлива,

доставляемого

железнодорожным транспортом, должна обеспечивать при аварийной остановке

перекачивающих насосов прием топлива в течение 30 минут.

Для предотвращения загрязнения воды и почвы площадки для сливного

оборудования должны быть забетонированы и иметь канавы для отвода пролитого

мазута в специальные ловушки.

Перекачивание мазута по трубопроводам осуществляется только в нагретом

состоянии. Это связано со способностью мазута застывать при температуре

окружающей среды.

Хранение мазута осуществляется в металлических или железобетонных

резервуарах. Крышки люков в резервуарах должны быть всегда плотно закрыты на

болты с прокладками. Для предотвращения растекания мазута надземные баки-

резервуары хранения мазута должны обваловываться. Объем обвалования должен

быть равен объему наибольшего резервуара.

Подача мазута из хранилища в котельную осуществляется по магистральным

трубопроводам, снабженным параллельно проложенными трубами с паром,

имеющим общую теплоизоляцию. Одной из важнейших характеристик мазута

является вязкость. Для обеспечения текучести мазута по трубопроводам его

необходимо подогревать до температуры 80-130°C в зависимости от количества

парафиносодержащих соединений в топливе. Для этого мазут перед поступлением

в магистральный трубопровод проходит через паровой подогреватель, на выходе из

которого обеспечиваются оптимальная температура и вязкость мазута. Затем мазут

проходит через фильтры грубой и тонкой очистки, в которых очищается от примесей

с целью предотвращения забивания узких каналов мазутных форсунок.

Система подготовки мазута к сжиганию может включать устройства для его

гомогенизации и ввода в мазут жидких присадок, повышающих однородность

топлива и уменьшающих интенсивность коррозии котлов [64].

Для обеспечения пожаробезопасности температура подогрева мазута в

открытых емкостях и при сливе из цистерн должна быть на 15°C ниже температуры

вспышки. Кроме того, все сливное оборудование, насосы и трубопроводы должны

быть заземлены для отвода статического электричества, возникающего при

перекачке мазута, и для защиты от воздействия молний. Также предусматривается

сигнализация предельного повышения и понижения давления и повышения

температуры топлива, подаваемого в котельную на сжигание. Контроль температуры

мазута в разных точках мазутного хозяйства осуществляется при помощи

термометров сопротивления типов ТСМ и ТСП [63].

Сжигание жидких топлив осуществляется в факеле топок котлов [65]. Для этого

топливо распыляется в топке посредством форсунок до мелких капель (в диапазоне 30-

150 мкм). По принципу действия форсунки разделяются на: центробежные

механические, пневмомеханические (паровые, воздушные) и пневматические.

Форсунки устаналиваются в горелки, через которые в топочную камеру

подается предварительно подогретый до температуры 280-320°С горячий воздух в

172

количестве, необходимом для полного сгорания жидкого топлива. При сжигании

жидких и газообразных топлив используют в основном вихревые горелки,

установленные в 2-3 яруса на фронтовой стене топочной камеры или встречно на

противоположных стенах топки.

При сжигании мазута должны быть учтены следующие проблемы:

необходимость дополнительного нагрева перед распылением из-за

высокой вязкости;

склонность топлива к формированию коксовых частиц;

формирование отложений на конвективных поверхностях нагрева;

низкотемпературная сернистая коррозия воздухоподогревателей.

Две первые проблемы вызваны высоким молекулярным весом и

асфальтеновой природой некоторых элементов, входящих в состав топлива. Вторая

и третья проблемы возникают из-за присутствия в топливе серы, азота, ванадия.

Основным жидким топливом для стационарных энергетических ГТУ служит

газотурбинное топливо, являющееся дистиллятом нефти или остаточных

нефтепродуктов. Некоторые виды дизельного топлива, непригодные для

использования в дизельных двигателях, также могут использоваться в ГТУ.

Жидкое топливо, предназначенное для использования в газовых турбинах,

должно быть очищено с целью уменьшения концентрации натрия, калия и кальция,

а также удаления твердых примесей, присутствие которых являются губительным

для лопаток газовой турбины, и удовлетворять следующим требованиям:

высокая степень чистоты;

низкая степень коррозионной активности по отношению к

вспомогательным частям и узлам и к горячим лопастям турбины;

низкая степень осадкообразования, особенно на лопатках горячей ступени

турбины.

На газотурбинной ТЭС установка подготовки жидкого топлива включает в себя

нагреватели топлива (электрического типа или с паровым контуром), а также

необходимые насосы и трубопроводы. Перед подачей на сжигание в ГТУ топливо

должно быть доведено до необходимого давления, превышающего рабочее

давление в камере сгорания.

Эффективность сжигания жидкого топлива в камерах сгорания ГТУ

определяется полнотой сгорания топлива, которая зависит от температуры в зоне

горения и давления. Однако сжигание жидкого топлива может сопровождаться

механическим и химическим недожогом.

Механический недожог, сопровождающийся образованием твердых частиц (в

том числе золы), не только снижает экономичность камер сгорания, но и влияет на

их надежность. Наличие твердых несгоревших частиц вызывает эрозию проточной

части газовой турбины. При этом липкая зола откладывается на лопатках турбины,

в результате чего снижаются ее мощность и КПД, а также появляется небаланс

ротора. Возникающие иногда отложения в самой камере сгорания приводят к

неравномерному нагреву пламенных труб, их короблению и растрескиванию, а

отрывы наростов могут повредить проточную часть турбины.

Химический недожог связан с недостаточным временем пребывания газа в зоне

горения, т. е. за этот период не успевает произойти химическая реакция горения.

173

Химический недожог возникает при недостаточной длине камеры сгорания и

переохлаждении ее отдельных участков, а также при низкой температуре горения, др.

Несмотря на это, в камерах сгорания ГТУ обеспечивается достаточно высокая

полнота сгорания топлива, которая в расчетных режимах достигает уровня 0,96-0,98.

Ниже в таблице 4.1 приведены первичные (внутритопочные) мероприятия

снижения выбросов оксидов азота и диоксида серы, не требующие реконструкции

котла или установки дополнительного газоочистного оборудования.

Т а б л и ц а 4.1 - Применяемые методы снижения выбросов ЗВ в атмосферу, не требующие

технического переоснащения и реконструкции при сжигании мазута

Метод

Описание

Выбор топлива

Использование мазута с низким содержанием серы

Двухступенчатое

Метод основывается на использовании одной или нескольких

сжигание без

горелок (предпочтительно в верхнем ярусе горелок) для

реконструкции

подачи только воздуха с перераспределением топливной

котла (упрощен-

нагрузки на остальные горелки. Необходим запас мощности у

ное двухступен-

горелок, которые остаются в работе

чатое сжигание)

Вода или пар подаются в зону горения топлива через отдельные

форсунки или предварительно смешивается с топливом до его

сжигания в специальных устройствах (эмульгаторах) и в виде

Впрыск

водомазутной эмульсии подаются через топливные форсунки

воды/пара

для снижения температуры горения в топке котла и подавления

образования термических NO_х. Сопровождается снижением КПД

котла и усилением низкотемпературной сернистой коррозии

воздухоподогревателя

Умеренный

Метод основывается на следующих основных признаках:

контролируемый

- сведение к минимуму присосов воздуха в топку;

недожог (низкие

- тщательный контроль подачи воздуха для сжигания;

избытки воздуха)

- сжигание топлива с умеренным регулируемым химнедожогом

Метод основывается на разбалансе топливовоздушного

соотношения в горелочных устройствах или по ярусам горелок.

Нестехиометри-

Необходимо проведение наладочных испытаний с целью

ческое сжигание

определения оптимальной величины разбаланса и недопущения

резкого возрастания химического недожога топлива

Байпасирование

части

воздуха,

помимо

Снижение

воздухоподогревателя, приводит к снижению температуры

температуры

воздуха, подаваемого на горение, и снижению образования

воздуха горения

термических NOх. Возможны увеличение химического недожога

и снижение КПД

Одновременное

Позволяет сократить выбросы оксидов серы и снижает

сжигание мазута

образование топливных оксидов азота

и газа

174

4.2 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду

Маркерными загрязняющими веществами при работе КТЭУ на жидком топливе

являются оксиды азота (диоксид азота NO2 и оксид азота NO в пересчете на NO2),

диоксид серы, зола мазутная (в пересчете на ванадий) и монооксид углерода

(Приложение Б). Результаты анкетирования ТЭС за 2020 год показали, что сжигание

мазута в КТЭУ с входной тепловой мощностью от 50 МВт и выше производится только

в водогрейных котлах типа ПТВМ-50, КВГМ-100 и ПТВМ-180. Среднегодовое число

часов работы оборудования за 3 последних года колеблется в диапазоне 64-3562

час/год. Таким образом, мазутные котлы используются для пусков основного

энергетического оборудования и работы в отопительном режиме в зимний период.

Выбросы маркерных ЗВ из таких котлов составили (рис. 4.1-4.3):

оксиды азота - 305-660 мг/м³;

диоксида серы - 1015-1150 мг/м³(при S^r= 1,5%)

- 3040-3750 мг/м³(при S^r= 2,5%);

монооксида углерода - 10-245 мг/м³.

Методология определения технологических показателей выбросов ЗВ в

атмосферу при сжигании топлива в целях производства энергии на КТЭУ приведена

в разделе 2.2.2.

700

Мазут

600

500

400

300

200

100

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

Год ввода котельной установки в эксплуатацию

Рисунок 4.1 - Максимальные концентрации оксидов азота на номинальной нагрузке

(мг/м³) в зависимости от сроков ввода оборудования в эксплуатацию

Все указанные в анкетах водогрейные котлы оборудованы вихревыми

горелками со встречным расположением на противоположных стенах топки.

Рециркуляция дымовых газов в зону горения, так же, как и другие внутритопочные

мероприятия, направленные на снижения выбросов оксидов азота, отсутствуют. Этим

объясняется повышенные концентрации NOх свыше 400 мг/м³у 30% котлов. Выбросы

оксидов азота на этих котлах могут быть уменьшены ниже нормативных значений

175

путем реализации малозатратных первичных режимно-наладочных мероприятий,

таких как пониженные избытки воздуха, нестехиомеотрическое сжигание, не

требующих реконструкции котлов.

На практически всех энергетических газомазутных котлах, введенных в

эксплуатацию до

31.12.2000, были внедрены внутритопочные мероприятия,

направленные на подавление образования NOх. Поэтому технологические показатели

выбросов оксидов азота при сжигании мазута предлагается установить на уровне

400 мг/м³, что выше, чем при сжигании природного газа.

4000

3500

Sr = 3%

3000

Мазут

Sr = 2%

2500

2000

1500

Sr = 1%

1000

500

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

Год ввода котельной установки в эксплуатацию

Рисунок 4.2 - Максимальные концентрации диоксида серы на номинальной нагрузке

(мг/м³) в зависимости от сроков ввода оборудования в эксплуатацию

Выбросы диоксида серы в отсутствии установок сероочистки дымовых газов

полностью определяются серосодержанием мазута. Поэтому для оборудования,

введенного в эксплуатацию до 31.12.2000, в качестве технологических показателей

выбросов SO2 могут быть приняты концентрации, рассчитанные по балансовым

уравнениям в зависимости от содержания серы в топливе. Для упрощения

определения технологических показателей выбросов диоксида серы из КТЭУ

предлагается установить для следующих диапазонов содержания серы в мазуте:

для S^r≤1%: 1300 мг/м³;

для 1%<S^r≤2%: 2550 мг/м³;

для 2%<S^r≤3%: 3400 мг/м³.

Введение более строгих ограничений для КТЭУ данной группы

нецелесообразно по причинам технических ограничений (отсутствие площади) для

применения на них установок сероочистки и малой доли мазута в топливном балансе

российских ТЭС.

Для котлов с вводом в эксплуатацию с 01.01.2001 по 31.12.2025, с учетом

176

предложенных НДТ снижения выбросов SO2, технологические показатели должны

быть установлены на уровне, достигнутом существующими технологиями в отрасли.

300

Мазут

250

200

150

100

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

Год ввода котельной установки в эксплуатацию

Рисунок 4.3 - Максимальные концентрации монооксида углерода на номинальной

нагрузке (мг/м³) в зависимости от сроков ввода оборудования в эксплуатацию

Максимальное значение выбросов монооксида углерода не превышает

нормативных значений

(300 мг/м³) и для большинства котлов, как правило,

составляет менее 100 мг/м³. Технологические показатели выбросов СО при сжигании

мазута могут быть приняты в соответствии с ГОСТ Р 50831-95.

В соответствии с ГОСТ Р 50831-95, норматив удельных выбросов золы

жидкого топлива не устанавливается. Нормирование массовых выбросов мазутной

золы ТЭС и котельных в атмосферу производится только по содержанию в ней

ванадия из расчета предельно допустимой среднесуточной концентрации мазутной

золы (в пересчете на элемент ванадий) ПДКСС = 0,002 мг/м³.

Жидкое топливо в ГТУ в настоящее время используется только в качестве

резервного. Результаты по выбросам маркерных ЗВ из ГТУ при работе на жидком

газотурбинном топливе в анкетах отсутствуют. Жидкое газотурбинное топливо

содержит в своем составе «материнский» азот, который при сжигании дает эмиссию

топливных оксидов азота дополнительно к образованию термических NOx. В этой

связи предлагается для ГТУ и ПГУ установить технологический показатель выбросов

оксидов азота в атмосферу выше, чем при сжигании природного газа, и равным 100

мг/м³. Технологический показатель выбросов СО можно принять на уровне 300 мг/м³.

Предельные значения технологических показателей выбросов маркерных ЗВ,

определенные по описанной методологии, представлены в Приложении Г.

177

4.3 Определение НДТ при сжигании жидкого топлива

4.3.1 Определение наилучших доступных технологий для разгрузки, хранения и подготовки жидкого топлива

Технологии, подлежащие рассмотрению при определении НДТ для разгрузки, хранения, обработки и подготовки жидкого

топлива, представлены в таблице 4.2.

Т а б л и ц а 4.2 - Технологии предотвращения эмиссий в окружающую среду при разгрузке, хранении, обработки и подготовки жидкого

топлива, подлежащие рассмотрению

Применение

Уровень

Перекрестные

Потенциальное снижение

Технология

Новые

опыта

влияния, ограничения

выбросов

Модернизированные

установки

эксплуатации

применимости

Обваловка наземных

Снижение риска

Возможно

Да

Нет

резервуаров

загрязнения воды и почвы

Системы

автоматического

Снижение риска

контроля для

Возможно

Да

Нет

загрязнения воды и почвы

предотвращения

перелива

Регулярные проверки

Снижение риска

резервуаров хранения и

Возможно

Да

Нет

загрязнения воды и почвы

трубопроводов

4.3.2 Определение наилучших доступных технологий снижения выбросов диоксида серы SO₂при сжигании

жидкого топлива

Технологии снижения выбросов SO2 при сжигании жидких топлив, подлежащие рассмотрению при определении НДТ,

приведены в таблице 4.3.

Т а б л и ц а 4.3 - Технологии снижения выбросов SO2 при сжигании жидких топлив, подлежащие рассмотрению

Применение

Перекрестные

Потенциальное

Эксплуатационный

влияния,

Технология

сокращение

Новые установки

Модернизированные

опыт

ограничения

выбросов, %

применимости

Использование

мазутного топлива

Снижение

с низким

выбросов SO2 в

Возможно

Да

содержанием

источнике

серы

Совместное

Одновременное

Снижение

сжигание жидкого

снижение

выбросов SO2в

Возможно

Да

топлива и

выбросов NOx

источнике

природного газа

и CO

4.3.3 Определение наилучших доступных технологий снижения выбросов оксида азота NO_xпри сжигании жидкого

топлива

Технологии снижения выбросов NOх при сжигании жидких топлив, подлежащие рассмотрению при определении НДТ,

приведены в таблице 4.4.

Т а б л и ц а 4.4 - Технологии снижения выбросов NO_xпри сжигании жидких топлив, подлежащие рассмотрению

Потенциальное

Эксплуата-

Перекрестные эффекты,

Метод

сокращение

Применимость

Примечания

ционный опыт

ограничение применимости

выбросов, %

При наличии контроля

Допустимое увеличение

Контролируемое

Не требует

за содержанием СО в

содержания СО в

снижение избытка

15-30

Да

реконструкции

дымовых газах за

уходящих дымовых газах

воздуха

котла

котлом

до 100-200 мг/м³

При наличии

Нестехио-

нескольких горелок

Не требует

Повышение избытка

метрическое

20-40

(минимум двух

Да

реконструкции

воздуха

сжигание

горелок на разных

котла

ярусах) и контроля СО

Двухступенчатое

Не требует

Повышение избытка

сжигание без

реконструкции

воздуха.

реконструкции

При наличии двух или

котла, воздух

20-30

Да

Повышение

котла (упрощенное

более ярусов горелок

подается через

температуры на выходе

двухступенчатое

отключенные по

из топки

сжигание)

топливу горелки

Продолжение таблицы 4.4

Потенциальное

Эксплуата-

Перекрестные эффекты,

Метод

сокращение

Применимость

Примечания

ционный опыт

ограничение применимости

выбросов, %

Повышение избытка

воздуха. Повышение

Требуется

Двухступенчатое

температуры на выходе

монтаж сопел

30-50

На всех котлах

Да

сжигание

из топки. Не

вторичного

рекомендуется на котлах

воздуха

СКД

Малоэмисссион-

Требуется

30-50

На всех котлах

Да

ная горелка^*)

замена горелок

Требуется

Рост температуры

Рециркуляция

организация

20-50

На всех котлах

Да

перегрева.

дымовых газов

подачи газов в

Снижение КПД

топку

Комплексный

метод,

сочетающий

Повышение избытка

При наличии двух или

двухступенчатое

воздуха. Снижение КПД.

Требуется

50-70

большего числа

Да

сжигание или

Возможно увеличение

реконструкция

ярусов

нестехиометричес

выхода СО

кое сжигание с

рециркуляцией

Окончание таблицы 4.4

Потенциальное

Эксплуата-

Перекрестные эффекты,

Метод

сокращение

Применимость

Примечания

ционный опыт

ограничение применимости

выбросов, %

Требуется

Селективное

монтаж узла

некаталитическое

Возможен вынос

ввода реагента и

восстановление

30-50

Да

Ограниченный

аммиака до 20 мг/м³с

оборудования

оксидов азота

уходящими газами

для его хранения

(СНКВ)

и подачи

Комплексный

метод, сочетаю-

Возможен вынос

щий внутритопоч-

50-80

Да

Ограниченный

аммиака до 20 мг/м³с

ные мероприятия

уходящими газами

с СНКВ

Малоэмиссионная

Горелки

Эмиссия NOх

Возможно увеличение

камера сгорания

Да

Ограниченный

предварительног

менее 50 мг/м³

выхода СО

ГТУ (МЭКС)

о смешения

Повышение устойчивос-

Требуется

ти горения факела.

реконструкция

Эмульгирование

Увеличение потерь с

схемы

мазута

уходящими газами, сни-

10-20

На всех котлах

Ограниченный

мазутопровода в

(водомазутная

жение КПД, увеличение

пределах

эмульсия)

интенсивности низко-

мазутонасосной

температурной коррозии

станции

воздухоподогревателя

^*Малоэмиссионными являются горелочные устройства, конструкция которых позволяет подавлять образование NOх непосредственно в

процессе горения.

4.4 НДТ при сжигании жидкого топлива

4.4.1 НДТ разгрузки, хранения и транспортировки жидкого топлива

НДТ для предотвращения эмиссий в окружающую среду при разгрузке,

хранении и транспортировке жидкого топлива приведены в таблице 4.5.

Т а б л и ц а 4.5 - НДТ для предотвращения эмиссий в окружающую среду при разгрузке,

хранении и транспортировке жидкого топлива

Номер

Влияние

Наилучшие доступные технологии

НДТ

Использование систем хранения жидкого топлива,

которые размещаются в герметичной обваловке

емкостью, как минимум, максимального объема самого

большого резервуара. Зоны хранения должны быть

спроектированы таким образом, чтобы утечки из

НДТ 4.1

верхней части резервуара и из систем перелива могли

бы быть перехвачены и находиться внутри обваловки.

Должна

быть

предусмотрена

сигнализация

Загрязнение

предельного повышения давления и повышения

воды

температуры и понижения давления топлива,

подаваемого в котельную на сжигание

Площадки для сливного оборудования должны быть

НДТ 4.2

забетонированы и иметь канавы для отвода в ловушки

пролитого мазута

Ливневые и талые воды должны быть собраны и

НДТ 4.3

обработаны в системах очистки перед сбросом или

утилизироваться на ТЭС

Температура подогрева мазута в открытых емкостях

НДТ 4.4

и при сливе из цистерн должна быть на 15°С ниже

температуры вспышки, но не выше 90°С

Пожаро-

Все сливное оборудование, насосы и трубопроводы

безопасность

должны быть заземлены для отвода статического

НДТ 4.5

электричества, возникающего при перекачке мазута, и

для защиты от воздействия молний

183

4.4.2 НДТ снижения выбросов оксидов азота NO_xпри сжигании жидкого

топлива

НДТ снижения выбросов NOx при сжигании жидкого топлива - применение

одного или нескольких из перечисленных технологических методов:

НДТ 4.6 Режимно-наладочные методы:

НДТ 4.6.1 Контролируемое снижение избытка воздуха.

НДТ 4.6.2 Нестехиометрическое сжигание.

НДТ 4.6.3 Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.

НДТ 4.7 Технологические методы, требующие изменения конструкции

КТЭУ:

НДТ 4.7.1 Двухступенчатое сжигание с реконструкцией котла.

НДТ 4.7.2 Малоэмиссионнаная горелка.

НДТ 4.7.3 Рециркуляция дымовых газов.

НДТ 4.7.4 Технология сжигания водомазутной эмульсии.

НДТ 4.7.5 Малоэмиссионная камера сгорания ГТУ (МЭКС).

НДТ 4.8 Азотоочистка газов:

НДТ 4.8.1 Селективное некаталитическое восстановление оксидов азота

(СНКВ).

4.4.3 НДТ снижения выбросов оксидов серы SO₂при сжигании жидкого

топлива

НДТ снижения выбросов SO2 при сжигании жидкого топлива:

НДТ 4.9.1 Использование топлива с низким содержанием серы.

НДТ 4.9.2 Уменьшение доли сжигаемого мазута за счет сжигания газа.

4.4.4 НДТ ликвидации продуктов очистки оборудования мазутного

хозяйства

НДТ 4.10.1 Оборудование мест временного хранения (накопления) отходов,

образовавшихся в результате зачистки и промывки оборудования.

НДТ 4.10.2 Утилизация (ликвидация) продуктов зачистки путем сжигания в

котлах или специальных утилизационных печах или передачи для вторичного

использования.

НДТ 4.10.3 Ликвидации твердых и сгустившихся продуктов очистки путем

выгрузки их на угольный склад и дальнейшего сжигания в котлах.

НДТ 4.10.4 Захоронение продуктов очистки в специально выбранных местах по

согласованию с пожарной и санитарной инспекциями.

184

Раздел 5 Системы охлаждения КТЭУ

В ИТС 20-2016 «Промышленные системы охлаждения» приведены сведения по

следующим наилучшим доступным технологиям охлаждения (НДТ ПСО),

применяемым российской промышленностью и энергетикой:

- прямоточные водные системы охлаждения;

- оборотные водные ПСО с брызгальными бассейнами;

- оборотные водные ПСО с водоемами-охладителями;

- оборотные водные ПСО с атмосферными градирнями;

- оборотные водные ПСО с башенными испарительными градирнями (с

естественной тягой);

- оборотные водные ПСО с вентиляторными испарительными градирнями (с

принудительной тягой или под наддувом);

- оборотные водные ПСО с эжекционными градирнями;

- воздушные ПСО с радиаторными градирнями с естественной тягой;

- воздушные ПСО с вентиляторными радиаторными градирнями (с

принудительной тягой или под наддувом);

- комбинированные ПСО, в которых в рамках единой системы охлаждения

применяются типы ПСО и охладители различных типов, в том числе комбинации

прямоточных и оборотных систем, прямоточных систем с организацией частичного

оборотного или повторного использования воды, оборотных систем с различными

типами охладителей.

Для каждой из НДТ ПСО определены их классификационные признаки,

позволяющие идентифицировать НДТ; перечни технологического оборудования,

применяемого при внедрении и эксплуатации НДТ; значимые аспекты, уровни

воздействий на окружающую среду и потребления природных и энергетических

ресурсов; области, условия и ограничения применения.

На основе сведений, приведенных в ИТС 20-2016, можно сделать следующие

основные выводы относительно применения НДТ ПСО в тепловой электроэнергетике:

1. В тепловой электроэнергетике могут применяться все идентифицированные

НДТ ПСО.

2. КТЭУ относятся к термочувствительному типу охлаждаемого оборудования,

от возможности ПСО отводить избыточное тепло в необходимом объеме и при

наинизшей температуре существенно зависят показатели потребления ресурсов,

энергоэффективности, воздействий на окружающую среду КТЭУ. При этом объемы

потребления и воздействий от охлаждаемого КТЭУ существенно превышают объемы

потребления и воздействий от ПСО. В связи с этим при принятии любых решений,

касающихся проектирования строительства или реконструкции, эксплуатации и

технического обслуживания ПСО, необходим комплексный подход, учитывающий не

только прямые воздействия ПСО на окружающую среду, но и их косвенные

воздействия на работу охлаждаемого технологического оборудования. Иными

словами, при принятии решения относительно конструкции, применяемых

материалов, объемов и методов технического обслуживания и эксплуатации новых и

действующих ПСО необходимо принимать во внимание совокупное потребление

185

энергии, природных ресурсов и воздействия на окружающую среду охлаждаемого

оборудования и системы охлаждения.

3. Потребление всеми типами ПСО энергии, природных ресурсов,

интенсивность воздействий на окружающую среду, как правило, увеличиваются с

ростом их производительности по объему отводимого тепла. Поэтому, с целью

снижения объемов потребления ресурсов и воздействий на окружающую среду,

необходимо принять все доступные меры к снижению объемов избыточного тепла,

отводимого в окружающую среду. НДТ для новых и действующих ПСО является

организация повторного использования тепла внутри производственного объекта или

внешнего использования тепла за пределами производственного объекта.

4. Исходя из комплексного анализа НДТ ПСО, включая их прямые и косвенные

воздействия, наиболее предпочтительными для энергообъектов являются водные

ПСО, прежде всего, прямоточные и оборотные с водоемами-охладителями или

комбинированные на их основе.

5. Для новых энергообъектов элементом НДТ является выбор участка для

строительства с расположенным поблизости поверхностным водным объектом,

который может быть использован для организации водных систем охлаждения:

прямоточных, оборотных с водоемами-охладителями или комбинированных на их

основе.

6. Если в состав ПСО входят водозаборные сооружения из природных водных

объектов, то на них должны приниматься меры по предотвращению или снижению

объемов гибели и повреждения рыбы и других водных организмов.

Методы решения этой задачи существенно зависят от местных условий,

расположения водозабора относительно нерестилищ, путей миграции молоди водных

организмов, видового состава экосистемы, гидрологических характеристик водного

объекта и других факторов. Несмотря на обилие применяемых методов и конструкций

рыбозащиты, ни один из них не был идентифицирован как общеприменимый элемент

НДТ. В то же время в результате проведения предварительных исследований для

новых и существующих водозаборов всегда может быть найдено достаточно

эффективное решение по предотвращению или снижению ущерба для водных

организмов.

7. Для водных оборотных ПСО элементами НДТ являются меры по

предотвращению загрязнения циркуляционной и продувочных вод загрязняющими

веществами, прежде всего биоцидами. Строительство очистных сооружений для

очистки продувочных вод в общем случае не является элементом НДТ. В то же время

для конкретного проекта ПСО в качестве элемента НДТ могут быть признаны

отведение продувочных вод по отдельной системе канализации и их очистка на

отдельных (локальных) очистных сооружениях от взвешенных веществ,

нефтепродуктов, органических веществ или веществ, попадающих в ПСО из

охлаждаемого технологического оборудования с организацией повторного

использования очищенных сточных вод. Целесообразность такого решения должна

быть подтверждена анализом всех значимых аспектов (энергопотребление,

потребление воды, сбросы загрязняющих веществ и т.д.).

Применение химических веществ в оборотных водных системах с градирнями

и брызгальными бассейнами для поддержания высокого уровня эффективности и

надежности ПСО, снижения интенсивности процессов коррозии, механических и

186

солевых отложений, биозагрязнения является элементами НДТ при условии

реализации следующих мер, направленных на снижение объемов их применения:

- применение доступных методов поддержания эффективности и надежности

ПСО, не связанных с вводом реагентов в циркуляционную воду;

- выбор менее экологически опасных реагентов из числа доступных;

- оптимизация методов применения реагентов.

Общие меры повышения эффективности и надежности ПСО, не требующие

применения экологически опасных химических веществ, которые могут быть приняты

при проектировании системы охлаждения:

- выбор на основе технико-экономических расчетов коррозионностойких

материалов для теплообменников, трубопроводов, других частей ПСО с учетом

свойств охлаждаемой и охлаждающей сред и стоимости материалов;

- элементом НДТ является применение специальных нетоксичных покрытий,

снижающих

гидравлическое

сопротивление

тракта

препятствующее

биозагрязнению ПСО;

- исключение в конструкции системы охлаждения избыточных сопротивлений,

источников возмущения потока воды, мест, удобных для роста макрозагрязнителей,

обеспечение необходимой скорости воды;

- применение методов улучшения качества охлаждающей воды путем очистки

подпиточной воды. Элементами НДТ являются выбор мест и методов забора воды,

препятствующих попаданию в нее взвесей и мусора, очистки воды от взвесей,

плавающего мусора, растительных остатков (при их наличии) воды, забираемой из

поверхностных водных объектов;

- рассмотрение возможностей механической очистки системы охлаждения на

действующем оборудовании и альтернативных физических и механических методов

обработки ПСО, например, шариковой очистки, термической очистки.

После снижения чувствительности системы охлаждения к загрязнению и

коррозии с помощью перечисленных профилактических мер обработка

циркуляционной воды для поддержания эффективности теплообмена может быть все

еще необходима. Выбор наименее вредных для водной среды реагентов и их

применение самым эффективным способом являются элементами НДТ.

Для снижения расхода реагентов на новых и действующих ПСО элементом НДТ

может быть применен каталитический метод обеззараживания охлаждающей воды на

основе применения перекиси водорода.

187

Т а б л и ц а 5.1 - НДТ систем охлаждения КТЭУ

Ссылки

Техно-

Цель (преи

на раз-

Область,

логичес-

мущества,

Используе-

делы

условия и

кие пока

№

выгоды)

мое

НДТ

ИТС 20

ограниче-

затели и

НДТ

применения

оборудова-

с опи-

ния приме-

методы

элемента

ние

санием

нения НДТ

их конт-

НДТ

роля

5.1

Прямоточные ПСО

5.2

Раздел

Приложение

5.2.2 ИТС

5.2.3 ИТС

В ИТС

20-2016

5.2

Оборотные водные

5.3

Раздел

Приложение

ПСО с водоемами-

5.3.2 ИТС

5.3.3 ИТС

В ИТС 20-

охладителями

20-2016

2016

5.3

Оборотные водные

5.4

Раздел

Приложение

ПСО с брызгаль-

5.4.2 ИТС

5.4.3 ИТС

В ИТС 20-

ными бассейнами

20-2016

2016

5.4

Оборотные водные

5.5

Раздел

Приложение

ПСО с атмосфер-

5.5.2 ИТС

5.5.3 ИТС

В ИТС 20-

ными градирнями

20-2016

2016

5.5

Оборотные водные

5.6

Раздел

Приложение

ПСО с башенными

5.6.2 ИТС

5.6.3 ИТС

В ИТС 20-

испарительными

20-2016

2016

градирнями

5.6

Оборотные водные

5.7

Раздел

Приложение

ПСО с вентилятор-

5.7.2 ИТС

5.7.3 ИТС

В ИТС 20-

ными испаритель-

20-2016

2016

ными градирнями с

принудительной тя-

гой или под наддувом

5.7

Оборотные водные

5.8

Раздел

Приложение

ПСО с эжекционны-

5.8.2 ИТС

5.8.3 ИТС

В ИТС 20-

ми испарительными

20-2016

2016

градирнями

5.8

Воздушные ПСО с

5.9

Раздел

Приложение

башенными радиа-

5.9.2 ИТС

5.9.3 ИТС

В ИТС 20-

торными градирнями

20-2016

2016

5.9

Воздушные ПСО с

5.10

Раздел

Приложение

вентиляторными

5.10.2 ИТС

5.10.3 ИТС

В ИТС 20-

радиаторными гра-

20-2016

2016

дирнями, аппарата-

ми воздушного

охлаждения,

воздушными

конденсаторами

188

Раздел 6 Воздействие ТЭС на водные объекты

6.1

Виды воздействия ТЭС на водные объекты

Водные ресурсы используются в существенных объемах для удовлетворения

следующих основных производственных потребностей ТЭС:

- охлаждения основного генерирующего (конденсаторы паровых турбин,

газоохладители генераторов) и вспомогательного (маслосистемы турбин,

трансформаторы, компрессоры, тягодутьевые машины, насосное оборудование и

т.п.) оборудования;

- компенсации пароводяных потерь в основных технологических циклах, потерь

при невозврате конденсата потребителями пара, подпитки систем централизованного

теплоснабжения (как правило, после водоподготовки);

- компенсации потерь

в водных

системах

золоулавливания и

золошлакоудаления на угольных ТЭС.

Водопотребление для удовлетворения хозяйственно-бытовых нужд персонала

энергопредприятий не связано со значительными объемами расхода воды, рисками и

затратами.

Кроме забора воды из водных объектов, ТЭС могут отводить в них стоки,

которые в итоге могут влиять на температуру и химический состав водных объектов.

Можно выделить следующие группы сточных вод, существенно различающиеся по

объемам, составу и методам обращения с ними:

- возвратные воды систем охлаждения технологического оборудования;

- засоленные стоки от обессоливающих установок ВПУ, блочных, автономных,

общестанционных установок очистки конденсата, установок подпитки теплосетей;

- замасленные и замазученные воды, в том числе дренажные воды

производственных

помещений,

турбинных

отделений,

маслоаппаратных,

компрессорных, загрязненный нефтепродуктами конденсат от внутренних и

сторонних потребителей пара;

- стоки, в основном загрязненные взвешенными веществами: поверхностный

сток с территории ТЭС;

- сточные воды угольных ТЭС, загрязненные в результате контакта с углем или

угольной золой: сбросы из систем гидрозолошлакоудаления, дренажные воды

помещений и аспирационных систем топливоподач и котельных отделений;

- стоки, загрязненные специфическими веществами: обмывочные воды

регенеративных воздухоподогревателей и конвективных поверхностей нагрева

котлоагрегатов, работающих на жидком топливе; отработанные растворы химических

очисток оборудования.

6.2

Воздействие систем охлаждения ТЭС

Наибольшие объемы забора и сброса сточных вод на ТЭС имеют прямоточные

и оборотные водные системы охлаждения технологического оборудования. Объемы

данных видов воздействия существенно зависят от типа генерирующего

оборудования и его энергоэффективности, типа применяемой системы охлаждения,

установленной мощности и климатических условий в месте размещения станции.

189

С точки зрения эффективности охлаждения (и, соответственно, общей

энергетической и экологической эффективности основного технологического

процесса), затрат энергии на собственные нужды систем охлаждения, объема

безвозвратных потерь воды из водных объектов, интенсивности негативных

воздействий на окружающую среду наиболее предпочтительны прямоточные

системы охлаждения. При прочих равных условиях они обеспечивают наивысшую

эффективность работы основного оборудования с минимальными энергозатратами,

приводят к наименьшим безвозвратным потерям воды из водных объектов, не

загрязняют водоемы химическими веществами.

В то же время в прямоточных системах охлаждения образуется наибольший

объем стоков, который составляет 100-300 м³/МВт*ч выработанной электроэнергии -

в зависимости от климатических условий. Системы прямоточного охлаждения

применяются на порядка

40% российских ТЭС. По сведениям участников

анкетирования, объем возвратных теплообменных вод прямоточных систем

составляет в среднем 86% воды, забранной из водного объекта. Остальные 14%

используются повторно для различных целей: возвращаются для частичного оборота

охлаждающей воды, а также в качестве исходной воды для водоподготовки, для

подпитки систем ГЗУ и других производственных нужд ТЭС.

Снижению объема возвратных вод способствуют меры поддержания чистоты

теплообменных поверхностей конденсаторов. По итогам анкетирования сообщалось

о широком применении систем шариковой очистки конденсаторов - на 120 из 532

турбоагрегатов (23%). Кроме того, для этой цели применяются многоскоростные

циркуляционные насосы, что позволяет регулировать объемы забора воды в

соответствии с потребностями отведения избыточного тепла, климатическими

условиями.

В целях снижения платы за забор воды на некоторых ТЭС с прямоточными

системами организуется частичный оборот воды: часть теплых возвратных вод

направляется на вход систем охлаждения. Для организации оборота воды

используются существующие системы подавления шуги или специально

создаваемые сооружения. Доля оборотной воды может быть существенной и

составлять десятки процентов от объема забранной воды в зависимости от

экономической эффективности мероприятия и текущих климатических условий.

Необходимо отметить, что применение такого метода снижения объемов забора воды

стало достаточно распространенным в результате значительного роста платы за

водопользование. При этом экономические и экологические эффекты от его

применения разнонаправлены:

- в результате сокращения объемов забранных и возвратных вод снижается

плата за водопользование;

- при повышении температуры возвратных вод возрастают риски превышения

ограничений по температуре возвратных вод и риски нанесения вреда водному

объекту - приемнику возвратных вод, гидробионтам, другим водопользователям,

например, рыбхозам;

- в случае повышения температуры охлаждающей воды снижается КПД ТЭС и

увеличивается удельное потребление топлива, что влечет за собой рост выбросов

парниковых газов и загрязняющих веществ в атмосферу от КТЭУ. Растут затраты на

топливо и плата за выбросы.

190

В связи с этим при внедрении данного метода необходим комплексный анализ

экономических и экологических последствий и рисков.

Возвратные воды прямоточных систем охлаждения относятся к категории

«нормативно чистые без очистки» и при сбросе в водный объект не подвергаются

очистке, какие-либо химические реагенты в прямоточных системах не применяются.

В соответствии с результатами анкетирования 23-х прямоточных систем охлаждения

в их возвратных водах не наблюдается увеличения концентраций ни по одному из 19-

ти параметров, которые были включены в анкеты, при этом стоки соответствуют

нормативным требованиям только в

87% случаев. При включении в состав

прямоточной системы охладителей маслосистем турбин в возвратных водах может

наблюдаться увеличение концентрации нефтепродуктов. По данным анкетирования,

это наблюдалось только в одной прямоточной системе охлаждения из 23, где

концентрация нефтепродуктов в возвратной воде превышала значение этого

показателя в забираемой воде в

10 раз, что, очевидно, свидетельствует о

неплотности маслоохладителей.

Для предотвращения загрязнения водных объектов нефтепродуктами на ТЭС

используют следующие специальные методы:

- охлаждение масла осуществляется через промежуточный циркуляционный

контур. Этот метод применяют на 13% из 532 паровых турбин, упомянутых в анкетах.

Средняя мощность циркуляционных насосов составляет порядка 150 кВт, или 0,1% от

установленной электрической мощности турбоагрегата;

- на около 28% турбин (150 из 532) поддерживают давление охлаждающей воды

в маслоохладителе выше, чем давление масла, что препятствует попаданию масла в

воду. В то же время нужно отметить, что это создает риски обводнения масла и

снижения надежности работы турбины.

Снижению рисков также способствует применение традиционных методов

обеспечения надежности работы любого оборудования: контроль состояния металла

и плотности охладителей, профилактические ремонты, своевременная замена.

Снижению рисков сброса значительного объема масла в водный объект может

способствовать установка за маслоохладителями датчиков наличия нефтепродуктов

в воде с возможностью отключения каждого маслоохладителя. Имеется

теоретическая возможность устройства автономных водных оборотных или

воздушных систем охлаждения масла, однако о практическом применении такого

метода при анкетировании не сообщалось.

Оборотные

водные

системы

охлаждения

являются

наиболее

распространенными в энергетике РФ. Охлаждение циркулирующей воды в них

осуществляется за счет ее частичного испарения в специальных охладителях:

испарительных градирнях, брызгальных бассейнах, прудах-охладителях. В

результате постоянного испарения части циркуляционной воды в ней происходит

повышение концентраций солей и возникает риск отложений карбоната кальция на

поверхностях теплообмена и, как следствие, снижения КПД ТЭС. С целью

предотвращения этих процессов необходимо отводить часть засоленной воды из

системы и заменять ее свежей водой. Этот процесс называют продувкой оборотной

системы, а сточные воды - продувочными.

Оборотные системы охлаждения с русловыми и наливными водохранилищами

применяются на ТЭС при недостаточном расходе воды в источнике водоснабжения.

191

Эти системы менее энергоэффективны, чем прямоточные. Для таких систем

характерны проблемы заиливания и зарастания водной растительностью прудов-

охладителей, что требует дорогостоящих работ по их очистке.

Средний удельный объем образования продувочных вод, по данным

анкетирования, составляет порядка 15 м³/МВт*ч. В соответствии с результатами

анкетирования, 60% продувочных вод сбрасываются в водные объекты, 35% - в

ливневую канализацию населенных пунктов, оставшаяся небольшая часть повторно

используется на ТЭС. При этом более 40% продувочных вод, сбрасываемых в водные

объекты, не подвергаются какой-либо очистке, нейтрализации или обеззараживанию,

30% подвергаются механической очистке (отстаиванию) и еще

30% - физико-

химической очистке или нейтрализации. В 90% случаев эти стоки соответствуют

нормативным требованиям, установленным разрешительными документами.

Отведение в ливневую канализацию населенных пунктов осуществляется, как

правило, без предварительной очистки. При этом отводимая вода не всегда

соответствует требованиям организаций, эксплуатирующих водопроводно-

канализационное хозяйство.

В целях снижения объемов и (или) загрязненности продувочных вод возможно

применение следующих способов:

- повышение коэффициента концентрирования за счет введения в

циркуляционную воду химических реагентов с целью предотвращения или

замедления роста солевых и механических отложений, развития коррозии,

биологических обрастаний. По данным опросных анкет, средняя масса различных

реагентов, вводимых в циркуляционную воду, составляет 0,7 г/м³. Однако диапазон

изменения этого показателя очень широк - от 0,001 г/м³до 7,6 г/м³- и зависит от

применяемых реагентов и их методов (непрерывная или периодическая обработка),

свойств подпиточной воды, актуальности различных проблем в конкретных системах

охлаждения. Основные используемые реагенты

для

подавления

накипеобразования - обработка известью части охлаждающей воды, подкисление

серной или соляной кислотой, фосфатирование. В последнее время наиболее

эффективным методом является обработка охлаждающей воды различными

фосфонатами с присадками диспергаторов. Для подавления биообрастания

наиболее часто используется гипохлорит кальция или натрия, также применяются

неокисляющие биоциды на основе соединений брома и иода;

- использование материалов, наименее подверженных коррозии в среде

охлаждающей воды, например, нержавеющих сталей, титана, пластмасс, или

конструктивных мер, предотвращающих образование механических отложений,

например, ликвидация мест резкого изменения направления или снижения скорости

потока; очистка охлаждающей воды от плавающего мусора; предотвращение

попадания в систему охлаждения взвешенных веществ и водных организмов;

например, самопромывных сетчатых фильтров; использование механических

методов очистки теплообменных поверхностей, которые могут применяться на

действующем или остановленном оборудовании, например, систем шариковой

очистки конденсаторов.

Одним из способов повторного использования продувочных вод на ТЭС

является приготовление подпиточной воды для теплосетей с закрытым

водоразбором, но это возможно только при степени концентрирования в оборотной

192

системе, обеспечивающей требуемое качество сетевой воды тепловой сети. Такое

решение снижает непроизводительные потери воды с продувкой и увеличивает

степень обмена воды, но, в то же время, в случае ограничения коэффициента

концентрирования требует роста объема продувки. Применение этого метода

повторного использования продувочных стоков требует обоснования для каждого

конкретного случая.

По данным анкет, для подпитки оборотных систем охлаждения, помимо свежей

воды, применяются сточные воды без очистки или после очистки (от взвешенных

веществ и/или нефтепродуктов при необходимости): дренажные воды котельных и

турбинных отделений, поверхностный сток с территории ТЭС. Для данных целей

также рекомендуется использовать любые сточные воды, близкие по солевому

составу к добавочной воде системы оборотного охлаждения, отбираемой из

водоисточника.

По результатам опроса, в продувочных водах по отношению к исходной

подпиточной воде может повышаться концентрация следующих загрязняющих

веществ (из 19-ти): взвешенные вещества (средний рост - 55%), сульфаты (80%),

хлориды (92%), натрий (95%), магний (56%), кальций (58%), железо (73%), медь

(210%).

Применяемые методы снижения сбросов загрязняющих веществ в

поверхностные водные объекты с продувочными водами направлены на:

- снижение коррозии оборудования систем охлаждения, в том числе

применение некорродирующих покрытий;

- предотвращение утечек охлаждаемого масла методами, применяемыми и для

прямоточных систем;

- выбор менее экологически опасных, биоразлагаемых реагентов;

- применение методов обработки охлаждающей воды, не связанных с

применением реагентов, описанных выше;

- оптимизацию методов применения реагентов, выбор места и времени их

ввода, где и когда он будет наиболее эффективным в минимальном объеме.

Для охлаждения основного генерирующего и вспомогательного оборудования

возможно применение любых доступных технологий: прямоточных, оборотных с

испарительными градирнями, наливными и русловыми прудами-охладителями,

закрытых воздушных систем. Применение каждой из этих систем обусловлено

местными условиями, имеет свои преимущества и недостатки и не противоречит

нормативным требованиям. Поэтому замена действующих систем охлаждения

основного генерирующего оборудования на другие типы нецелесообразна. Перевод

существующих ТЭС с прямоточным охлаждением на оборотное не рекомендуется в

связи с тем, что это снижает технико-экономические показатели ТЭС, противоречит

целям энергокомпаний в области экономики и энергосбережения. Кроме того,

оборотные системы имеют ряд негативных экологических аспектов: приводят к росту

безвозвратного водопотребления, химическому загрязнению водных объектов и т.п.

В то же время, при соответствующем подтверждении технической целесообразности

и экономической эффективности, могут рассматриваться мероприятия по возврату в

холодное время года части нагретых вод на вход прямоточных систем охлаждения.

Для вспомогательного оборудования рекомендуется замена агрегатов,

требующих водяного охлаждения, на аналоги с воздушным охлаждением. Может

193

рассматриваться внедрение небольших локальных оборотных систем охлаждения с

механическими (вентиляторными) градирнями на компрессорных станциях, азотно-

кислородных станциях, электролизерных. Обоснованным может являться перевод на

оборотное водоснабжение систем охлаждения маслонаполненного оборудования,

при невозможности устранения рисков загрязнения нефтепродуктами водных

объектов иными методами.

Для оборотных систем с испарительными градирнями в качестве НДТ

рассматриваются:

- модернизация градирен с внедрением современных сепараторов уноса,

каплеуловителей, набивки;

- меры по снижению объемов подпитки и продувки, повышению коэффициента

концентрирования до уровня, позволяющего отведение продувочных вод в водные

объекты без очистки;

- повторное применение продувочных вод.

6.3

Воздействие водоподготовительных установок

6.3.1 Предварительная очистка (осветление) воды

Предварительная очистка (осветление) сырой воды является этапом процесса

водоподготовки. В процессе предварительной очистки происходит удаление из воды

механических примесей во взвешенной и коллоидно-дисперсной фазе, в том числе

органических соединений, а также железа и кремния.

По результатам анкетирования, в зависимости от качества исходной воды, для

предварительной очистки подпиточной воды теплосетей используются технологии:

- для исходной воды из сетей централизованного хозяйственно-питьевого

водоснабжения - фильтрование на механических фильтрах;

- для воды из поверхностных водных объектов - фильтрование на механических

фильтрах; отстаивание в осветлителях, с известкованием, содоизвесткованием,

магнезиальным обескремниванием и коагуляцией или без них, и дальнейшая

механическая фильтрация.

Для предварительной очистки подпиточной воды паросиловых циклов

используются технологии:

- отстаивание в осветлителях, с известкованием, содоизвесткованием,

магнезиальным обескремниванием и коагуляцией или без них, с дальнейшей

механической фильтрацией;

- ультрафильтрация с предварительной очисткой на самопромывных фильтрах

и (или) механических фильтрах, с коагуляцией или без нее.

В таблице

6.1 представлены данные о производительности и удельных

объемах образования сточных вод от установок предочистки, полученные в

результате анкетирования.

194

Т а б л и ц а

6.1

- Производительность установок предочистки и удельные объемы

образования сточных вод

Удельный объем образования

Производитель-

сточных вод на м³осветленной

Количество

ность, т/час

Технология

воды, м³/м³

установок,

предочистки

Отношение

ед.

средний,

max,

min

max

max/средний,

м³/м³

раз

Предочистка с

известкованием и

коагуляцией в

100

2 580

0,02

0,11

осветлителях

(включая мех.

фильтры)

Предочистка с

коагуляцией и

флокуляцией в

1 600

0,03

0,20

осветлителях

(включая мех.

фильтры)

Установка

600

0,08

0,27

ультрафильтрации

Из данных таблицы можно сделать вывод, что наибольший объем сточных вод

образуется на установках ультрафильтрации, он превышает объем сточных вод от

прочих технологий в 2-4 раза. При применении установок обратного осмоса для

обессоливания, как правило, для предочистки применяются установки

ультрафильтрации.

При применении технологий осветления с коагулированием в состав основного

оборудования предочисток входят: осветлители, баки сбора коагулированной или

известково-коагулированной воды, механические (осветлительные) фильтры с

загрузкой из гидроантрацита (при известковании) или кварцевого песка. В качестве

реагентов применяют алюминийсодержащие коагулянты (сульфат, оксихлорид

алюминия) и реагенты для создания оптимальной величины рН для технологии

коагуляции. При коагуляции с известкованием применяются железный купорос,

хлорное железо и известь. При содоизвестковании дополнительно вводится

каустическая сода. Для магнезиального обескремнивания воды технологически

пригодными являются следующие реагенты: каустический магнезит; продукты обжига

минерала

доломита

каустический

(иначе

- полуобожженный) и

декарбонизированный (иначе - обожженный) доломиты.

Шламовые воды предочисток, работающих по технологии известкования и

коагуляции соединениями железа, содержат карбонат кальция, гидроксид магния,

железа, кремнекислоту, органические вещества, и имеют рН более 10,0. Этот шлам

легко поддается отстою и фильтрации в отстойниках, вакуумных фильтрах,

195

декантерных центрифугах и фильтр-прессах. Фильтрат может быть возвращен в

осветлитель, а отжатый шлам может быть захоронен или утилизирован.

Шлам осветлителей при коагуляции солями алюминия имеет низкую величину

рН, состоит из гидроксида алюминия, кремнекислоты, соединений железа,

взвешенных веществ, содержит большое количество воды (более 90%) и имеет

гелеобразную форму. Этот гель плохо поддается отстою, не фильтруется с

приемлемыми показателями ни на одном из типов фильтр-прессов или вакуумных

фильтров. Имеется информация об успешном применении для обезвоживания такого

шлама декантерных центрифуг.

Стоки от механических фильтров могут отстаиваться в конусных баках

повторного использования или сразу направляться на вход осветлителей.

По данным анкетирования (таблица 6.2), сток предочисток с коагулированием,

включающий продувку осветлителей и отмывочные воды механических фильтров, в

основном отводятся в водные объекты или в системы централизованного

водоотведения, повторно используются на ТЭС только порядка 30%. Стоки от

промывки механических фильтров направляются либо в линию исходной воды (при

коагуляции без известкования), либо в нижнюю часть осветлителя (при

известковании). Для обеспечения постоянного расхода эти стоки предварительно

собираются в бак промывочных вод механических фильтров.

В установку по очистке продувочных вод осветлителей входят: трубопроводы

(с арматурой) шламовых вод из осветлителей до установки, баки сбора продувочных

вод, насосы рециркуляции, шламонакопители, вакуум-фильтры, декантерные

центрифуги или фильтр-прессы, бункеры обезвоженного шлама, трубопроводы (с

арматурой) внутри установки.

В целях повышения уровня экологической безопасности предочисток

применяются следующие методы:

- использование для взрыхления и отмывки механических фильтров, промывки

установок ультрафильтрации концентрата установок обратного осмоса, отмывочных

вод ионитовых фильтров;

- сбор и повторное использование продувочных вод осветлителей, вод от

взрыхления механических фильтров, промывочных вод установок ультрафильтрации,

сливов пробоотборных точек;

- повышение эффективности работы предочисток ВПУ за счет подбора

оптимальных доз химических реагентов при изменениях качества исходной воды, а

также обеспечение стабильного температурного режима процессов коагуляции,

известкования, содоизвесткования;

- автоматизация предочистки, которая позволяет стабилизировать режим ее

работы, снизить объем стоков, улучшить работу последующих ступеней за счет

улучшения качества осветленной воды.

196

Т а б л и ц а 6.2 - Частота применения методов обращения со сточными водами предочисток

Отведено в водные

Отведено сторонним

Использовано повторно на

Отведено в накопители

объекты

организациям

ТЭС

Технология

Без

После

Без очистки

После

Без очистки

После

Без очистки

После

предочистки

очистки

очистки или

или

очистки или

или

очистки или

или

очистки или

или

нейтрализа-

нейтрали-

ции

зации

Предочистка с

известкованием

и коагуляцией в

15%

47%

14%

12%

осветлителях

(включая мех.

фильтры)

Предочистка с

коагуляцией и

флокуляцией в

24%

28%

осветлителях

(включая мех.

фильтры)

Установка

ультрафильтра-

15%

34%

48%

ции

Область применения технологии динамического осветления воды:

- очистка

поверхностных вод

(перед ионитными фильтрами

обратноосмотическими установками);

- очистка промышленно-ливневых сточных вод (максимальное содержание

нефтепродуктов - 4 мг/дм³).

Применяемые технологии предварительной очистки воды перечислены в

таблице 6.3.

Т а б л и ц а 6.3 - Применяемые технологии предварительной очистки воды

Технология предочистки

Область применения

Механическая фильтрация

Перед параллельноточным ионным обменом как

в однослойном зернистом

самостоятельная ступень при необходимости

фильтре

удаления только взвешенных веществ из исходной

воды

Механическая фильтрация

Перед противоточным ионным обменом как самостоя-

в многослойном зернистом

тельная ступень при необходимости глубокого уда-

фильтре

ления только взвешенных веществ из исходной воды

Коагуляция (с флокуляцией

При необходимости удаления взвеси, органики,

или без) с последующей

соединений железа, цветности воды перед ионным

механической фильтрацией

обменом

Известкование с коагуля-

При необходимости снижения взвеси, органики, сое-

цией

последующей

динений железа, цветности, кремнекислоты, жесткос-

механической

ти, щелочности в исходной воде перед ионным обме-

фильтрацией

ном, термообессоливанием, как самостоятельная

стадия

Содоизвесткование с коагу-

При необходимости удаления взвеси, органики,

ляцией (с флокуляцией или

соединений железа, цветности, кремнекислоты,

без) и последующей меха-

глубокого снижения жесткости исходной воды перед

нической фильтрацией

ионным обменом, термообессоливанием - как само-

стоятельная стадия

Магнезиальное обескрем-

При необходимости снижения взвеси, органики,

нивание с известкованием и

соединений

железа,

цветности,

жесткости,

коагуляцией (с флокуляцией

щелочности, глубокого снижения кремнекислоты в

или без), последующей

исходной

воде

перед

ионным

обменом,

механической фильтрацией

термообессоливанием

Ультрафильтрация

При необходимости удаления взвеси, органики,

соединений железа, цветности, кремнекислоты перед

обессоливанием воды

В литературе упоминается успешное применение на ряде ТЭС установок

коагуляции и осветления воды напорных фильтров с «плавающей» загрузкой (в

анкетах эта технология не упоминается). Отличительной особенностью данной

технологии являются усовершенствованные нижние и верхние дренажно-

распределительные устройства в напорном фильтре, а также использование в

качестве фильтрующей загрузки гранулированного плавающего инертного материала

198

(грансостав

3-5 мм, плотность гранул

0,8-0,9 г/см³), обладающего высокой

механической прочностью и, соответственно, длительным сроком службы (от 20 лет).

Во время работы в исходную воду предварительно дозируются коагулянт и

флокулянт последовательно. Очистка воды в фильтре производится восходящим

потоком через слой зажатого инертного материала, на котором происходит

«налипание» образовавшихся хлопьев коагулянта и загрязняющих веществ. При этом

скорость фильтрации составляет 10-15 м/ч (в форсированном режиме до 20 м/ч).

Периодическая взрыхляющая промывка инертного материала производится сначала

сжатым воздухом, что позволяет обеспечить его 100-процентную очистку (эффект

трения зерен и очистка от налипших к ним загрязнений), а затем водная промывка

нисходящим потоком и удаление тяжелых загрязнений. Учитывая, что в качестве

инертного плавающего материала используются зерна из высокопрочного полимера,

при водовоздушной промывке не происходит его механического истирания, в отличие

от песка и гидроантрацита.

6.3.2 Технологии умягчения и обессоливания воды

Задача снижения содержания в воде растворенных веществ, прежде всего

солей жесткости (обессоливание) возникает на ТЭС:

- для восполнения пароводяных потерь в паросиловых рабочих циклах;

- для дополнительного обессоливания турбинного конденсата в циклах со

сверхкритическими параметрами пара;

- для очистки загрязненных конденсатов, поступающих от внешних и

внутренних потребителей пара;

- для подпитки тепловых сетей.

Количество и производительность обессоливающих и умягчающих установок,

сведения о которых получены в результате анкетирования, приведены в таблице 6.4.

Т а б л и ц а 6.4 - Количество и производительность обессоливающих и умягчающих

установок, сведения о которых получены в результате анкетирования

Количество

Производительность, т/час

Технология обессоливания

установок, ед.

min

max

Н-ОН ионообменная

2 000

параллельноточная установка

Н-ОН ионообменная

1 600

противоточная установка

Установка обратного осмоса

670

Электродеионизационная

150

установка

Термообессоливающая установка

Установка параллельноточного

2830

Na-катионирования

Установка противоточного

1500

Na-катионирования

199

Для обессоливания подпиточной воды теплосетей применяются технологии Na-

или Н-катионирования.

Для обессоливания добавочной воды энергетических циклов в основном

применяется двух-, трехступенчатое Н-ОН-ионирование по параллельноточной

схеме. Для подпитки котлов со сверхкритическими параметрами пара вода

обессоливается дополнительно на фильтрах смешанного действия (ФСД). Для

подпитки котлов-утилизаторов ПГУ вода иногда дополнительно обрабатывается на

установках электродеионизации (УЭДИ). Установки обратноосмотической обработки

используются как самостоятельно, так и совместно с оборудованием для Н-ОН-

ионирования. На рисунке 6.1 приведена «классическая» технологическая схема

водоподготовки для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭС с барабанными

котлами высокого давления. На блоках с прямоточными котлами ВПУ дополняется

третьей ступенью обессоливания на раздельных слоях или ФСД. Вместо

ионообменных фильтров первой ступени могут применяться также установки

обратного осмоса, особенно эффективно при высоком солесодержании (более 300

мг/дм³) исходной воды, также вместо третьей ступени обессоливания возможно

применение установок электродеионизации, хотя обычно они используются в составе

установок, построенных только на мембранных методах очистки воды.

Рисунок 6.1 - Один из вариантов схемы химического обессоливания воды

Перед ионообменными фильтрами на БОУ и КО очищаемая вода проходит

стадию механической фильтрации на осветлительных фильтрах с предвключенными

электромагнитными, картриджными, нерегулируемыми фильтрами (или без них). Для

очистки конденсатов от нефтепродуктов стадия механической фильтрации

дополняется фильтрованием через сорбционные фильтры, загруженные активным

углем.

Количество минерализованных стоков от БОУ и КО по сравнению с химическим

обессоливанием невелико.

В состав отработанных регенерационных растворов и промывочных вод

ионитных фильтров входят кальциевые, магниевые, натриевые соли хлоридов,

сульфатов, силикатов и других анионов, содержащихся в исходной природной воде,

и избыток используемых на водоочистке реагентов - серной кислоты, едкого натра

или поваренной соли. Избытки реагентов (кислоты и щелочи) при параллельноточном

ионировании превышают содержание солей в исходной воде как минимум в 2,2 раза.

200

В настоящее время применяются альтернативные технологии обработки воды,

получаемой путем сочетания мембранных или термических методов обработки с

химобессоливанием. Из-за улучшения технических и экономических показателей

мембран - селективности, срока эксплуатации и снижения стоимости мембран они

постепенно вытесняют ионнный обмен и термическое обессоливание из схем

обессоливания воды.

Типовая схема обессоливания воды на мембранных установках представлена

на рисунке 6.2.

Мембранный

Ультрафиль

Осмос

Электроде-

Обессолен-

Исходна

Осмос

трация

1 ступени

дегазатор или

ная вода

я вода

2 ступени

ионизация

декарбонизатор

Промывки УУФ Концентрат 1 ступени

Рисунок 6.2 - Один из вариантов схемы мембранного обессоливания воды

В последнее время в схемах предочистки воды перед установкой обратного

осмоса (УОО) применяются установки ультрафильтрации (УУФ). Механизм процесса

основан на принципе сепарации или «просеивания» частиц в зависимости от их

размера, т.е. происходит селективное удаление всех частиц с размерами большими,

чем размер пор мембраны. Солевой состав воды при этом сохраняется неизменным.

Мембрана имеет очень однородный определенный размер пор, качество

обработанной воды при этом не зависит от качества исходной воды.

По мере загрязнения УУФ автоматически переводится в режим обратной

безреагентной промывки, при этом промывные воды используются в цикле ТЭС.

Периодически производится химическая обратная промывка с использованием

гипохлорита натрия (NaOCl), щелочи (NaOH) и кислоты (HCl, Н2SO4). Кроме этого,

проводят химические мойки мембран лимонной кислотой, фосфорной кислотой и

другими специальными средствами с периодичностью

1 раз в

2-6 месяцев.

Промывная вода после промывок собирается в баки-нейтрализаторы.

Фильтрат подается на УОО, на которой происходит разделение потока на

пермеат и концентрат. Пермеат в процессе разделения освобождается от солей на

95-98 %. Концентрат, объем которого составляет 20-25 % от объема исходной воды,

содержит только сконцентрированные соли исходной воды. Для сокращения объемов

подаваемой на УОО исходной воды концентрат обычно «дожимается» на втором

каскаде УОО, после чего сбрасывается. Дальнейшее обессоливание пермеата (его

называют частично деминерализованной водой) может производиться на второй

ступени обратного осмоса. При этом обеспечивается получение пермеата с удельной

электропроводностью на уровне нескольких мкСм/см. Концентрат второй ступени

УОО, как правило, подается на вход первой ступени. Вторая ступень УОО обычно

предшествует установке электродеионизации, на которой осуществляется глубокое

обессоливание. Возможно также ионообменное дообессоливание пермеата.

201

Периодически проводятся химические мойки мембран ультрафильтрации

(1 раз в 1-3 месяца), осмоса (1 раз в 3-6 месяцев) и электродеионизации (1 раз в 3-

6 месяцев). Для промывки используются слабо концентрированные растворы

следующих реагентов:

- ультрафильтрация: соляная и/или серная кислота, растворы с рН около 2 ед;

лимонная кислота около 4 г/л; гипохлорит натрия около 100 мг/л и гидроксид натрия с

pH порядка 12; натрия лаурилсульфат около 4 г/л и гидроксид натрия pH порядка 12;

аскорбиновая кислота 0,25% и затем щавелевая кислота около 1,0%;

- обратный осмос: соляная кислота 0,2%, фосфорная кислота 0,5%, лимонная

кислота 2%, гидросульфит натрия 1%, гидроксид натрия 0,1%, додецилсульфат

натрия 0,025%, натриевая соль ЭДТА (трилон Б) 1%, триполифосфат натрия 0,1%,

дибромнитрилопропионамид 0,005%;

- электродеионизация: поваренная соль около 5%, едкий натр 2%, соляная

кислота с рН 0,5 ед, перкарбонат натрия 1%.

Комбинированные мембранно-ионообменные технологии, имеющие высокую

степень экономической эффективности и надежности, являются оптимальным

методом при реконструкции существующих ВПУ, где уже имеются ионообменные

фильтры, кислотно-щелочное реагентное хозяйство и системы сбора и

нейтрализации стоков. Количество высокоминерализованных сточных вод и расход

реагентов в этом случае во много раз меньше, чем при чисто ионообменной схеме.

Сброс засоленных стоков регенераций ионообменных фильтров в водные

объекты без его разбавления более чистой водой или стоками, слабо загрязненными

растворенными солями, практически невозможен из-за жестких водоохранных

ограничений. Теоретически возможны: организация испарительного пруда-

соленакопителя или переработка стоков регенераций в рассолы, пригодные для

повторной регенерации фильтров или в иных промышленных целях.

В таблицах 6.4 и 6.5 представлены результаты опроса об удельных объемах

образования сточных вод и методах обращения с ними.

202

Т а б л и ц а 6.4 - Удельные объемы образования сточных вод и методы обращения с ними на ТЭС

Удельный объем

отведено

отведено в

использовано

отведено в

образования сточных вод на

сторонним

водные объекты

повторно на ТЭС

накопители

м³обессоленной воды, м³/м³

организациям

max /

средний,

max,

без

после

без

после

без

после

без

после

средн.,

м³/м³

очистки

раз

Ионообменная

параллельноточная

0,09

0,33

10%

28%

27%

10%

12%

установка

Ионообменная

0,03

0,21

97%

противоточная установка

Ионообменная установка

0,03

0,06

21%

71%

БОУ, конденсатоочистка

Установка обратного

0,22

0,55

49%

37%

осмоса

Электродеионизационная

0,13

0,63

36%

60%

установка

Термообессоливающая

установка (мгновенного

0,01

0,02

100%

вскипания)

Установка парал-

лельноточного Na-

0,04

0,36

18%

22%

34%

катионирования

Установка

противоточного Na-

0,1

0,45

13%

17%

68%

катионирования

Т а б л и ц а 6.5 - Среднее удельное потребление ресурсов установками обессоливания

Среднее удельное

потребление

образование

Электроэнергия,

расходных

теплоэнергии на

реагентов на м

отходов на м³

кВтч/м³

материалов на м³

м³продукции,

продукции, кг/тыс.

Гкал/тыс. м³

м³

Ионообменная

0,3

0,6

446

параллельноточная установка

Ионообменная противоточная

0,4

0,3

443

установка

Ионообменная установка

0,3

0,2

БОУ, конденсатоочистка

Установка обратного осмоса

1,4

0,0016

554

0,4

Электродеионизационная

0,3

0,0005

установка

Термообессоливающая

установка (мгновенного

Нет данных

170

Нет данных

вскипания)

Установка

параллельноточного Na-

0,1

0,8

553

1,2

катионирования

Установка противоточного Na-

0,3

0,4

0,1

494

Нет данных

катионирования

Для обессоливания конденсата на БОУ применяются фильтры смешанного

действия (ФСД) с выносной регенерацией или раздельное одноступенчатое

обессоливание на сильнокислотных катионитах и высокоосновных анионитах.

Исходя из фактических данных, можно сделать следующие выводы:

1. Наблюдается очень широкий диапазон изменения показателей работы всех

типов установок обессоливания, что обусловлено разным качеством исходной воды.

Удельный объем сточных вод и их загрязненность, потребление реагентов и масса

образования отходов в наибольшей степени определяются именно этим фактором,

не зависящим от оператора ВПУ. В связи с этим можно говорить лишь о

потенциальных сравнительных преимуществах и недостатках технологий, однако

установить гарантированные конкретные значения их воздействий на окружающую

среду и объемов потребления ресурсов невозможно. В свою очередь, это делает

невозможными рекомендации по значениям ТП НДТ для установок водоподготовки.

2. Наибольший удельный объем сточных вод образуется на УОО, который

превышает этот показатель ионитовых установок в 3-7 раз. Максимальное значение

этого показателя из указанных в анкетах составило 35% от уровня исходной воды. С

учетом примерно одинаковой удельной массы реагентов, применяемых на таких

установках, концентрация загрязняющих веществ в сточных водах УОО существенно

ниже. Это предоставляет больше возможностей для отведения и повторного

использования стоков УОО.

3. Наибольшая доля сточных вод обессоливающих установок отводится в

водные объекты непосредственно или через сооружения организаций водопроводно-

канализационного хозяйства, хотя стоки некоторых типов установок более пригодны

для повторного использования на ТЭС: ионообменных противоточных установок,

БОУ, конденсатоочисток. БОУ и конденсатоочистки характеризуются низким уровнем

потребления реагентов и образования отходов, что связано с относительно более

чистой исходной водой (конденсат пара) по сравнению с природной.

4. В качестве альтернативы параллельноточному ионному обмену довольно

широко внедряются малосточные технологии противоточного ионирования. Следует

отметить определенные сложности, связанные с необходимостью использования в

качестве загрузки специфических ионообменных смол, ограниченно производимых

отечественными предприятиями.

6.3.3 Рекомендации по выбору технологий водоподготовки на ТЭС

При выборе технологий, схем и оборудования приготовления добавочной воды

теплосетей и подпиточной воды энергетических циклов для строящихся и

реконструируемых объектов, при подготовке предложений по модернизации ВПУ

действующих ТЭС и котельных необходимо учитывать следующие факторы:

1. Наиболее важной характеристикой ВПУ является ее способность

обеспечивать генерирующее оборудование и теплосети подпиточной водой в

необходимых объемах и с нормативным качеством. От этого фактора существенно

зависят экономическая и энергетическая эффективность, надежность работы

энергогенерирующего оборудования, а также уровень экологической безопасности

всей электростанции. Отсутствие отложений на теплообменных поверхностях и их

205

коррозии обеспечивает более высокий КПД работы оборудования, меньший объем

сжигания топлива, меньше выбросов в атмосферу загрязняющих веществ и

парниковых газов, а также сбросов тепла в окружающую среду, предотвращает

аварийные остановы оборудования, необходимость химических чисток поверхностей

нагрева котлов, износ лопаток турбин и другие негативные процессы.

В связи с этим самой важной характеристикой при оценке работы действующих

ВПУ, выборе технологий, схем и оборудования водоподготовки при их

проектировании является их способность обеспечить необходимые объемы и

нормативное качество очищенной воды. Любые планируемые изменения технологий,

схем, оборудования не должны приводить к ухудшению качества очистки воды на ВПУ

и снижению надежности ее работы.

2. Важным показателем ВПУ является потребление воды на собственные

нужды. Этот показатель существенно влияет на экономичность работы ВПУ, а также

определяет объем сточных вод, образующихся при водоподготовке.

Для снижения потребления воды на собственные нужды необходимо внедрять

повторное использование сточных вод предочисток (продувочных вод осветлителей,

концентрата ультрафильтрации, вод взрыхления механических фильтров),

обессоливающих установок (например, условно чистых отмывочных вод регенераций

для проведения взрыхлений фильтров, концентрата осмоса первой ступени после

умягчения для подпитки теплосети или оборотной системы охлаждения, проведение

совместных регенераций для второй и первой ступени ионирования), вод слива

пробоотборных точек на ВПУ и на других технологических участках ТЭС,

использование в качестве исходной воды сточных вод других технологических

участков, автоматизацию ВПУ.

Необходимо рассматривать возможности повторного использования сточных

вод ВПУ для водоснабжения другого оборудования, например, использование

концентрата мембранных установок для подпитки теплосетей или оборотных систем

охлаждения.

3. Другими важными показателями, влияющими на экономические и

экологические показатели работы ВПУ, являются удельная масса, стоимость и

доступность химических реагентов. Эти показатели влияют на массу загрязняющих

веществ, образующихся при водоподготовке и, как правило, на качество сточных вод.

4. Необходимо учитывать массу и уровень опасности отходов, образующихся

при водоподготовке, а также возможности их утилизации. При эксплуатации ВПУ могут

образовываться различные виды твердых и жидких отходов, которые включают

отработанные ионообменные смолы и коагулянты, вещества, извлеченные из

исходной воды при ее очистке и т.д. При выборе технологий предпочтение нужно

отдавать технологиям с минимальной массой образующихся отходов, их

минимальной опасностью для окружающей среды, возможностью их полезного

использования, минимальной стоимостью обращения с отходами.

Необходимо отметить, что перечисленные аспекты и показатели работы ВПУ

существенно зависят не только от применяемых технологий и оборудования

водоподготовки, качества эксплуатации и технического обслуживания оборудования,

но и, в определяющей степени, от качества исходной воды, которое не зависит от

оператора ВПУ или ТЭС. В связи с этим введение единых целевых значений

экологических показателей работы ВПУ, формирование единых технических

206

требований на основе сравнения фактически достигнутых характеристик ВПУ

практически невозможны и нецелесообразны.

В то же время можно говорить, что более высокий уровень экономической

эффективности и экологической безопасности по сравнению с другими технологиями

имеют мембранные технологии и противоточное ионообменное обессоливание по

сравнению с параллельноточным. Однако оптимальный набор применяемых

технологий и оборудования индивидуален для каждой ТЭС. Поэтому предложения по

применению или оптимизации технологических схем водоподготовки на конкретных

ТЭС должны формироваться по результатам анализа источника водоснабжения,

работы не только оборудования водоподготовки, но и основного технологического

оборудования, систем технического водоснабжения и водоотведения ТЭС, в том

числе с точки зрения влияния на:

повышение качества очистки воды, надежность достижения нормативных

требований к качеству очищенной воды, в том числе при изменениях качества

исходной воды;

снижение расходов реагентов;

снижение расходов воды ВПУ на собственные нужды;

снижение объемов и загрязненности сточных вод в целом по ТЭС;

снижение массы и класса опасности для окружающей среды образующихся

отходов, получения отходов, которые в дальнейшем будет возможно утилизировать;

снижение энергопотребления.

6.4

Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами

Основные виды сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, на ТЭС:

дренажные воды турбинных отделений (цехов);

дренажные воды помещений и поверхностный сток с территории мазутных

хозяйств и маслохозяйств;

дренажные воды помещений компрессорных станций, гаражей, ремонтных

мастерских;

конденсат мазутных подогревателей;

отмывочные воды фильтров конденсатоочистки.

По данным опроса, уровень содержания нефтепродуктов в таких сточных водах

лежит в очень широком диапазоне 0,04-36 мг/дм³и в среднем составляет около 6

мг/дм³. Содержание нефтепродуктов в таких сточных водах превышает значение

этого показателя в исходной воде в

15-100 раз. Как правило, эти стоки, за

исключением нефтепродуктов, загрязнены взвесями, хотя и в меньшей степени

(превышение в 2-2,5 раза).

Более 70% стоков, загрязненных нефтепродуктами, повторно используются на

ТЭС после механической или физико-химической очистки для подпитки оборотных

систем охлаждения и в качестве исходной воды ВПУ. На угольных ТЭС часть этих вод

используются без очистки для подпитки систем ГЗУ. Около 15% стоков передается

для очистки сторонним организациям, 10% отводится в водные объекты после

механической очистки. Более чем в 90% случаев очищенный сток соответствует

нормативным требованиям.

207

Необходимо отметить, что очистка стоков для целей их повторного

использования на ТЭС связана с существенно меньшими затратами, чем очистка для

отведения в водные объекты, из-за существенно более мягких требований к

очищенной воде (на уровне 1-3 мг/дм³при ПДКрх 0,05 мг/дм³). В случае невысокой

концентрации нефтепродуктов в стоках (до 1 мг/дм³) их можно без дополнительной

очистки направлять на ВПУ подпитки теплосети или подпитку оборотной системы

охлаждения, не имеющей сброса продувки в водные объекты. В противном случае

требуется доочистка стоков на сорбционных фильтрах, а при высоких

концентрациях - и с испрользованием отстойников, нефтеловушек, коалесцентных

сепараторов. В случае, когда очищенные сточные воды используются внутри станции,

состав систем очистки определяется оператором ТЭС. Как правило, достаточно их

механической очистки в масловушках и механических фильтрах. Для достижения

более высокого качества (на уровне 0,1 мг/дм³) очистные сооружения могут быть

дополнены флотаторами, сорбционными фильтрами, коалесцентными сепараторами

и т.д.

По данным опроса, средняя эффективность очистки нефтесодержащих вод для

целей повторного использования составила 80%, при этом удельные затраты на

механическую очистку - около 25 руб./м³, на физико-химическую - 41 руб./м³. В

анкетах приведена информация по единственному случаю очистки до нормативных

требований для отведения стока в водный объект при эффективности очистки от

нефтепродуктов на уровне 97%. В остальных 75% случаев стоки после очистки не

соответствовали нормативным требованиям.

6.5

Стоки, загрязненные взвешенными веществами

К данной группе сточных вод ТЭС относятся: поверхностный сток с территории,

дренажные воды от сооружений и аспирационных систем топливоподач и котельных

отделений

угольных

ТЭС,

сбросы

избыточной

воды

из

систем

гидрозолошлакоудаления.

Основными загрязнителями поверхностного стока с территории ТЭС являются

взвешенные вещества и нефтепродукты, сорбированные на их поверхности. По

данным анкетирования, среднее содержание взвешенных веществ в поверхностном

стоке до очистки составляет 228 мг/дм³, нефтепродуктов - 0,6 мг/дм³. 20% суммарного

объема поверхностного стока отводятся (без очистки или после механической очистки)

в централизованные системы водоотведения населенных пунктов, по 40% - в водные

объекты или с целью повторного использования на ТЭС. В 87% случаев поверхностный

сток, отводимый в водные объекты, соответствует нормативным требованиям к их

качеству. При этом 37% таких стоков отводится без очистки, 51%- после механической

очистки, 12% - после физико-химической очистки.

С целью снижения объемов и загрязненности поверхностного стока на ТЭС

применяются следующие мероприятия:

устройство дорог, тротуаров с твердым покрытием, ограждение газонов

бордюрами;

поддержание хорошего санитарного состояния, своевременное проведение

уборок территории;

208

СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ (ИТС 38-2022) - часть 4