• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


ИТС 38-2017

     
     
ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ


СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ


FUEL COMBUSTION ON LARGE PLANTS FOR PRODUCTION OF ENERGY

Дата введения 2018-07-01

Введение


     Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям "Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии" (далее - справочник НДТ) касается топливосжигающих установок (энергоустановок) с номинальной тепловой мощностью, превышающей 50 МВт, содержит основные полученные данные, заключения по наилучшим доступным технологиям (НДТ) и соответствующим им уровням выбросов.
     
     В 2014 году принят ряд важных нормативных правовых актов [1-3], содержащих комплекс мер по переходу на принципы НДТ и внедрение инновационных технологий, в том числе:
     
     Распоряжение Правительства Российской Федерации от 19 марта 2014 г. N 398-р "Об утверждении комплекса мер, направленных на отказ от использования устаревших и неэффективных технологий, переход на принципы наилучших доступных технологий и внедрение современных технологий";
     
     Распоряжение Правительства Российской Федерации от 03 июля 2014 г. N 1217-р "Об утверждении плана мероприятий ("дорожная карта") "Внедрение инновационных технологий и современных материалов в отраслях топливно-энергетического комплекса" на период до 2018 года";
     
     Федеральный закон Российской Федерации от 21 июля 2014 г. N 219-ФЗ "О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".
     
     Основные цели реализации указанного комплекса мер, Дорожной карты и норм Федерального закона состоят в модернизации действующих производств, создании отечественного современного оборудования, улучшении экологической обстановки в регионах, повышении энергетической и экологической эффективности различных отраслей промышленности, в том числе объектов электроэнергетики и, в особенности, угольных ТЭС.
     
     Базой достижения указанных целей является разработка информационно-технического справочника НДТ в теплоэнергетике и соответствующих нормативно-технических документов на его основе.
     
     Структура настоящего справочника НДТ соответствует ГОСТ Р 56828.14-2016 [4], частично соответствует ГОСТ 56828.13-2016* [5], термины приведены в соответствии с ГОСТ Р 56828.15-2016 [6].
________________
     * Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ Р 56828.13-2016. - Примечание изготовителя базы данных.
          
     

Краткое содержание справочника


     Введение. Во введении представлена аннотация справочника НДТ, основные нормативные правовые акты, содержащие комплекс мер по переходу на принципы НДТ.
     
     Предисловие. В предисловии указана цель разработки справочника НДТ, его статус, законодательный контекст, краткое описание процедуры создания в соответствии с установленным порядком, а также взаимосвязь с аналогичными международными документами.
     
     Область применения. Описаны основные виды деятельности, на которые распространяется действие справочника НДТ.
     
     В разделе 1 представлена общая характеристика электроэнергетической отрасли России.
     
     В разделе 2 представлены сведения о производстве энергии при сжигании каменных и бурых углей, включая:
     
     - описание технологических процессов;
     
     - текущие уровни эмиссии в окружающую среду на ТЭС, сжигающих твердое топливо;
     
     - определение наилучших доступных технологий при сжигании твердого топлива;
     
     - наилучшие доступные технологии;
     
     - экономические аспекты реализации НДТ;
     
     - перспективные технологии.
     
     В разделе 3 представлены сведения о производстве энергии при сжигании газообразных топлив, включая:
     
     - описание технологических процессов;
     
     - текущие уровни эмиссии в окружающую среду на ТЭС при сжигании газообразного топлива;
     
     - определение наилучших доступных технологий при сжигании газообразного топлива;
     
     - наилучшие доступные технологии при сжигании газообразного топлива;
     
     - экономические аспекты реализации НДТ;
     
     - перспективные технологии.
     
     В разделе 4 представлены сведения о производстве энергии при сжигании жидкого топлива:
     
     - описание технологических процессов;
     
     - текущие уровни эмиссии в окружающую среду на ТЭС при сжигании жидкого топлива;
     
     - определение наилучших доступных технологий при сжигании жидкого топлива;
     
     - наилучшие доступные технологии;
     
     - экономические аспекты реализации НДТ;
     
     - перспективные технологии.
     
     В разделе 5 представлены сведения об обращении с маслами, применяемыми на крупных топливосжигающих энергогенерирующих установках (далее - КТЭУ):
     
     - технологии обращения с маслами, применяемые на КТЭУ;
     
     - воздействия маслохозяйств на окружающую среду;
     
     - порядок сбора и утилизации отработанных масел;
     
     - НДТ обращения с маслами на КТЭУ.
     
     В разделе 6 представлены сведения о системах охлаждения КТЭУ, в том числе НДТ.
     
     В разделе 7 представлены сведения о воздействии КТЭУ (ТЭС) на водные объекты:
     
     - описание технологических процессов;
     
     - определение наилучших доступных технологий снижения воздействия на водные объекты;
     
     - НДТ снижения воздействия на водные объекты.
     
     В разделе 8 Акустическое воздействие (шум) приведены:
     
     - источники шума при работе ТЭС на угле;
     
     - источники шума при работе ТЭС на жидком и газообразном топливе;
     
     - определение наилучших доступных технологий для снижения шума;
     
     - НДТ для снижения шума на ТЭС;
     
     - перспективные технологии для снижения шума на ТЭС.
     
     В разделе 9 приведены сведения об организации производственного экологического контроля (далее - ПЭК) на КТЭУ, в том числе НДТ.
     
     В разделе 10 даны заключительные положения и рекомендации, в том числе:
     
     - общие сведения;
     
     - состав технической рабочей группы (ТРГ 38);
     
     - рекомендации.
     
     

Предисловие


     Цель разработки - обеспечение реализации перехода предприятий электроэнергетики на принципы наилучших доступных технологий.
     
     Основные принципы и порядок разработки справочника НДТ установлены постановлением Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2014 г. N 1458 "О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям" [7].
     
     Статус документа. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям является документом по стандартизации.
     
     Информация о разработчиках. Справочник НДТ разработан технической рабочей группой "Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии" (ТРГ 38), созданной приказом Росстандарта от 18 июля 2016 г. N 1037 [8]. Перечень организаций и их представителей, принимавших участие в разработке справочника НДТ, приведены в разделе "Заключительные положения и рекомендации".
     
     Кроме того, при формировании настоящего справочника НДТ был использован проект справочника НДТ, разработанный в рамках государственного контракта 16/0411.3070390019.241/10/113 от 14 июля 2016 года по заказу Минэнерго России специалистами ОАО "Энергетический институт им.Г.М.Кржижановского (ОАО "ЭНИН"), ОАО "Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотехнический научно-исследовательский институт" (ОАО "ВТИ"), Национального исследовательского университета "Московский энергетический институт" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") и ООО "Экополис".
     
     Взаимосвязь с международными, региональными аналогами
     
     Справочник НДТ разработан в результате проведения экспертных оценок и консультаций со специалистами ведущих отечественных предприятий теплоэнергетики, научно-исследовательских, проектных и образовательных организаций. Составители справочника НДТ приняли во внимание материалы справочника Европейского союза "НДТ для крупных топливосжигающих установок"*, утвержденный в 2006 г. [9] и проект обновленного указанного справочника (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants. Final Draft (June 2016) [10].
________________
     * Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить, перейдя по ссылке на сайт http://shop.cntd.ru. - Примечание изготовителя базы данных.
     
          
     Сбор данных
     

Сбор информации о применяемых в Российской Федерации технологических процессах, оборудовании, технических способах, методах сжигания топлива на крупных установках в целях производства энергии была организована в соответствии с Порядком сбора данных, необходимых для разработки справочника НДТ и анализа приоритетных проблем отрасли, утвержденным приказом Росстандарта от 23 июля 2015 г. N 863 [11]. Сбор информации осуществлялся Бюро НДТ при содействии Ассоциации "Совет производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики" и ООО "Экогор" в период сентябрь-декабрь 2016 года.
     
     По результатам опроса были получены сведения об энергогенерирующих объектах следующих компаний: ПАО "ТГК-1", ПАО "ОГК-2", ПАО "Мосэнерго", АО "Интер РАО - Электрогенерация", ООО "Башкирская генерирующая компания", АО "Татэнерго", АО "СИБЭКО", ПАО "Лукойл", ПАО "МОЭК", ПАО "Т Плюс", ПАО "Юнипро", ПАО "Квадра", ПАО "Иркутскэнерго", ПАО "Энел Россия", ООО "Сибирская генерирующая компания".
     
     Установленная электрическая мощность ТЭС, по которым представлены анкеты, составляет 123,3 ГВт, что составляет почти 77% от общей установленной электрической мощности ТЭС ЕЭС России на начало 2016 года (160,2 ГВт).
     
     Взаимосвязь с другими справочниками НДТ
     
     Настоящий справочник НДТ ссылается на следующие межотраслевые справочники НДТ, разработанные в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 г. N 2178-р [12]:
     
     ИТС 8-2015 "Очистка сточных вод при производстве продукции (товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях" [57];
     
     ИТС 10-2015 "Очистка сточных вод с использованием централизованных систем водоотведения поселений, городских округов" [97];
     
     ИТС 20-2016 "Промышленные системы охлаждения" [56].
     
     Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие
     
     Справочник НДТ утвержден приказом Росстандарта от "22" декабря 2017 г. N 2929.
     
     Справочник НДТ введен в действие с 1 июля 2018 г., официально опубликован в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.
     
     

Область применения


     Настоящий справочник НДТ распространяется на деятельность по производству электрической и тепловой энергии через сжигание топлива крупными топливосжигающими установками, одновременно соответствующими следующим критериям:
     

а) крупные топливосжигающие установки, предназначенные для производства (генерации) электрической энергии и (или) тепловой энергии в виде пара и (или) горячей воды, при этом типы потребителей (собственные нужды энергогенерирующего объекта или внешние потребители), цели и способы потребления произведенной электро- и (или) теплоэнергии для целей настоящего справочника НДТ не имеют значения. Объем производимой продукции при определении области применения справочника НДТ не учитывается;
     

б) стационарные крупные топливосжигающие установки, т.е. установки, прочно связанные фундаментом с землей и технологически присоединенные к сетям инженерно-технического обеспечения;
     

в) крупные топливосжигающие установки, потребляющие следующие виды топлива в основных режимах эксплуатации (основные виды топлива в соответствии с паспортом энергоустановки, при этом режимы пуска, останова, резервные и аварийные виды не учитываются):
     

1) газ природный и попутный;
     

2) жидкие углеводородные топлива;
     

3) твердые виды топлива: антрациты, каменные и бурые угли, в том числе обогащенные;
     

г) крупные топливосжигающие установки тепловой мощностью 50 МВт и более, включая тепловую энергию, подводимую в режиме дожигания (например, в котлах-утилизаторах или камерах промежуточного подогрева в газотурбинных установках), потребление топлива которых при номинальной нагрузке составляет 6,15 тонн условного топлива в час и более (по низшей рабочей теплотворной способности топлива).
     
     В область применения справочника НДТ не входят:
     
     - блок-станции;
     
     - ГТЭС, не входящие в состав энергогенерирующих предприятий и компаний;
     
     - паровые и водогрейные котельные, не входящие в состав энергогенерирующих предприятий и компаний;
     
     - энергоустановки, используемые в качестве привода механического оборудования, насосов, компрессоров и т.п., энерготехнологические топливосжигающие установки, предназначенные для нагрева, сушки, испарения рабочих сред, сырья и продукции, для производства холода в виде льда, охлажденного воздуха и (или) воды;
     
     - энергоутилизационные установки, производящие тепло за счет утилизации энергии, образующейся в различных технологических процессах (энерготехнологические котлы, котлы-утилизаторы после металлургических печей, котлы для сжигания отходов производства и потребления и т.д.).
     
     В справочнике НДТ не рассматриваются топливосжигающие установки, потребляющие следующие виды топлива:
     
     - искусственные газы;
     
     - жидкие производственные отходы и искусственные жидкие топлива;
     
     - твердые отходы производства и потребления, сланцы, торф и биомасса;
     
     - передвижные электрогенерирующие установки, энергоустановки транспортных средств, вне зависимости от видов и объемов используемого ими топлива.
     
     При описании технологий производства электрической и тепловой энергии с использованием крупных топливосжигающих установок рассматривается комплекс технологического оборудования, осуществляющий полный технологический цикл энергопроизводства и включающий в свой состав следующие операции, осуществляемые на площадках энергогенерирующих предприятий:
     
     - разгрузка топлива из транспортных средств, его хранение и подготовка к сжиганию;
     
     - сжигание топлива и производство электроэнергии, тепла в виде пара и (или) горячей воды с очисткой и отведением дымовых газов;
     
     - преобразование энергии пара в электроэнергию, включая охлаждение технологического оборудования;
     
     - водоподготовка для нужд энергообъектов, исключая водоподготовку для целей подпитки тепловых сетей;
     
     - техническое водоснабжение энергообъекта для целей охлаждения технологического оборудования, компенсации пароводяных потерь, золошлакоудаления, прочих производственных нужд;
     
     - обращение с отходами;
     
     - обращение с маслами (разгрузка, хранение, очистка).
     
     Дополнительно область применения справочника НДТ приведена в соответствии с классификаторами ОКПД 2 и ОКВЭД 2, утвержденных приказом Росстандарта от 31.01.2014 N 14-ст [13] (таблица 1.1).
     

Таблица 1.1 - Область применения справочника НДТ согласно ОКПД 2 и ОКВЭД 2

ОКПД 2

Наименование продукции по общероссийскому классификатору продукции по видам экономической деятельности (ОКПД 2) ОК 034-2014 (КПЕС 2008)

Наименование вида экономической деятельности по общероссийскому классификатору видов экономической деятельности (ОКВЭД 2) ОК 029-2014 (КДЕС Ред.2)

ОКВЭД 2

35.11.10.111

Электроэнергия, произведенная конденсационными электростанциями (КЭС) общего назначения

Производство электроэнергии тепловыми электростанциями, в том числе деятельность по обеспечению работоспособности электростанций

35.11.1

35.11.10.112

Электроэнергия, произведенная теплоэлектроцентралями (ТЭЦ) общего назначения

35.11.10.113

Электроэнергия, произведенная газотурбинными электростанциями (ГТЭС) общего назначения

35.30.11.110

Энергия тепловая, отпущенная электростанциями

Производство пара и горячей воды (тепловой энергии) тепловыми электростанциями

35.30.11

35.30.11.111

Энергия тепловая, отпущенная тепловыми электроцентралями (ТЭЦ)

35.30.11.120

Энергия тепловая, отпущенная котельными

Производство пара и горячей воды (тепловой энергии) котельными

35.30.14

Раздел 1 Общая характеристика электроэнергетической отрасли России

1.1 Структура, субъекты и технологический уровень электроэнергетики России

1.1.1 Укрупненная структура электроэнергетики России


     Электроэнергетика России включает в себя:
     
     - централизованную зону энергоснабжения, в которую входит энергетическая система России (далее - ЕЭС России) и изолированно работающие энергорайоны и энергосистемы Сибири и Дальнего Востока, Норильско-Таймырская энергосистема;
     
     - децентрализованную зону энергоснабжения, в которую входят энергопредприятия, работающие в закрытых административно-территориальных образованиях (ЗАТО). В настоящее время в России существует 41 ЗАТО, находящихся на территории 22 субъектов Российской Федерации (в т.ч. на территории 18 областей, 3 краев, 1 республики).
     
     Основой российской электроэнергетики является Единая энергетическая система России - уникальный, высокоавтоматизированный, единый технологический комплекс включающий 70 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно). В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит около 700 электростанций мощностью свыше 5 МВт. Общая установленная мощность электростанций ЕЭС России на 01.01.2016 года составила 235305 МВт. В структуре генерирующих мощностей электростанций России преобладают тепловые электростанции, доля которых в установленной мощности составляет свыше 68%, доля атомных электростанций - 10,7%, доля гидравлических станций - почти 21%. Около 80% генерирующих мощностей тепловых электростанций в Европейской части России работают на газе и мазуте, в то время как в Восточной части России более 80% генерирующих мощностей тепловых электростанций используют уголь.
     
     Укрупненная структура электроэнергетики представлена на рисунке 1.1.
     
     

Рисунок 1.1 - Укрупненная структура электроэнергетики [4]

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.1 - Укрупненная структура электроэнергетики [4]


     Установленная мощность электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2016 представлена в таблице 1.2.
     

Таблица 1.2 - Установленная мощность электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2016 [14]

Энерго-
объединение

МВт

ТЭС

ГЭС

ВЭС

СЭС

АЭС

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

ЕЭС РОССИИ

235305,6

160233,3

68,1

47855,2

20,3

10,9

0

60,2

0,03

27146

11,5

ОЭС Центра

53306,9

38684,1

72,6

1788,9

3,4

-

-

-

-

12834

24,0

ОЭС Средней Волги

27040,2

16078,2

59,6

6890,0

25,4

-

-

-

-

4072

15,0

ОЭС Урала

50707,82

47327,1

93,3

1853,5

3,7

2,2

0

45,0

0,09

1480

2,9

ОЭС Северо-Запада

23143,0

14427,3

62,3

2950,3

12,8

5,3

0

-

-

5760

24,9

ОЭС Юга

20116,8

11357,4

56,3

5756,1

28,6

3,4

0

-

-

3000

14,9

ОЭС Сибири

51808,3

26516,7

51,2

25276,4

48,8

-

-

15,2

0,03

-

-

ОЭС Востока

9182,5

5842,5

63,6

3340,0

36,4

-

-

-

-

-

-

1.1.2 Инфраструктурные компании и организации

ОАО "СО ЕЭС" [15]
     
     Открытое акционерное общество "Системный оператор Единой энергетической системы" (СО ЕЭС) единолично осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление в Единой энергетической системе России. В процессе своей деятельности Системный оператор решает три основные группы задач:
     
     - управление технологическими режимами работы объектов ЕЭС России в реальном времени;
     
     - обеспечение перспективного развития ЕЭС России;
     
     - обеспечение единства и эффективной работы технологических механизмов оптового и розничных рынков электрической энергии и мощности.
     
     Ассоциация "НП Совет рынка" [15]
     
     Ассоциация "Некоммерческое партнерство "Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью" ("Совет рынка") организует функционирование и контроль оптового и розничного рынков электроэнергии. Приоритетными направлениями деятельности НП "Совет рынка" являются:
     
     - организация функционирования оптового и розничного рынка мощности;
     
     - контроль над участниками рынков электроэнергии и мощности, коммерческой и технологической инфраструктуры, а также урегулирование споров между участниками оптового рынка;
     
     - аналитическая поддержка в целях более эффективного принятия решений участниками оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности, органами государственного управления.
     
     ПАО "Интер РАО" [15]
     
     Группа "Интер РАО" - диверсифицированный энергетический холдинг, управляющий активами в России, а также в странах Европы и СНГ.
     
     Деятельность "Интер РАО" охватывает:
     
     - производство электрической и тепловой энергии;
     
     - энергосбыт;
     
     - международный энерготрейдинг;
     
     - инжиниринг, экспорт энергооборудования;
     
     - управление распределительными электросетями за пределами Российской Федерации.
     
     Установленная мощность генерирующих объектов "Интер РАО" (на 01.01.2016) составляет 35 ГВт. Объем выработки электроэнергии по итогам 2015 года - 141 млрд кВт*ч. Генерирующие активы "Интер РАО":
     
     - 40 тепловых электростанций и 6 генерирующих установок малой мощности;
     
     - 12 гидроэлектростанций (в том числе 7 малых ГЭС);
     
     - 2 ветропарка.
     
     ПАО "Интер РАО" - единственный российский оператор экспорта-импорта электроэнергии. География поставок включает Финляндию, Беларусь, Литву, Украину, Грузию, Азербайджан, Южную Осетию, Казахстан, Китай и Монголию.
     
     ПАО "Россети" [15]
     
     Публичное акционерное общество "Российские сети" (ПАО "Россети") - оператор энергетических сетей в России - является одной из крупнейших электросетевых компаний в мире. Компания управляет 2,29 млн км линий электропередачи, 480 тыс. подстанциями трансформаторной мощностью более 751 ГВА. В 2014 году полезный отпуск электроэнергии потребителям составил 715 млрд кВт·ч. Численность персонала Группы компаний "Россети" - 218 тысяч человек.
     
     Имущественный комплекс ПАО "Россети" включает в себя 37 дочерних и зависимых обществ, в том числе 14 межрегиональных и магистральную сетевую компанию. Контролирующим акционером является государство в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом Российской Федерации, владеющее 85,3% долей в уставном капитале.
     
     ПАО "Россети" - ведущая компания на российском рынке по внедрению инновационных технологий в магистральном и распределительном электросетевом комплексе. Компания уделяет большое внимание вопросам энергосбережения, энергоэффективности, международного сотрудничества, защиты окружающей среды и охраны труда.
     
     ПАО "ФСК ЕЭС" [15]
     
     Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС") создано в соответствии с программой реформирования электроэнергетики Российской Федерации как организация по управлению Единой национальной (общероссийской) электрической сетью (ЕНЭС) с целью ее сохранения и развития. Постановлением Правительства Российской Федерации от 11.07.2001 N 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации" Единая энергетическая система России признана "общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности" государства. Основной ее частью "является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства". Для ее "сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике" было предусмотрено создание ФСК ЕЭС.
     
     В постановлении Правительства Российской Федерации от 21.12.2001 N 881 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства.
     
     В собственности ПАО "Россети" находятся 80,13% размещенных акций ПАО "ФСК ЕЭС", в собственности миноритарных акционеров - 19,28% акций Федеральной сетевой компании, Росимущество - 0,59%.
     
     Основные направления деятельности компании:
     
     - управление Единой национальной (общероссийской) электрической сетью;
     
     - предоставление услуг субъектам оптового рынка электрической энергии по передаче электрической энергии и присоединению к электрической сети;
     
     - инвестиционная деятельность в сфере развития Единой национальной (общероссийской) электрической сети;
     
     - поддержание в надлежащем состоянии электрических сетей;
     
     - технический надзор за состоянием сетевых объектов.
     
     Протяженность линий электропередачи на 01.01.2016ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии составила 139,1 тыс.км.
_______________
     ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии воздушные, кабельно-воздушные и кабельные линии электропередачи
     
     

1.1.3 Технологический и инновационный уровень электроэнергетической отрасли

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

ЕЭС России. Единая энергетическая система России - это единый технологический комплекс включающий 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно). В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит около 700 электростанций мощностью свыше 5 МВт. На 01.01.2016 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 235305 МВт.

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

АЭС. Российская атомная отрасль - это единый энергопромышленный комплекс, являющийся одним из передовых в мире по уровню научно-технических разработок, опыту эксплуатации атомных станций, квалификации персонала АЭС. Проекты АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР) доказали свою надежность в процессе тысячи реакторо-лет безаварийной работы. Все оборудование АЭС отечественного производства, технический уровень которого не уступает мировому. На 01.01.2016 года общая установленная мощность АЭС ЕЭС России составила 27146 МВт.

     

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

ГЭС. Гидроэнергетика России - это 87 крупных гидроэлектростанций, в том числе 21 ГЭС мощностью свыше 500 МВт. На ГЭС России работают 465 гидроагрегатов, в том числе 150 единичной мощностью свыше 100 МВт. На 6 крупнейших компаний приходится почти 95% установленной мощности ГЭС. Все оборудование отечественного производства и его технико-экономические показатели не уступают современным зарубежным аналогам. На 01.01.2016 года общая установленная мощность ГЭС ЕЭС России составила 47855,2 МВт.
     

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

ТЭС. 120 энергоблоков (конденсационные блоки единичной мощности 300, 500, 800, 1200 МВт и теплофикационные блоки на 250 МВт) суммарной мощностью 44 ГВт, или более 25% (по суммарной мощности) всего парка установленного генерирующего оборудования ТЭС России работает на сверхкритическом давлении пара (СКД). Более 90 ГВт (1713 турбоагрегатов) или свыше 55% установленной в стране генерирующей мощности ТЭС приходится на когенерационное (ТЭЦ) оборудование. Установленная мощность оборудования, использующего газотурбинные технологии составляет свыше 23 ГВт или 23% всего парка генерирующего оборудования работающего на природном газе. При этом свыше 20 ГВт (более 85%) этого оборудования было введено в эксплуатацию в последние 10 лет. На 01.01.2016 года установленная мощность ТЭС централизованной зоны энергоснабжения составила 161,3 млн кВт, в том числе ТЭС ЕЭС России - 160233,28 МВт.

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

ВИЭ. По состоянию на 01.01.2015 года общая установленная мощность ВИЭ составила 1366 МВт.

В период с 2014 по 2020 гг. планируются к вводу 2055,6 МВт установленной мощности генерирующих объектов на основе ВИЭ, в том числе ВЭС - 801,0 МВт, СЭС - 1184,2 МВт, МГЭС - 70,44 МВт [5].

     

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

Электросетевой комплекс. Общая протяженность электрических сетей всех классов напряжения составляет почти 2650 тыс.км, включая линии электропередачи протяженностью свыше 150 тыс.км номинального напряжения 220-1150 кВ, составляющие основную системообразующую сеть. Группа компаний Россети является одной из крупнейших электросетевых компаний в мире по числу потребителей и протяженности сетей напряжения до 110 кВ: протяженность линий электропередачи составляет около 2,3 млн км.

1.2 Обобщенные показатели теплоэнергетики России

1.2.1 Структура установленной мощности ТЭС по энергозонам России


     Структура установленной мощности ТЭС ОЭС России приведена в таблице 1.3 и на рисунке 1.2.
     

Таблица 1.3 - Структура установленной мощности ТЭС ОЭС России на 01.01.2016

Энергообъединение

ТЭС

МВт

%

ЕЭС РОССИИ

160233,3

68,1

ОЭС Центра

38684,1

72,6

ОЭС Средней Волги

16078,2

59,6

ОЭС Урала

47327,1

93,3

ОЭС Северо-Запада

14427,3

62,3

ОЭС Юга

11357,4

56,3

ОЭС Сибири

26516,7

51,2

ОЭС Востока

5842,5

63,6


     

Рисунок 1.2 - Структура установленной мощности ТЭС ОЭС России на 01.01.2016

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.2 - Структура установленной мощности ТЭС ОЭС России на 01.01.2016


     Установленная мощность ТЭС изолированно работающих районов и энергосистем Сибири и Дальнего Востока составляет порядка 3313 МВт, в том числе:
     
     - Камчатского края - 447,8 МВт;
     
     - Магаданской области - 324 МВт;
     
     - Чукотского автономного округа - 108,5 МВт;
     
     - Сахалинской области - 653 МВт;
     
     - Республики Саха - Якутия - 554,4 МВт;
     
     - Норильско-Таймырская энергосистема - 1235 МВт.
     
     Крупнейшими ТЭС, работающими в изолированных районах и энергосистемах, являются:
     
     - Норильские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 суммарной установленной мощностью 1235 МВт (основное топливо - газ);
     
     - Якутская ГРЭС - 368 МВт (основное топливо - газ);
     
     - Сахалинская ГРЭС - 300 МВт (основное топливо - уголь);
     
     - Камчатские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 суммарной установленной мощностью 395 МВт (основное топливо - мазут/газ);
     
     - Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 - 225 МВт (основное топливо - газ/уголь);
     
     - Аркагалинская ГРЭС - 224 МВт (основное топливо - уголь).
     
     Децентрализованную зону энергоснабжения России представляют электростанции, работающие в 41 ЗАТО, находящихся на территории 22 субъектов Российской Федерации (в т.ч. на территории 18 областей, 3 краев, 1 республики). Перечень ЗАТО и расположенных на их территориях населенных пунктов утвержден Постановлением Правительства Российской Федерации от 05.07.2001 N 508 [16].
     
     

1.2.2 Структура генерирующих мощностей ТЭС по видам топлива

По состоянию на 1 января 2016 г. установленная мощность тепловых электростанций централизованной зоны энергоснабжения составила 161,3 млн кВт, в том числе ТЭС ЕЭС России - 160,2 млн кВт; ТЭС изолированно работающих энергосистем - 2,9 млн кВт. Подробная структура генерирующих мощностей ТЭС с разбивкой по КЭС/ТЭЦ и видам топлива представлена в таблице 1.4.
     
     На рисунках 1.3-1.5 представлены структуры генерирующих мощностей КЭС и ТЭЦ с разбивкой по параметрам, составу оборудования и видам топлива.
     

Таблица 1.4 - Структура генерирующих мощностей ТЭС России по видам топлива (централизованная зона энергоснабжения) на 01.01.2016

Установленная мощность, МВт

Кол-во, ед.

Газ + жидкое топливо

Твердое топливо

Установленная мощность, МВт

Кол-во, ед.

Установленная мощность, МВт

Кол-во, ед.

ТЭС, всего

161285,9

2249

105598,1

1510

55687,8

739

ПСУ 24 МПа

44103,0

120

31414,0

83

12689,0

37

ПСУ 13 МПа

70670,6

680

40637,3

403

30033,3

277

ПСУ 9 МПа и менее

22626,8

985

9661,3

560

12965,5

425

ПГУ

17648,0

74

17648,0

74

-

-

ГТУ

5896,2

226

5896,2

226

Прочие*

341,2

164

341,2

164

-

-

КЭС, всего

71014,7

536

45616,0

382

25398,7

154

ПСУ 24 МПа

38079,0

96

26110,0

62

11969,0

34

ПСУ 13 МПа

20123,3

107

9688,3

50

10435,0

57

ПСУ 9 МПа и менее

3792,0

87

797,3

24

2994,7

63

ПГУ

6614,0

18

6614,0

18

-

-

ГТУ

2105,2

85

2105,2

85

Прочие

301,2

143

301,2

143

-

-

ТЭЦ, всего

90271,1

1713

59982,0

1128

30289,1

585

ПСУ 24 МПа

6024,0

24

5304,0

21

720,0

3

ПСУ 13 МПа

50547,3

573

30949,0

353

19598,3

220

ПСУ 9 МПа и менее

18834,8

898

8864,0

536

9970,8

362

ПГУ

11034,0

56

11034,0

56

-

-

ГТУ

3791,0

141

3791,0

141

Прочие

40,0

21

40,0

21

-

-

Примечание:
     
     * Прочие - дизельные генераторы (ДЭС), газопоршневые агрегаты (ГПА), детандергенераторы (ДГА), ВИЭ и др.
     


     

Рисунок 1.3 - Структура генерирующих мощностей КЭС с разбивкой по параметрам и составу оборудования

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.3 - Структура генерирующих мощностей КЭС с разбивкой по параметрам и составу оборудования


     

Рисунок 1.4 - Структура генерирующих мощностей ТЭЦ с разбивкой по параметрам и составу оборудования

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.4 - Структура генерирующих мощностей ТЭЦ с разбивкой по параметрам и составу оборудования


     

Рисунок 1.5 - Структура установленной мощности с разбивкой по КЭС/ТЭЦ и видам топлива

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.5 - Структура установленной мощности с разбивкой по КЭС/ТЭЦ и видам топлива


     Ниже представлен прогноз потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации, предусмотренным в Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2016-2022 годы (приказ Минэнерго России от 1 марта 2016 г. N 147) [17]
     
     При определении потребности электростанций в различных видах топлива учитывались режимы работы ТЭС, характеристики действующего и вводимого оборудования, виды установленного для ТЭС топлива, существующее состояние топливоснабжения.
     
     Оценка потребности ТЭС ЕЭС России в органическом топливе сформирована исходя из намечаемых уровней производства электрической энергии и приведена в таблице 1.5.
     

Таблица 1.5 - Производство электрической энергии на ТЭС ЕЭС России в 2016-2022 годах

ПРОГНОЗ

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Выработка электрической энергии, млрд.кВт.ч

677,09

662,55

653,32

655,72

657,29

662,30

663,05

Выработка электрической энергии при маловодных условиях*, млрд.кВт.ч

677,09

678,11

669,03

671,43

673,00

678,01

678,76

Примечание:

* - вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях.


     Изменение потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России для рассматриваемого варианта представлено в таблице 1.6.
     

Таблица 1.6 - Потребность ТЭС ЕЭС России в органическом топливе в 2016-2022 годах

ПРОГНОЗ

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Потребность ТЭС в топливе, тыс. т у.т.

287274

281959

277806

278702

279338

280881

281230

из них: газ

204090

203837

201403

202162

202016

202993

202947

нефтетопливо

1504

1464

1436

1446

1465

1468

1471

уголь

71475

66569

64929

65055

65796

66349

66735

прочее топливо

10206

10088

10037

10039

10061

10071

10078

Потребность ТЭС в топливе, %

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

из них газ

71,0

72,3

72,5

72,5

72,3

72,3

72,2

нефтетопливо

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

уголь

24,9

23,6

23,4

23,3

23,6

23,6

23,7

прочее топливо

3,6

3,6

3,6

3,6

3,6

3,6

3,6


     Структура топлива на весь рассматриваемый период не меняется. При этом доля газа составляет 71-73%, угля - 23-25%, нефтетоплива и прочего топлива - менее 5%.
     
     Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 1.7.
     

Таблица 1.7 - Потребность ТЭС в органическом топливе по ОЭС в 2016-2022 годах, тыс. т у.т.

ОЭС

Годы

Расход условного топлива, всего

в том числе

Газ

Нефтетопливо

Уголь

Прочее топливо

ОЭС Северо-Запада

2016

23805

18899

786

2139

1980

2017

23927

18990

789

2172

1976

2018

24056

19185

787

2109

1975

2019

24194

19127

798

2296

1973

2020

24239

19095

802

2367

1975

2021

24245

19102

802

2366

1975

2022

24188

19045

802

2365

1975

ОЭС Центра

2016

59306

51968

127

3704

3507

2017

58494

51774

88

3120

3512

2018

56357

49896

87

2863

3511

2019

56388

50014

87

2773

3514

2020

55721

49431

88

2684

3519

2021

55429

49172

87

2649

3520

2022

55231

48999

87

2625

3520

ОЭС Средней Волги

2016

27908

27707

126

0

75

2017

28104

27903

126

0

75

2018

28288

28100

125

0

63

2019

28432

28245

125

0

63

2020

28438

28249

125

0

63

2021

28434

28246

125

0

63

2022

28459

28271

125

0

63

ОЭС Юга

2016

18830

16083

37

2702

8

2017

18298

15795

38

2456

8

2018

17248

14985

35

2220

8

2019

17161

14981

34

2138

8

2020

17066

14905

34

2119

8

2021

17350

15142

35

2166

8

2022

17297

15093

35

2161

8

ОЭС Урала

2016

94456

81197

168

10808

2283

2017

93429

80449

168

10585

2228

2018

91718

80115

148

9268

2186

2019

91741

80224

147

9188

2182

2020

92540

80794

148

9409

2189

2021

93204

81408

149

9454

2193

2022

93334

81536

149

9456

2194

ОЭС Сибири

2016

51485

4618

225

44289

2353

2017

47181

4241

209

40441

2290

2018

47665

4484

207

40680

2294

2019

48006

4629

208

40869

2299

2020

48438

4460

221

41450

2307

2021

48740

4491

222

41716

2311

2022

49127

4527

224

42059

2317

ОЭС Востока

2016

11484

3617

34

7833

0

2017

12527

4685

47

7795

0

2018

12473

4638

47

7789

0

2019

12780

4943

47

7791

0

2020

12895

5080

47

7768

0

2021

13479

5432

48

7999

0

2022

13593

5476

49

8068

0

1.2.3 Возрастная структура генерирующего оборудования ТЭС России


     Состояние основных фондов характеризуется высоким физическим износом. К 01.01.2015 суммарная мощность турбоагрегатов, продолжительность эксплуатации которых превышает 30 лет, составила почти 100 ГВт или свыше 60% мощности всего парка генерирующего оборудования ТЭС. При этом суммарная мощность турбоагрегатов старше 60 лет составляет свыше 4 ГВт, а их количество превышает 160 ед.
     
     Подробная возрастная структура турбинного оборудования ТЭС России с разбивкой по КЭС/ТЭЦ и видам топлива, представлена на рисунках 1.6-1.7.
     
     

Рисунок 1.6 - Возрастная структура генерирующих мощностей КЭС России, МВт

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.6 - Возрастная структура генерирующих мощностей КЭС России, МВт


     

Рисунок 1.7 - Возрастная структура генерирующих мощностей ТЭЦ России, МВт

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.7 - Возрастная структура генерирующих мощностей ТЭЦ России, МВт

1.2.4 Показатели энергетической эффективности по группам установленного оборудования ТЭС


     Основными показателями, характеризующими энергоэффективность работы ТЭС являются удельные расходы условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии.
     
     Динамика среднего удельного расхода топлива на отпуск электрической энергии по отрасли показана на рисунке 1.8.
     
     

Рисунок 1.8 - Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии (пропорциональный метод), г/кВт*ч [18]

Удельный расход усдовного топлива на отпуск электрической энергии (пропорциональный метод метод), г/кВт*ч

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.8 - Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии (пропорциональный метод), г/кВт*ч [18]


     Наиболее эффективным оборудованием являются ПГУ. Наименее эффективные показатели у ТЭС с параметрами свежего пара до 90 кгс/смИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии.
     
     Средний удельный расход условного топлива на отпуск тепла по отрасли составил 145,1 кг у.т./Гкал. Наименьший удельный расход условного топлива на отпущенное тепло на ПГУ-ТЭЦ. Наибольший - у ТЭС с параметрами свежего пара до 90 кгс/смИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии - 191,7 кг у.т./Гкал, что в 1,5 раза хуже чем у ПГУ-ТЭЦ.
     
     

1.2.5 Характеристика системы централизованного теплоснабжения России


     Характеристика системы теплоснабжения России [19].
     
     Российская система централизованного теплоснабжения является самой большой в мире. На долю России приходится до 45% мирового централизованного производства тепловой энергии. Тепловая энергия производится на 12 млн единиц индивидуальных теплогенераторов и теплоутилизационных установок. В Российской Федерации централизованным теплоснабжением для нужд отопления обеспечено до 81% жилищного фонда, а горячей водой из систем централизованного горячего водоснабжения - до 64% населения России. На производство тепловой энергии для систем теплоснабжения расходуется до 255 млн т у.т, или 33% от всего потребления первичной энергии в России. На цели производства тепловой энергии ежегодно расходуется до 190 млрд. мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии природного газа, что составляет 41% от суммарного потребления газа в Российской Федерации. В топливном балансе систем теплоснабжения доля природного газа достигает 50%.
     
     В городах с расчетной тепловой нагрузкой более 500 Гкал/час функционируют, в основном, сверхкрупныеИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии и крупныеИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии централизованные теплофикационные системы теплоснабжения (на базе ТЭЦ общего пользования). Их доля в суммарной тепловой нагрузке потребителей тепловой энергии составляет около 70% (см. таблицу 1.8). На территориях России с незначительной плотностью населения, функционируют средниеИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии и малыеИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии системы теплоснабжения на базе небольших и, как правило, малоэффективных муниципальных или промышленных котельных. На долю таких систем приходится до 30% производимой тепловой энергии и более 35% бюджетных средств, направляемых на финансирование систем теплоснабжения и их подготовку к зиме.
_______________
     ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии потребление тепловой энергии более 10 млн Гкал в год      
     ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии потребление тепловой энергии от 2 до 10 млн Гкал в год      
     ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии потребление тепловой энергии от 0,5 до 2 млн Гкал в год      
     ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии потребление тепловой энергии менее 0,5 млн Гкал в год
     

Таблица 1.8 - Структура тепловых нагрузок в городах России

Суммарная расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч

Менее 100

100-500

500-1000

1000-3500

Более 3500

Количество городов

2345

528

95

74

36

Доля в суммарной тепловой нагрузке

12%

18%

10%

21%

39%

1.3 Обобщенные экологические показатели ТЭС

1.3.1 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу


     Валовые выбросы загрязняющих веществ ТЭС отрасли электроэнергетика за период с 1990 года по 2015 год представлены в таблице 1.9 и на рисунке 1.9, удельные выбросы загрязняющих веществ за указанный период в таблице 1.10 и на рисунке 1.10.
     

Таблица 1.9 - Валовые выбросы загрязняющих веществ ТЭС отрасли электроэнергетика, млн. т.

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Выбросы загрязняющих веществ

7,15

4,6

3,40

3,02

2,92

2,71

2,79

2,50

2,45

2,35

в том числе:

зола твердого топлива

2,42

1,38

1,02

0,92

0,90

0,80

0,77

0,69

0,66

0,59

диоксид серы

3,12

2,05

1,44

1,19

1,12

1,04

1,12

0,99

0,97

0,97

оксиды азота

1,61

1,17

0,94

0,91

0,89

0,86

0,909

0,82

0,82

0,80


     
Таблица 1.10 - Удельные выбросы загрязняющих веществ ТЭС отрасли электроэнергетика, кг/т у.т.

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Зола твердого топлива

24,23

18,43

14,1

13,11

11,63

11,42

10,23

10,2

9,74

8,43

Диоксид серы на серосодержащее топливо

21,76

19,95

16,5

13,66

13,63

14,11

14,45

14,45

14,03

13,49

Оксиды азота на все топливо

4,63

4,36

3,87

3,23

3,35

3,25

3,36

3,14

3,25

3,24

За последние 25 лет валовый выброс загрязняющих веществ ТЭС отрасли сократился в 3 раза (с 7,15 млн. т в 1990 г. до 2,.35 млн. т в 2015 г.). В настоящее время абсолютное большинство ТЭС обеспечивают соблюдение предельно -допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу.
     
     Значительное уменьшение негативного воздействия объектов электроэнергетики на окружающую среду обусловлено, в том числе:
     
     - существенным сокращением потребления жидкого топлива (с 42,4 млн т у.т. в 1990 г. до 2-3 млн. т у.т. в 2015 г.);
     
     - внедрением комплекса технологических мер подавления оксидов азота на котлах ТЭС;
     
     - увеличением доли сжигания экологически чистого газообразного топлива на ТЭС;
     
     - внедрением на ТЭС современного золоулавливающего оборудования;
     
     - широким внедрением комбинированной парогазовой технологии производства энергии.
     
     

Рисунок 1.9 - Выбросы загрязняющих веществ ТЭС отрасли электроэнергетика

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.9 - Выбросы загрязняющих веществ ТЭС отрасли электроэнергетика


     

Рисунок 1.10 - Удельные выбросы загрязняющих веществ ТЭС отрасли электроэнергетика

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.10 - Удельные выбросы загрязняющих веществ ТЭС отрасли электроэнергетика


     Анализ отраслевой отчетности за 2015 г. показал:
     

1) Доля валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от суммарных выбросов ТЭС отрасли электроэнергетика России составляет:
     
     - угольных ТЭС - 83% (2028013 т) см. таблицу 2.2;
     
     - газовых ТЭС - 16% (392626 т) см. таблицу 3.3;
     
     - мазутных ТЭС - 1% (27389 т) см. таблицу 4.3.
     

2) Основная масса валовых выбросов ЗВ (свыше 70%) приходится на крупные угольные и мазутные ТЭС установленной электрической мощностью более 250 МВт, доля которых составляет свыше 90% установленной мощности всех угольных и мазутных ТЭС отрасли электроэнергетика России.
     
     Проведенные оценки применяемых в российской энергетике видов энергетических топлив показали, что масса загрязняющих веществ, образующихся при сжигании 1 тонны условного топлива (т у.т.) газа составляет около 5 кг/т у.т., а при сжигании 1 т у.т. жидких топлив и угля - в 60 раз больше, около 300 кг/т у.т.
     
     Таким образом, приведенные данные показывают, что значительное негативное воздействие электростанций отрасли на окружающую среду оказывают крупные угольные и мазутные ТЭС установленной электрической мощностью свыше 250 МВт.
     
     Исходя из существенно различных экологических характеристик твердых и жидких видов топлива по сравнению с газом считаем обоснованным отнесение к объектам I категории ТЭС установленной электрической мощностью свыше 250 МВт, использующие в качестве основного твердое или жидкое топливо.
     
     

1.3.2. Сбросы загрязняющих веществ в водные объекты


     Воздействие на гидросферу при эксплуатации ТЭС характеризуется:
     
     - изменением естественного материального баланса водной среды под воздействием забора больших объемов воды;
     
     - объемами сбросов загрязняющих веществ и изменением содержания загрязняющих веществ в воде поверхностных водных объектов.
     
     Водопотребление
     
     Объем забора (изъятия) воды тепловыми электростанциями и котельными в 2011-2015 гг. представлен в таблице 1.11.
     
     

Таблица 1.11 - Забор (изъятие) воды ТЭС в 2011-2015 гг., тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

2011

2012

2013

2014

2015

Забрано воды, всего, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

21434821

21433486

20301196

20217766

19513062

В том числе:

из поверхностных водных объектов

20668410

19795800

18722886

18743597

18000108

То же, %
 

92,76

92,36

92,23

92,71

92,25

из городского водопровода

625603

654495

605436

594798

573468

То же, %

2,81

3,05

3,05

2,98

2,94

из подземных источников

86815

98694

96393

105237

102151

То же, %

не более 0,5

не более 0,5

не более 0,5

0,52

0,52

от других предприятий

920525

902853

876474

836255

837319

То же, %

4,13

4,21

4,32

4,14

4,29


     Как видно из этой таблицы, более 90% забранной воды приходится на долю поверхностных водных объектов. Получение воды от других предприятий характерно для ТЭС не имеющих своего водозабора.
     
     Забор (изъятие) воды осуществляется по договорам водопользования с указанием лимита водопотребления. Ни на одной ТЭС и котельной сверхлимитного забора (изъятия) водных ресурсов не выявлено.
     
     Использование воды
     
     По данным Государственной статистической отчетности (форма 2 ТП водхоз) предприятия используют забранную воду на производственные, хозяйственно-питьевые нужды и другие цели, а также передают забранную воду другим предприятиям, как без использования, так и после использования (в том числе для очистки). Общие сведения об использовании воды приведены в таблице 1.12.
     

Таблица 1.12 - Использование воды ТЭС, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

2011

2012

2013

2014

2015

Забрано воды, всего, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

21434821

21433486

20301196

20217766

19513062

Использовано воды, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

20225174

20385618

19405320

19346885

18615962

То же, % от забранной (изъятой)

94,36

95,11

95,59

95,70

95,41

В том числе:

На производственные нужды, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

19711189

19912427

18124419

18921303

18212050

То же, % от использованной воды

97,46

97,68

93,40

97,80

97,83

На хозяйственно-питьевые нужды, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

210996

122184

117172

159601

96854

То же, % от использованной воды

1,04

0,60

0,60

0,82

0,52

Передано другим предприятиям без использования, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

1013433

978719

943186

829035

872439

То же, % от забранной воды

4,55

4,57

4,65

4,10

4,47

Передано другим предприятиям после использования, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

715266

691145

745374

805634

571192

То же, % от использованной воды

3,54

3,39

3,84

4,16

3,07

Потери при транспортировке, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

55873

54814

54824

48787

44604

То же, % от использованной воды

менее 0,3


     Вода из городского водопровода и из подземных источников используется, как на хозяйственно-питьевые нужды предприятий, так и на производственные (технологические) нужды (таблица 1.13).
     
     В целях экономии воды на ТЭС действуют системы оборотного и повторного водоснабжения.
     
     Система оборотного водоснабжения - система водоснабжения, при которой циркуляционная вода используется многократно для тех же целей без очистки.
     
     Система повторного водоснабжения - система водоснабжения, при которой отводимая сточная вода используется после очистки для других целей.
     

Таблица 1.13 - Использование воды в системах оборотного и повторного водоснабжения ТЭС в 2011-2015 гг., тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

2011

2012

2013

2014

2015

Использовано воды в системах оборотного водоснабжения, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

56691338

53850116

48450440

49724024

47338571

Использовано воды в системах повторного водоснабжения, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

1565710

1247582

869200

903035

1690876

Потребность ТЭС в воде

80537878

76531184

69619795

70843742

68541477

Доля потребности в воде, удовлетворяемой за счет систем оборотного и повторного водоснабжения, %

72,3

72,0

70,8

71,5

71,5

Водоотведение
     
     Объемы водоотведения в поверхностные водные объекты представлены в таблице 1.14.


Таблица 1.14 - Водоотведение в поверхностные водные объекты

2011

2012

2013

2014

2015

Отведено в поверхностные водные объекты, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

19504549

18541528

19177076

18530822

17577941

В том числе:

Нормативно-чистых без очистки, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

18427552

17754437

17732464

17337587

16046107

То же, %

94,48

95,75

92,47

93,56

91,29

Нормативно-очищенных, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

63223

59370

66328

56061

52797

То же, %

0,32

0,32

0,35

0,30

0,30

Загрязненных недостаточно очищенных, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

130653

160950

171811

169074

162496

То же, %

0,67

0,87

0,90

0,91

0,92

Загрязненных без очистки, тыс.мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

857110

546638

1188348

1200085

1283652

То же, %

4,39

2,95

6,20

6,48

7,30

1.3.3 Золошлаковые отходы


     Данные по динамике образования и использования золошлаковых отходов представлены в таблице 1.15 и на рисунке 1.11.
     

Таблица 1.15 - Динамика образования и использования золошлаков в период с 1990 по 2015 годы, млн. т.

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Объем образования ЗШО

38,8

27,7

24,5

21,39

26,72

25,93

25,24

22,34

24,74

21,32

Использовано ЗШО, всего

4,9

1,82

6,7

4,47

2,84

6,29

5,51

4,04

7,29

5,79

Объем использования золошлаковых отходов колебался по годам с 2,84 млн. т в 2010 г. до 5,79 млн. т в 2015 г. Основные направления использования ЗШО: отсыпка дамб золошлакоотвалов, ремонт и строительство дорог, планировка территорий, добавки при производстве стройматериалов (цемента, кирпича, шлакоблоков, ячеистого бетона и т.п.).
     
     

Рисунок 1.11 - Динамика образования и использования золошлаков в период с 1990 по 2015 годы

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.11 - Динамика образования и использования золошлаков в период с 1990 по 2015 годы

1.3.4 Акустическое воздействие (шум)


     Источниками шума при работе ТЭС являются:
     
     - системы транспортировки угля и углеразмольное оборудование;
     
     - шум излучаемый из устьев дымовых труб, воздухозаборов дутьевых вентиляторов, от корпусов тягодутьевого оборудования, от газовоздушных трактов, компрессорной, трансформаторов, от зданий ТЭС, градирен, ГРП, газопроводов;
     
     - шум от турбин, особенно газовых, котлов, редукционно-охладительных установок, насосов, деаэраторов, паропроводов, синхронных компенсаторов, приточно-вытяжной вентиляции.
     
     Наиболее сильным источником шума является сброс пара в атмосферу.
     
     Шум, излучаемый от высотного источника, мало снижается естественными и искусственными препятствиями. Шум от энергетических газовоздухопроводов имеет тональные составляющие в спектре шума и излучается от срезов дымовых труб с большой высоты.
     
     Превышение допустимых норм для рабочих зон по уровню звука при работе различного оборудования ТЭС по результатам измерений на расстоянии 1 метра следующее:
     
     - аварийные сбросы пара в атмосферу - 36-58 дБА;
     
     - переключатели открытых распределительных устройств (ОРУ) - до 40 дБА;
     
     - паровые турбины - до 20 дБА;
     
     - тягодутьевые машины - 5-15 дБА;
     
     - Редукционно-охладительные установки (РОУ) - 28-32 дБА;
     
     - градирни - до 7 дБА;
     
     - трансформаторы - до 5 дБА;
     
     - углеразмольное оборудование - 7-21 дБА;
     
     - ГРП - 20-25 дБА;
     
     - насосы - 9-17 дБА;
     
     - компрессора - 6-15 дБА;
     
     - котлы - до 9 дБА.
     
     Энергетическое оборудование при работе в расчетных режимах возбуждает постоянный широкополосный и непостоянный, колеблющийся во времени шум с непрерывным спектром в октавных полосах со среднегеометрическими частотами 31,5, 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000 и 8000 Гц.
     
     В аварийных ситуациях, связанных с выбросами пара в атмосферу, или при срабатывании переключателей ОРУ, возбуждается непостоянный прерывистый шум. В аварийных ситуациях, связанных с образованием свищей, возбуждается тональный шум. Оборудование механических мастерских возбуждает импульсный и прерывистый шум.
     
     Технологический контроль шума основывается в основном на следующем:
     
     - использование шумопоглощающих кожухов машин;
     
     - выбор конструкций в соответствии с их уровнем изоляции шума и воздействия на конструкции здания;
     
     - обязательное использование шумоглушителей при сбросах пара;
     
     - использование шумоглушителей во входных (воздухозаборы дутьевых вентиляторов, местной вентиляции, компрессоров) и выходных каналах (газовый тракт после дымососов, систем вентиляции, компрессоров);
     
     - использование шумоглушителей для снижения шума ГРП;
     
     - использование звукопоглощающих материалов для стен и потолков;
     
     - использование изоляторов вибрации и гибких соединений;
     
     - использованием акустических экранов;
     
     - применение детализированного проектного решения, например, чтобы предотвратить возможное распространение шума через отверстия или чтобы минимизировать изменения давления в трубопроводах.
     
     Правильное размещение оборудования в пределах промышленных площадок, позволяет уменьшить проблемы от излучаемого оборудованием шума. Внутри здания рабочие зоны должны быть отделены от шумного оборудования.
     
     

1.3.5 Выбросы парниковых газов в электроэнергетике


     В таблице 1.16 и рисунке 1.12 показана динамика выбросов ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии ТЭС отрасли электроэнергетика в период с 2010 по 2015 г. Видно, что фактический валовый выброс ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии в 2014-2015 годах не превышал 70% от этого значения в базовом 1990 году.
     
     В 2015 г. выбросы двух других парниковых газов ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии и ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии составили, соответственно: около 3000 и 7600 т или в ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии-эквиваленте, соответственно: 920 и 160 тыс. т ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии-экв.
     
     Таким образом, выброс трех парниковых газов в 2015 г. составил 480 млн т в ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии-экв., при этом на долю выбросов ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии приходится 99,78%, на долю выбросов ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии - 0,19%, на долю ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии - 0,03%.
     
     В 2014 г. выбросы гексафторида серы составили 1160 кг или в пересчете на ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии-эквивалент около 26700 т ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии-экв., или 0,006% выбросов ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии.
     

Таблица 1.16 - Выбросы ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии ТЭС отрасли электроэнергетика

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Выбросы ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии, млн. т

522

512

521

506

487

479


Рисунок 1.12 - Выбросы СО(2) ТЭС отрасли электроэнергетика

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 1.12 - Выбросы ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии ТЭС отрасли электроэнергетика


     Объемы выбросов ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии в период с 2010 по 2015 г. рассчитывались по данным макетов 52082 "Информация по выбросам парниковых газов (ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии,ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии,ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии)" Форма 2эк (отраслевая) Минэнерго России. Всего в указанных макетах за 2015 год приведена информация по 362 объектам суммарной установленной электрической мощностью 147734 МВт.
     
     При расчетах использовались следующие значения коэффициентов эмиссии ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии, полученные при выполнении инвентаризации выбросов парниковых газов ТЭС ОАО "РАО "ЕЭС России" за период 1990-1997 годах:
     
     - 1,62 т ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии/т у.т. для природного газа;
     
     - 2,28 т ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии/т у.т. для мазута;
     
     - 2,76 т ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии/т у.т. для твердого топлива.
     
     Оценка выбросов ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии и ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии не проводилась, т.к. суммарный выброс двух этих газов для тепловых электростанций не превышает долей процента от массы выбросов ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии.
     
     

Раздел 2 Производство энергии при сжигании каменных и бурых углей


     В таблице 2.1 представлена структура генерирующих мощностей угольных ТЭС России (централизованной зоны энергоснабжения) на 01.01.2016.
     

Таблица 2.1 - Структура генерирующих мощностей угольных ТЭС России (централизованная зона энергоснабжения) на 01.01.2016.

Твердое топливо

Установленная мощность, МВт

Кол-во, установок

ТЭС, всего

55687,8

ПСУ 24 МПа

12689,0

37

ПСУ 13 МПа

30033,3

277

ПСУ 9 МПа и менее

12965,5

425

КЭС, всего

25398,7

154

ПСУ 24 МПа

11969,0

34

ПСУ 13 МПа

10435,0

57

ПСУ 9 МПа и менее

2994,7

63

ТЭЦ, всего

30289,1

585

ПСУ 24 МПа

720,0

3

ПСУ 13 МПа

19598,3

220

ПСУ 9 МПа и менее

9970,8

362

2.1 Описание технологических процессов


     На ТЭС происходит преобразование химической энергии органического топлива в электрическую энергию и тепло, отпускаемое потребителю в виде горячей воды или пара. На паротурбинной ТЭС, реализующей тепловой цикл Ренкина, источником тепловой энергии является сжигание топлива. При этом, в котле химическая энергия топлива превращается в тепловую энергию высокотемпературных продуктов сгорания (теплоносителя) и затем в тепловую энергию пара высокой температуры и давления (рабочего тела), далее в паровой турбине в кинетическую энергию ротора турбины, являющейся приводом электрогенератора, и затем в электрогенераторе в электрическую энергию (рисунок 2.1). Показателем эффективности парового цикла является кэффициент полезного действия.
     
     В зависимости от параметров рабочего тела (давления и температуры перегретого пара) различают паротурбинные ТЭС докритического ДКД (9,8 и 13,8 МПа, 540 и 560°С) с КПД до 35-36%, сверхкритического СКД (23,5 МПа, 545°С) давлений с КПД 36-40% и суперкритических ССКП (до 30 МПа, 580-620°С) параметров с КПД 42-45%. [20].
     
     

Рисунок 2.1 - Паротурбинная ТЭС

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.1 - Паротурбинная ТЭС

(1 - электрический генератор; 2 - паровая турбина; 3 - пульт управления; 4 - деаэратор; 5 и 6 - бункеры; 7 - сепаратор; 8 - циклон; 9 - котел; 10 - поверхности нагрева; 11 - дымовая труба; 12 - дробильное помещение; 13 - склад резервного топлива; 14 - вагон; 15 - разгрузочное устройство; 16 - конвейер; 17 - дымосос; 18 - канал; 19 - золоуловитель; 20 - вентилятор; 21 - топка; 22 - мельница; 23 - насосная станция; 24 - источник воды; 25 - циркуляционный насос; 26 - регенеративный подогреватель высокого давления; 27 - питательный насос; 28 - конденсатор; 29 - установка химводоподготовки; 30 - повышающий трансформатор; 31 - регенеративный подогреватель низкого давления; 32 - конденсатный насос)


     Производство электрической и тепловой энергии на угольной ТЭС сопровождается негативным воздействием на окружающую среду, в виде выбросов вредных газообразных продуктов сгорания и твердых частиц в атмосферу, сбросом загрязненных стоков в гидросферу и изъятием значительных земельных площадей под золошлаковые отходы. При этом выбросы в атмосферу являются одной из основных экологических проблем [21] (рисунок 2.2).
     
     Основную часть вредных выбросов в атмосферу вследствие сжигания ископаемых видов топлива составляют ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии, ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии, CO, твердые частицы и парниковые газы, такие как ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии.
     
     

Рисунок 2.2 - Схема взаимодействия ТЭС с окружающей средой

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.2 - Схема взаимодействия ТЭС с окружающей средой

2.1.1 Транспортировка, разгрузка и хранение твердого топлива


     Твердое топливо хранится в хранилищах (на угольных складах).
     
     Доставка топлива на ТЭС может осуществляться железнодорожным, водным, автомобильным, трубопроводным и конвейерным транспортом. Использование автомобильного и конвейерного транспортирования экономически целесообразно при дальности транспортировки до 10 км. Самым дешевым является водный транспорт. Однако наибольшее распространение в России получила доставка угля железнодорожным транспортом.
     
     Система топливоподачи ТЭС, в независимости от характеристик сжигаемого твердого топлива, включает в себя узел приема и разгрузки, размораживающее устройство, конвейерные линии, дробильные установки, склад топлива и вспомогательные устройства [21].
     
     Все процессы, связанные с транспортированием, разгрузкой, хранением, подготовкой к сжиганию и подачей в бункера котлов и в топки должны быть механизированы и автоматизированы.
     
     Принципиальная схема топливоподачи ТЭС показана на рисунке 2.3.
     
     

Рисунок 2.3 - Принципиальная схема топливоподачи ТЭС

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.3 - Принципиальная схема топливоподачи ТЭС

(1 - вагонные весы; 2 - устройство для размораживания топлива; 3 - приемно-разгрузочное устройство; 4 - дробильные установки предварительного дробления; 5 - узел деления потока топлива; 6 - склад топлива; 7 - дробильные установки второй ступени дробления; 8 - бункер сырого топлива; 9 - система пылеприготовления)


     Как показано на рисунке 2.3, все поступающее топливо, пройдя вагонные весы 1, устройство 2 для размораживания топлива в зимнее время, поступает в приемно-разгрузочное устройство 3, откуда подается системой ленточных конвейеров через дробильную установку предварительного дробления 4 на узел деления потока топлива 5. Далее поток топлива может быть направлен на склад топлива 6 или напрямую на дробильные установки второй ступени 7 и в бункер сырого топлива 8. Питание бункера сырого топлива в зависимости от используемого типа сжигания также может вестись со склада 6 непосредственно или после прохождения дробильных установок 7. Из бункера 8 топливо поступает в систему пылеприготовления.
     
     При сжигании твердого топлива в слое система пылеприготовления на ТЭС отсутствует.
     
     При железнодорожном способе транспортирования топливо доставляется непосредственно на ТЭС в открытых полувагонах, оснащенных нижними люками с дистанционным управлением для механизированной разгрузки. Угол открытия таких люков, как правило, не более 36 градусов. Это затрудняет свободное высыпание топлива, поэтому полувагоны на ТЭС большой мощности разгружаются с помощью вагоноопрокидывателей.
     
     В холодное время года смерзшееся топливо перед разгрузкой размораживают в размораживающих устройствах (РУ). Для размораживания полувагонов используются конвективные, радиационные (РРУ) и комбинированные устройства. В конвективных РУ, теплоносителем является горячий воздух, с температурой до 120°С. РРУ оборудовано панелями инфракрасного излучения.
     
     Для ТЭС небольшой мощности, на которых разгрузка топлива осуществляется через нижние люки полувагонов, разогрев слоя угля оказывается недостаточным, поэтому вместе с размораживающими устройствами применяют бурорыхлительные машины и накладные вибраторы.
     
     Хранение твердого топлива на ТЭС осуществляется, как правило, на открытых складах. Закрытые склады используются для электростанций в больших городах в условиях стесненной территории, а также в отдаленных северных районах.
     
     Вместимость складов твердого топлива, как правило, принимается равной 30-суточному расходу топлива. При расположении ТЭС на расстоянии до 40 км от района угольных разрезов и шахт вместимость склада должна быть равной 7-суточному расходу, при расстояниях от 41 до 100 км - 15-суточному расходу топлива.
     
     Территория, на которой размещается склад топлива, должна быть незатопляемой паводковыми и грунтовыми водами или защищена от них. Ее планировка предусматривает уклон не менее 0,005 и наличие дренажных устройств.
     
     Для бурых углей максимальный срок хранения составляет 0,4-0,5 года. Для каменных углей I и II групп по склонности к окислению максимальный срок хранения при вместимости штабеля менее 100 тыс. т варьируется в пределах 1,5-2 лет, при вместимости штабеля более 100 тыс. т - в пределах 4-6 лет. Для каменных углей III и IV групп этот срок составляет: 0,5-1 года при вместимости менее 100 тыс. т и 2-3 года при вместимости более 100 тыс. т.
     
     Хранение угля на открытых складах сопровождается изменением его первоначальных свойств. Выветривание при хранении угля сопровождается, с одной стороны, уменьшением массы хранимого топлива, а с другой - снижением его удельной теплоты сгорания. Для предотвращения смерзания штабелей угля на ТЭС используется: рыхление поверхности штабеля с помощью бульдозеров; покрытие штабеля сухим углем; покрытие поверхностно-активными и маслоподобными веществами, вытесняющими водяную пленку с поверхности угля; реагентное размораживание и др. Для изоляции запасов твердого топлива от атмосферного кислорода могут применяться: поверхностная герметизация штабелей, создание уплотненного слоя на поверхности штабеля.
     
     Для достижения постоянного качества топлива, что помогает оптимизировать процесс горения, уголь иногда шихтуют или смешивают в зависимости от потребности сжигательной установки. Смешивание может быть достигнуто простым отбором угля со склада в последовательности, отличающейся от фактической последовательности разгрузки, или смешиванием различных видов угля в силосах между угольным складом и бункерами сырого угля.
     
     Для безопасного и эффективного сжигания угля в пылевидном состоянии требуется его подготовка. В зависимости от вида угля и способа сжигания, подготовка его включает в себя дробление, сушку и размол до пылевидного состояния с размерами частиц несколько десятков или сотен мкм в зависимости от марки и способа сжигания угля. При сжигании угля в слое стадия размола отсутствует, вместо размола применяется дробление до размера 5-10 мм.
     
     Сначала уголь подвергается дроблению, затем транспортируется к котельным установкам [22, 23].
     
     Топливо транспортируется со склада при помощи ленточных транспортеров в главный корпус ТЭС.
     
     Дробление угля второй ступени производится в основном с использованием молотковых дробилок. Такие устройства обеспечивают дробление до размера 25 мм. Для снижения нагрузки на дробилку, мелкий уголь отсеивается в грохоте перед дробилкой и минуя ее направляется на конвейер. Стадия предварительного (грубого) дробления твердого топлива предназначена для дробления крупных кусков топлива непосредственно в приемно-разгрузочных устройствах. Для этой цели используются дробильно-фрезерные машины, которые измельчают топливо на решетках приемных бункеров.
     
     При транспортировке топлива от приемных бункеров до бункеров сырого угля (БСУ) котельной осуществляется его очистка от посторонних предметов (от металлических с помощью металлоискателей и металлоуловителей, от древесной щепы, и пр. с помощью щепоуловителей) и дробление, а также может выполняться подсушивание и смешение различных марок угля.
     
     Для обеспечения бесперебойной и безопасной работы системы топливоподачи ТЭС предусматриваются системы обеспыливания, дистанционного управления, обеспечения пожаробезопасности.
     
     Обеспыливание выполняется в разгрузочных устройствах, узлах пересыпки, дробилках, бункерах сырого угля (БСУ) и готовой пыли (БГП). Для обеспечения эффективного обеспыливания проводятся следующие мероприятия:
     
     - полная герметизация очагов пылеобразования, постоянный контроль за состоянием укрытий, уплотнение узлов пересылок с устранением неплотностей, возникающих в процессе эксплуатации;
     
     - использование эффективных пылеулавливающих устройств;
     
     - обеспечение разрежения в системе пылеприготовления;
     
     - механизация уборки пыли с использованием гидросмыва.
     
     Процесс загрузки бункеров автоматизирован. Дистанционное управление механизмами осуществляется с центрального щита управления.
     
     В бункерах, предназначенных для хранения угля, выделяющего воспламеняющиеся газы, конструкция перекрытия выполняется из несгораемых материалов с проемами для разгрузки. Для обеспечения требований взрывобезопасности бункера оснащается:
     
     - сигнализацией предельного нижнего уровня топлива;
     
     - сигнализацией о возгорании топлива;
     
     - блокировкой, отключающей питатель сырого угля при снижении уровня топлива ниже 2 м от входного патрубка питателя;
     
     - блокировкой, действующей на включение средств побуждения к движению топлива в бункере при обрыве подачи топлива в СП;
     
     - системой пожаротушения.
     
     Максимальная продолжительность хранения топлива в бункерах составляет: для топлив IV группы взрывоопасности - 10 суток, для топлив II и III групп - 20 суток; для I группы - 30 суток.
     
     Предварительная сушка угля может осуществляться в дробилках тракта топливоподачи, в паровых или газовых барабанных сушилках.
     
     Сушка и измельчение угля перед его сжиганием производится в системах пылеприготовления. Измельчение угля до пылевидного состояния обеспечивает быстрый выход летучих, воспламенение и устойчивое горение с максимальной эффективностью и минимальным уровнем шлакования поверхностей нагрева котла.
     
     На крупных ТЭС в основном применяются индивидуальные сушильно-мельничные системы (CMC), в которых приготовление пыли осуществляется непосредственно у котла с использованием горячего воздуха или топочных газов для сушки угля, или топочных газов в смеси с горячим воздухом.
     
     Выбор системы пылеприготовления (СП) зависит от вида топлива и типа топки котла. В замкнутых СП с прямым вдуванием используются молотковые мельницы (ММ) и мельницы-вентиляторы (М-В). В системах с промежуточными пылевыми бункерами - шаровые барабанные (ШБМ), среднеходные валковые мельницы (СВМ) и (ММ). Для высоковлажных бурых углей используются разомкнутые индивидуальные системы пылеприготовления с применением ММ или мельниц-вентиляторов (М-В).
     
     ММ применяют для размола высокореакционных бурых и каменных углей с невысокой абразивностью.
     
     М-В кроме размола осуществляет вентиляционный процесс в СП - подачу к мельнице сушильного агента с температурой 900-1000°С и подачу пылегазовой смеси к горелкам. Такие мельницы используют для легко размалываемых влажных бурых углей.
     
     ШБМ универсальны по топливу (включая угли с большим содержанием серы и золы), возможно получение пыли любой тонкости.
     
     Применение (СВМ) ограничивается относительно мягкими сухими (влажность до 20% с учетом возможной предварительной сушки угля до мельницы) каменными углями с зольностью до 45%.
     
     Процесс пылеприготовления в мельницах совмещается с сушкой пыли.
     
     Объем бункера пыли определяеться с учетом необходимости обеспечения 2-3 часового запаса потребности котла.
     
     Бункер пыли оснащается приборами и устройствами для:
     
     - измерения температуры в углах верхней части бункера на расстоянии 1,0-1,5 м от стен и потолочного перекрытия;
     
     - измерения уровня пыли не менее чем в четырех точках по высоте бункера;
     
     - измерения разрежения в верхней части бункера;
     
     - контроля максимального и минимального уровней пыли;
     
     - сигнализации возгорания пыли.
     
     После измельчения в мельницах угольная пыль в зависимости от типа системы пылеприготовления может выноситься газом или потоком воздуха из мельниц и по пылепроводам направляться непосредственно в горелки котла (системы пылеприготовления с прямым вдуванием) или направляться в промежуточные бункера пыли (системы пылеприготовления с промбункером). Из промбункера пыль горячим воздухом или смесью горячего воздуха и дымовых газов подается в горелки на сжигание.
     
     

2.1.2 Сжигание твердого топлива


     На паротурбинных ТЭС реализуются две технологии сжигания твердого топлива: в потоке горячего воздуха (факельное сжигание) и в слое на специальной решетке (слоевое сжигание).
     
     При факельном сжигании заранее приготовленное пылевидное топливо и воздух (предварительно подогретый в воздухоподогревателе котельной установки) подаются на сжигание в топку котла раздельными прямоточными или закрученными струями через специальные горелочные устройства [22, 23]. Кроме основных, при сжигании твердого топлива могут использоваться сбросные горелки, куда подается угольная пыль тонкого помола, неуловленная в циклоне, и транспортирующий ее сушильный агент (воздух).
     
     Существуют различные компоновочные решения для топок котлов: плечевые, кольцевые, вихревые, низкотемпературные вихревые (НТВ) и другие.
     
     Дополнительные газовые или мазутные горелки используются при необходимости во время пуска, в ситуациях неустойчивого горения и при остановах.
     
     В факеле можно сжигать любые топлива (газ, мазут и пылевидный уголь) без ограничения тепловой мощности котла. Поэтому технология факельного сжигания является наиболее распространенной на ТЭС. В пылеугольных котлах используются фронтальное, встречное и тангенциальное (или угловое) расположение горелок в 1 или несколько ярусов (рисунок 2.4).
     
     

Рисунок 2.4 - Компоновка горелок

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.4 - Компоновка горелок


     Пылеугольные топки с факельным сжиганием в зависимости от способа удаления шлака из топки котла бывают с твердым (ТШУ) и жидким (ЖШУ) шлакоудалением (рисунок 2.5).
     
     

Рисунок 2.5 - Топки с ТШУ и ЖШУ

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.5 - Топки с ТШУ (а) и ЖШУ (б)


     В топках с ТШУ сжигание топлива производится при температурах ниже точки плавления шлака возле стен топки или поверхностей нагрева. Для предотвращения шлакования экранов топки температура золы должна быть достаточно низкой, чтобы зола не налипала на стенки топки, и шлак, собирающийся в нижней части топки котла, оставался твердым. В центре факела температуры часто выше точки плавления золы.
     
     В таких топках 5-10% минеральной части угля в виде шлака с температурой около 600°С выводятся из топки через специальные отверстия (летки) в ее нижней части. Оставшиеся 90-95% в виде летучей золы выносится продуктами сгорания из топки и затем удаляются в золоуловителях, установленных за котлом.
     
     В топках с ЖШУ топливо сжигается при температурах выше точки плавления шлака, чтобы обеспечивать жидкое состояние шлака с достаточной текучестью. Такие топки требуют специальной обмуровки, чтобы выдерживать температуры плавления золы в химически активной среде. Большое количество золы переносится на стенки и стекает в жидкой форме вниз по стенкам через нижнее выходное отверстие.
     
     При этом доля золы в уносе составляет 80-85%, а соответственно 15-20% удаляется в виде жидкого шлака. Жидкий шлак охлаждается в наполненной водой ванне, установленной под топкой котла.
     
     Котлы с жидким шлакоудалением используется для сжигания каменного угля с низким выходом летучих.
     
     На ТЭС используют технологию сжигания в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) (рисунок 2.6). Дробленный уголь с исходными размерами частиц 5-8 мм поступает на воздухораспределительную решетку через которую под давлением подается горячий воздух. В слой также подается дробленный известняк или доломит для связывания образующихся при сжигании сернистых топлив оксидов серы. В слое в качестве инертного материала находится зола сгоревшего топлива (иногда мелкий кварцевый песок). Масса топлива в слое в пересчете на углерод составляет 1-3%. [24]
     
     Часть воздуха для горения подается с пода топки, как первичный воздух через решетку, а часть - как вторичный воздух в нескольких метрах выше решетки. Скорость воздуха достаточно высока для подъема твердых частиц слоя, которые заполняют весь объем камеры сгорания. Под воздействием потока воздуха слой распространяется на всю высоту топки, где и происходит выгорание топлива с температурами 800-900°С.
     
     

Рисунок 2.6 - Схема котла с ЦКС

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.6 - Схема котла с ЦКС

(1 - бункер известняка; 2 - бункер угольной дробленки; 3 - топка; 4 - циклон; 5 - опускная шахта котла; 6 - конвективные поверхности нагрева; 7 - электрофильтр; 8 - дымовая труба; 9 - дымосос; 10 - воздухораспределительная решетка. I - подвод воздуха под слой; II - отвод золы из слоя; III - отвод золы из электрофильтра; IV - выход очищенных газов из циклона; V - отвод твердой фазы в слой; VI - отвод газов в дымовую трубу)


     После выхода из топки поток поступает в циклоны, в которых происходит отделение газообразных продуктов сгорания от твердой массы слоя (несгоревшего топлива и инертной массы). Дымовые газы направляются в конвективные поверхности нагрева, а твердая фаза возвращается в топку для дожигания и циркулирует таким образом до полного выгорания.
     
     Системы с циркулирующим слоем увеличивают время потенциальной реакции и уровень смешивания газов, что обычно приводит к более эффективному сжиганию и улавливанию серы. В процессе сжигания лишняя зола через специальные охлаждаемые каналы выводится из слоя в нижней части топки.
     
     В настоящее время на блоке 330 МВт Новочеркасской ГРЭС проходит наладочные испытания первый в России котел с циркулирующим кипящем слоем.
     
     Ниже описаны некоторые технологии, применяемые для повышения технико-экономических и экологических характеристик КТЭУ, сжигающих твердые виды топлива.
     
     Сжигание пыли различного фракционного состава с применением мельниц-активаторов.
     
     Технология механоактивации угля позволяет снизить температуру воспламенения угольной пыли и организовать стабильный процесс горения пылеугольного факела на пусковых режимах. В результате механоактивации происходят изменения физико-химических свойств угольной пыли, что делает пылеугольный факел механоактивированной пыли аналогом мазутному факелу (по размерам, теплонапряженности и интенсивности выгорания), что и позволяет производить замещение мазута при растопке и подсветке без изменения существующей схемы сжигания топлива.
     
     Механоактивация - процесс образования более химически активного вещества с помощью предварительной механической обработки. Механоактивация происходит, когда скорость накопления дефектов превышает скорость их исчезновения. Отличия от измельчения: измельчение проводят с целью получения максимальной поверхности при минимальных затратах энергии, а активацию - с целью накопления энергии в виде дефектов и других изменений в твердом веществе, которые позволяют снизить энергию активации его последующего химического превращения или улучшить стерические условия для протекания процесса.
     
     Скорости горения после измельчения на различных типах мельниц существенно отличаются. Об этом говорит большое различие в энергии активации при воспламенении и горении угля после измельчения. Имея одинаковый средний размер, механоактивированные частицы угля обладают более высокой реакционной способностью и имеют пониженную температуру воспламенения, что позволяет организовать устойчивый факел в неблагоприятных растопочных условиях.
     
     Система включает в себя мельницу-дезинтегратор, запально-защитное устройство, систему подвода и подачи угольной пыли, систему источников электропитания, систему контроля и управления розжигом котла.
     
     Основными преимуществами технологии являются: снижение расходов на жидкое, газообразное топливо и на эксплуатационное обслуживание мазутного хозяйства; минимальная реконструкция топочно-горелочного устройства: воспламенение и горение угольной пыли происходит непосредственно в топочном объеме котла; полная автоматизация процесса розжига котла; малый срок окупаемости (2-5 лет).
     
     Ребернинговые мельницы и динамические сепараторы.
     
     В энергетике мельницы валковые среднеходные типа МВС с динамическими сепараторами используются в качестве "ребёрнинговых". Тонкость готовой угольной пыли должна составлять R90=8%.
     
     Особенностью работы мельницы типа МВС с динамическим сепаратором является то, что после размола угольная пыль воздушным потоком выносится в сепаратор, где за счёт вращения ротора разделяется на мелкие и крупные фракции. Мелкие фракции выносятся к горелкам, а крупные возвращаются на домол в мельницу. Изменение тонины помола осуществляется за счет поворота лопаточного аппарата и изменением частоты вращения динамического сепаратора для обычной и ребенинговой мельницы соответственно.
     
     Более тонкий размол угля требуется для дожигания топлива в условиях внедрения трехступенчатого сжигания (Reburning) для подавления оксидов азота. При этом восстановительная зона в топке организуется не за счет природного газа, а за счет утоненной пыли от ребернинговой мельницы. Именно для получения столь тонкой пыли в мельницах с прямым вдуванием применяется динамический сепаратор, который обладает меньшим аэродинамическим сопротивлением по сравнению со стандартным центробежным сепаратором.
     
     Горелочные устройства с применением пристенного дутья.
     
     Данная схема сжигания с пристенным дутьём отличается от традиционного концентрического сжигания тем, что воздух, обеспечивающий ступенчатость сжигания по горизонтали, подаётся не только через основные горелки, но и через дополнительные сопла. В этом случае происходит затягивание подмешивания воздуха к первичному факелу за счет ступенчатой подачи вторичного воздуха через концентрические каналы горелки и ступенчатости по горизонтали (за счёт направления струй вторичного воздуха к топочным экранам). Эти струи вторичного воздуха защищают топочные экраны от шлакования.
     
     В этом случае часть вторичного воздуха подаётся в топку с отклонением от направления основного воздушного потока и аэросмеси. В результате горение топлива на стадии выхода летучих происходит в среде, несколько обеднённой кислородом, что приводит к значительному снижению образования топливных ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии. Роста недожога при этом почти не происходит: необходимый для горения воздух просто подмешивается к факелу чуть позже, на стадии воспламенения и горения коксового остатка.
     
     Такая схема, при котором часть вторичного воздуха направляется вдоль стен топки, обеспечивает снижение содержания СО и повышение концентрации кислорода вблизи экранов топочной камеры.
     
     Применение плазмотронов
     
     Угольная пыль по сравнению с газом и мазутом требует более высокой температуры воспламенения и более длительного температурного воздействия, поэтому пылеугольные котлы обычно разжигают с помощью природного газа или мазута. Эта технология обеспечивает стабилизацию процессов горения. В мире на эти цели расходуют более 50 млн. т мазута в год. Однако стоимость традиционных видов топлива непрерывно растет.
     
     Однако совместное сжигание угля и обладающего более высокой реакционной способностью мазута ухудшает эколого-экономические показатели котлов: на 10-15% повышается мехнедожог топлива и на 2-5% снижается КПД-брутто, возрастает скорость высокотемпературной коррозии экранных поверхностей, снижается надежность эксплуатации котельного оборудования, на 30-40% увеличивается выход оксидов азота и серы (за счет более высокого содержания серы в мазуте), появляются выбросы канцерогенной пятиокиси ванадия.
     
     Одним из способов стабилизации воспламенения угольной пыли является использование плазмотронов. Кратковременная работа плазмотрона позволяет произвести растопку котла и осуществить достижение всех необходимых растопочных параметров. Под воздействием плазмы частицы угля дробятся на более мелкие компоненты и происходит их интенсивная газификация. Все это повышает реакционные свойства топлива и горение протекает более устойчиво.
     
     По разным оценкам, электрическая мощность, потребляемая плазмотроном, не превышает 2,5% от тепловой мощности пылеугольной горелки и составляет 0,3-0,5% от тепловой мощности котла.
     
     Для растопки могут применяться электродуговые и СВЧ-плазмотроны.
     
     

2.1.3 Технологии, применяемые для снижения выбросов твердых частиц

2.1.3.1 Электрофильтр
     
     Наиболее эффективными отечественными золоуловителями на ТЭС являются электрофильтры, которые имеют степень очистки газов от твердых частиц 99-99,8% при гидравлическом сопротивлении не более 200 Па.
     
     Принцип работы ЭФ заключается в следующем. Запыленный газ движется в каналах, образованных осадительными электродами, между которыми на определенных расстояниях располагаются коронирующие электроды (рисунок 2.7). Обычно ширина межэлектродного промежутка (расстояние между соседними осадительными электродами) составляет 250-500 мм.
     
     К коронирующим электродам подводится высокое напряжение отрицательной полярности, а осадительные электроды заземлены. В зависимости от межэлектродного расстояния и физико-химических свойств золы и дымового газа величина напряжения составляет 30-100 кВ. При напряженности электрического поля выше определенного значения ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии (так называемого критического значения) происходит ионизация дымовых газов вблизи коронирующих электродов, сопровождающаяся зажиганием коронного разряда.
     
     

Рисунок 2.7 - Принцип работы электрофильтра

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.7 - Принцип работы электрофильтра


     Коронный разряд не распространяется на весь промежуток, а затухает по мере уменьшения напряженности электрического поля в направлении осадительного электрода.
     
     Газовые ионы различной полярности и электроны, образующиеся в зоне коронного разряда, под действием сил электрического поля движутся к разноименным электродам, вследствие чего в межэлектродном пространстве возникает электрический ток, называемый током короны. Твердые частицы, на которых адсорбируются ионы, приобретают электрический заряд и движутся по направлению к электродам под действием сил электрического поля. При этом основная масса частиц заряжается отрицательно, так как положительные ионы, образующиеся вблизи коронирующих электродов, под действием сил электрического поля уходят на эти электроды, не успевая адсорбироваться на поверхности частиц золы. Таким образом, основное количество частиц золы осаждается на осадительных электродах, а незначительная часть - на коронирующих.
     
     Через определенные промежутки времени с помощью ударного механизма происходит встряхивание электродов. Под действием силы тяжести частицы золы падают в бункер, находящийся под осадительными электродами, из которого зола транспортируется на склад или золоотвал.
     
     При увеличении напряженности электрического поля выше ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии ток кроны увеличивается, и эффективность золоулавливания возрастает. Однако при определенном значении ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии (пробойная напряженность) происходит дуговой либо искровой пробой межэлектродного промежутка. Таким образом, при очистке дымовых газов в ЭФ необходимо выполнение условия:
     

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии (1)


     Применяемые в настоящее время на ТЭС электрофильтры имеют горизонтальную конструкцию, преимущество которой состоит в том, что достижение высокой эффективности обеспечивается несколькими отдельными электрополями, которые можно легко расположить последовательно. Число полей зависит от требуемой общей эффективности. Кроме разбиения ЭФ на электрополя по длине, каждое электрополе часто делят на секции по ширине. Смысл секционирования заключается в следующем:
     

1. Искрения в ЭФ имеют вероятностный характер. Чем больше поле ЭФ, тем выше вероятность возникновения в нем искрений, потому что большее количество участков с возможными искрениями попадает в поле. Поэтому при увеличении размеров поля ЭФ снижается результирующее напряжение. Это приводит к уменьшению тока короны и снижению эффективности золоулавливания.
     

2. Электрическая емкость полей больших размеров увеличивается, а, следовательно, возрастает время ее перезарядки, в результате плотность коронного тока и эффективность золоулавливания снижаются.
     

3. Секционирование позволяет лучше приспособить режим работы каждого индивидуального агрегата питания к любой существенной неравномерности температуры или газового распределения, в отличие от одного агрегата питания, который работал бы при самом неэффективном эксплуатационном режиме.
     
     Вид двухсекционного трехпольного электрофильтра представлен на рисунке 2.8.
     
     

Рисунок 2.8 - Двухсекционный трехпольный электрофильтр

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.8 - Двухсекционный трехпольный электрофильтр

(1 - корпус; 2 - газораспределительная решетка; 3 - осадительный электрод; 4 - механизм встряхивания осадительных электродов; 5 - коронирующий электрод; 6 - рама подвеса коронирующих электродов; 7 - механизм встряхивания коронирующих электродов; 8 - привод встряхивания осадительных электродов; 9 - привод встряхивания коронирующих электродов; 10 - токоподвод; 11 - вибратор; 12 - опора)


     Электрофильтры имеют следующие достоинства:
     
     - Возможность получения уловленной золы в сухом виде;
     
     - Низкое гидравлическое сопротивление (не более 0,4 кПа);
     
     - Надежность работы и простота обслуживания;
     
     - Возможность обработки больших объемов дымовых газов (до 1000000 нмИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии/ч);
     
     - Низкие эксплуатационные затраты.
     
     Недостатками электрофильтров являются:
     
     - Невысокая степень улавливания тонких частиц;
     
     - Зависимость эффективности золоулавливания от УЭС золы;
     
     - Возможность снижения эффективности работы при изменении состава угля.
     

2.1.3.2 Скруббер
     
     Мокрый способ очистки газов от твердых частиц находит широкое применение на российских угольных ТЭС.
     
     В зависимости от физико-химических свойств золы и очищаемых газов, от назначения и необходимой степени очистки разработаны различные типы мокрых золоуловителей, отличающихся принципом действия и конструктивным оформлением. Основная часть мокрых золоуловителей представлена наиболее эффективными аппаратами типа MB УО ОРГРЭС и МВ-ВТИ, использующими принцип инерционного осаждения взвешенных частиц на каплях распыленной воды при обтекании их запыленным потоком в трубе-коагуляторе Вентури (КВ) в сочетании с каплеуловителем (скруббером) центробежного типа. Установка труб Вентури может осуществляться вертикально или горизонтально в зависимости от типа аппаратов.
     
     На рис.2.9 показан общий вид мокрого золоуловителя МВ-ВТИ. Труба Вентури 5 включает в себя конфузор 1 с углом раскрытия 25-60°, горловину 4 и диффузор 3 с углом раскрытия 6-12°. Запыленный газовый поток поступает в конфузор, где происходит ускорение газов с преобразованием части потенциальной энергии газов в кинетическую. При этом частицы золы приобретают значительные скорости. В зону конфузора или горловины с помощью устройства орошения 2 подается вода, которая эффективно диспергируется скоростным газовым потоком.
     
     В трубе Вентури осуществляется процесс осаждения частиц золы на каплях распыленной орошающей воды. Высокой интенсивности этого процесса способствуют распыл воды на большое число мелких капель и наличие значительной разности скоростей частиц и капель в газовом потоке. В диффузоре обеспечиваются восстановление части статического напора и одновременно улавливание частиц каплями воды. Насыщенный каплями с уловленной ими золой газовый поток поступает в центробежный скруббер (каплеуловитель) 9, в котором, вращаясь, движется к выходному патрубку. Внутренняя поверхность корпуса каплеуловителя непрерывно орошается из сопел 6, установленных по окружности. Струя воды, вытекающая из сопла, направлена в сторону вращения дымовых газов тангенциально к внутренней футерованной поверхности корпуса каплеуловителя и должна смачивать ее без образования брызг. Равномерное распределение воды по отдельным соплам обеспечивается применением распределительного кольца 8 с подводом воды к нему из магистрали.
     
     

Рисунок 2.9 - Скруббер с трубой Вентури

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.9 - Скруббер с трубой Вентури

(1 - конфузор; 2 - устройство орошения; 3 - диффузор; 4 - горловина; 5 - труба Вентури; 6 - оросительное сопло; 7 - гидрозатвор; 8 - распределительное кольцо; 9 - каплеуловитель)


     Возникающая при вращении дымовых газов центробежная сила отбрасывает капли воды, образовавшиеся в трубе Вентури с уловленной ими золой, а также частицы золы, не попавшие в капли воды в трубе Вентури, к орошаемой поверхности каплеуловителя. Большинство капель и частиц достигает водяной пленки, образующейся на поверхности корпуса каплеуловителя, и улавливается ею. Вода с частицами золы стекает по стенке корпуса вниз и через гидравлический затвор 7 сбрасывается в канал гидрозолоудаления.
     
     В отличие от других типов золоуловителей, как мокрых, так и сухих, использующих принцип инерционного осаждения частиц, и в которых фракционная степень очистки газов тем больше, чем крупнее размер частиц, капли распыленной в КВ воды наоборот более эффективно улавливают тонкие фракции в характерном для полидисперсной летучей золы диапазоне размеров частиц. В корпусе же скруббера достаточно эффективно улавливаются не только капли воды, но и крупные частицы золы, в результате чего достигаются примерно одинаковые степени очистки газов для различных фракций летучей золы.
     
     Одновременно с улавливанием твердых частиц в мокрых золоуловителях с КВ протекают процессы теплообмена между дымовыми газами и орошающей водой. При этом дымовые газы охлаждаются, а орошающая вода, как в виде капель, так и в виде пленки на стенках КВ и корпуса нагревается и частично испаряется, увеличивая влагосодержание очищенных газов. В мокрых золоуловителях с КВ, устанавливаемых на электростанциях, температура отработавшей воды (пульпы) практически равна температуре мокрого термометра. В зависимости от вида сжигаемого топлива температура пульпы колеблется от 45°С для угля АШ до 68°С для фрезерного торфа.
     
     Мокрые золоуловители с трубами (коагуляторами) Вентури получили широкое распространение на отечественных электростанциях. Основными достоинствами этих аппаратов являются относительно небольшие капитальные и эксплуатационные затраты, возможность при определенных условиях надежной работы на оборотной воде, отсутствие влияния удельного электрического сопротивления (УЭС) золы на эффективность работы, малые габариты. Они применяются на котлах паропроизводительностью до 670 т/час. Не рекомендуется применять мокрые золоуловители для топлив, содержащих в составе золы более 15% СаО, и при приведенной сернистости топлива выше 0,3% кг/МДж. Жесткость орошающей воды не должна превышать 15 мг-экв/л.
     
     К недостаткам скрубберов с коагуляторами Вентури можно отнести относительно невысокую эффективность очистки (как правило, не более 97-97,5%) и невозможность получения золы в сухом виде.
     
     Кроме того, существенным ограничением области применения указанных аппаратов на ТЭС является возможность образования минеральных отложений на внутренних поверхностях золоуловителей.
     

2.1.3.3 Циклоны
     
     В качестве инерционных золоуловителей на ТЭС получили применение циклоны, в которых осаждение твердых частиц происходит за счет центробежных сил при вращательном движении потока. Схема циклона представлена на рисунке 2.10 а).
     
     

Рисунок 2.10 - Циклонные золоуловители

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.10 - Циклонные золоуловители

(а - принципиальная схема циклона, где 1 - входной патрубок для запыленного газа; 2 - корпус циклона; 3 - выходной патрубок очищенного газа; 4 - бункер для золы;
б - элемент батарейного циклона БЦУ;
в - батарейный циклон, где 1 - входной патрубок для запыленного газа; 2 - циклонный элемент; 3 - трубные доски; 4 - выходной патрубок очищенного газа; 5 - бункер для золы)


     Газ поступает в циклон тангенциально и движется по окружности в канале, образованном внешней и внутренней цилиндрическими поверхностями циклона. Под действием центробежных сил зола оттесняется к внешней стенке циклона и под действием силы тяжести ссыпается вниз в коническую воронку и далее в общий бункер. Очищенный газ удаляется через внутренний цилиндр вверх.
     
     Эффективность улавливания твердых частиц в циклоне возрастает при увеличении размеров частиц золы, их плотности, скорости газов и уменьшении радиуса циклона.
     
     Для получения более высокой эффективности золоулавливания в настоящее время на ТЭС применяются, как правило, батарейные циклоны (рисунок 2.10 в), когда внутри одного корпуса установлено большое число циклонов малого диаметра.
     
     Эффективность улавливания твердых частиц в батарейных циклона не превышает 92-93% поэтому они применяются на котлах малой и средней паропроизводительности и как предочистка, при высокой запыленности дымовых газов на входе в электрофильтр. Гидравлическое сопротивление батарейных циклонов составляет около 1200 Па.
     
     Достоинствами циклонов являются простота конструкции, относительно невысокая стоимость, надежность работы. Основной их недостаток - низкая эффективность золоулавливания (в особенности, тонких частиц). Поэтому циклоны практически не применяются для очистки дымовых газов ТЭС за рубежом.
     

2.1.3.4 Эмульгаторы
     
     В настоящее время применяются два основных типа эмульгаторов: батарейные II поколения и кольцевые.
     
     Конструкция современного батарейного эмульгатора II поколения представлена на рис.2.11.
     
     

Рисунок 2.11 - Батарейный эмульгатор

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.11 - Батарейный эмульгатор:

(1 - корпус; 2 - патрубок ввода газов; 3 - патрубок вывода газов; 4 - завихритель; 5 - коллектор узла орошения; 6 - лопастной каплеуловитель; 7 - гидрозатвор; 8 - водораспределительные стаканы; 9 - козырьки патрубка ввода газов; 10 - отбойное кольцо; 11 - водораспределительные трубы; 12 - лопасти)

Дымовые газы поступают через патрубок ввода газов 2 в нижнюю часть корпуса 1 и входят в параллельно расположенные орошаемые насадки завихрителя 4, где они интенсивно закручиваются лопастями 12.
     
     Орошающая жидкость в виде воды подается в коллектор 5, откуда она поступает в водораспределительные трубы 11, а из отверстий труб - в водораспределительные стаканы 8, и, далее, через отверстия в стаканах в каждую насадку. При взаимодействии воды с вращающимся газовым потоком происходит образование пенного вращающегося слоя, который накапливается над лопастями. Вращение этого слоя способствует его турбулизации, при этом повышается межфазная контактная поверхность и ее обновляемость. В слое пены с высокоразвитой поверхностью улавливаются мелкие частицы золы, оставшиеся после прохождения газового потока через лопасти насадок завихрителя.
     
     Отработанная жидкость с уловленной золой (пульпа) сливается через лопасти 12 насадок завихрителя 4 в золосмывной аппарат, через который поступает в сборный бункер с гидрозатвором 7.
     
     Дымовые газы после очистки в эмульсионном слое поступают в лопастной каплеуловитель 6, где потерявшие вращательную скорость газы дополнительно закручиваются для сепарации водяных капель из дымовых газов, а оставшиеся на выходе из каплеуловителя несепарированные водяные капли собираются под отбойным кольцом 10 и сливаются через лопасти каплеуловителя для дальнейшего участия в процессе очистки газов.
     
     Успешная реконструкция золоулавливающих установок с монтажом батарейных эмульгаторов II поколения была проведена в 2000ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии03 гг. на пяти котлах Серовской и Верхнетагильской ГРЭС. Эффективность новых аппаратов составила 99,5ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии99,6%. Успешно внедрены батарейные эмульгаторы на котлах N 11-15 Усть-Каменогорской ТЭЦ. Эффективность золоулавливания на этих котлах превышает 99,0%.
     
     На Томской ГРЭС-2 на энергоблоке N 5 также успешно внедрены батарейные эмульгаторы. Однако эксплуатационная эффективность работы данных аппаратов по результатам испытаний не превышает 98,7%. Недостаточно высокая эффективность эмульгаторов, установленных на Томской ГРЭС-2, объясняется недостатком воды на орошение.
     
     Конструкция кольцевого эмульгатора приведена на рис.2.12. Запыленные газы через тангенциальный вход поступают в нижнюю часть корпуса 1 под завихритель 2 и через него входят в закрученном виде в верхнюю часть корпуса. По трубе орошения 4 на тарелку завихрителя 2 подается орошающая вода, образуя вращающуюся ванну жидкости. При определенной скорости газа жидкость начинает в виде пленки и струй срываться с тарелки и смешиваться с дымовыми газами, образуя газожидкостную эмульсию, которая со временем накапливается в пристенной зоне корпуса непосредственно над завихрителем. При выходе на стационарный режим возникает противоток газ-жидкость и пульпа с уловленной золой сливается под действием силы тяжести на коническое днище корпуса, откуда через гидрозатвор 8 удаляется в канал ГЗУ. Дымовые газы после промывки в эмульсионном слое, продолжая вращательное движение в объеме над завихрителем, проходят через раскручиватель 3, где дополнительно подкручиваются. За счет этого вращения капли пульпы, образуемые при всхлопывании пузырей на верхней границе эмульсионного слоя и вылетающие из него под действием центробежных сил, сепарируются на стенку скруббера до козырька 5. За счет высокого уровня тепло- и массообмена между жидкостью и газом во вращающемся пенном слое (режим инверсии фаз) с высокой эффективностью улавливаются твёрдые частицы (зола, пыль). Очищенные от твёрдых частиц и капель, газы удаляются из эмульгатора в выходной газоход 16.
     
     

Рисунок 2.12 - Кольцевой эмульгатор

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.12 - Кольцевой эмульгатор

(1 - корпус; 2 - завихритель; 3 - раскручиватель; 4 - труба орошения; 5 - козырёк; 6 - кронштейны; 7 - перфорированная труба (для смыва золы с раскручивателя); 8 - гидрозатвор; 9 - смотровые лючки; 10 - напорный бак; 11- смывное устройство (для очистки входного газохода); 12 - труба для подвода горячего воздуха; 13 - светильники для освещения объема корпуса; 14 - ремонтный люк; 15 - входной газоход; 16 - выходной газоход)


     Определяющими для данного устройства факторами эффективности очистки газов являются высота и равномерность распределения слоя эмульсии над завихрителем. Повышенное давление во вращающемся пенном (эмульсионном) слое за счет действия центробежных сил обусловливает устойчивое существование только мелких пузырей пены, что многократно увеличивает поверхность контакта фаз и интенсифицирует процессы тепло - массообмена, чему также способствует противоточное движение газа и жидкости. Примерный расход орошающей жидкости составляет 0,2 л/нмИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии газа.
     
     Очищенные газы имеют температуру 40-50°С и относительную влажность, близкую к 100%, поэтому для исключения образования конденсата на стенках газохода, в дымососе и дымовой трубе и предотвращения коррозии, в газоход между эмульгатором и дымососом подается горячий воздух со второй ступени воздухоподогревателя, который повышает температуру очищенных газов до 70-80°С.
     
     Примером успешного применения кольцевых эмульгаторов для очистки дымовых газов ТЭС является проведенная в 2005-2009 г. замена мокрых скрубберов Южноуральской ГРЭС на кольцевые эмульгаторы фирмы "КОЧ". В результате эффективность золоулавливания поднялась до 99,5-99,7%.
     
     Достоинствами эмульгаторов являются:
     
     - высокая эффективность очистки дымовых газов (до 99,7%);
     
     - малые габариты;
     
     - относительно невысокая стоимость (стоимость эмульгатора примерно в 2 раза ниже, чем стоимость ЭФ для одинаковых условий работы и эффективности очистки);
     
     - высокая эффективность улавливания тонких частиц.
     
     К недостаткам эмульгаторов относятся:
     
     - невозможность получения сухой золы;
     
     - чувствительность к изменению режимов работы котла;
     
     - брызгоунос, приводящий к появлению отложений в газоходах и дымовой трубе;
     
     - необходимость подогрева выходящих из эмульгатора дымовых газов;
     
     - невозможность использования эмульгаторов при содержании оксида кальция в золе более 10%.
     
     

2.1.4 Обращение с золошлаками


     Основная функция систем золошлакоудаления угольных ТЭС - надежное удаление из котельной установки твердой негорючей части твердого топлива - золошлаков. В зависимости от выбора способа конечного удаления золошлаков в функцию системы может входить отпуск золошлаков внешним потребителям при их наличии и/или хранение невостребованной части золошлаков с учетом требований экологической и промышленной безопасности.
     
     К системам золошлакоудаления предъявляются следующие основные требования:
     
     - надежность удаления золошлаков для обеспечения работы генерирующего оборудования;
     
     - минимальное потребление энергетических ресурсов, воды, земли;
     
     - промышленная и экологическая безопасность, приемлемый уровень рисков аварий и потенциального ущерба, минимальный уровень воздействий на окружающую среду;
     
     - минимальные капитальные и эксплуатационные затраты.
     
     Системы золошлакоудаления могут включать в себя, в зависимости от потребностей конкретных ТЭС, взаимосвязанные технологические участки, выполняющие следующие отдельные функции:
     
     - участок внутреннего шлакоудаления, выполняет отбора* шлака от котлов, его измельчение, транспортирование в пределах котельных отделений и передачу в узел внешнего золошлакоудаления или в места временного накопления шлака;
_______________
     * Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     
     - участок внутреннего золоудаления, выполняет функцию отбора золы от золоуловителей и ее транспортирование в узел внешнего золошлакоудаления или в места временного накопления золы;
     
     - участок временного накопления шлака, который может включать накопители шлака и оборудование для его отгрузки потребителям или в места постоянного хранения;
     
     - участки временного накопления и отгрузки сухой золы потребителям;
     
     - участки внешнего транспорта золы и шлака до мест постоянного хранения или захоронения;
     
     - золошлакохранилища - сооружения для хранения невостребованной части золы и шлаков совместно или по отдельности;
     
     - участки отгрузки золошлаков с золошлакохранилищ.
     

На каждой конкретной ТЭС состав системы обращения с золошлаками определяется местными условиями, объемами образования и свойствами золошлаков, потребностями в отгрузке золошлаков или их отдельных компонентов внешним потребителям.
     
     На российских ТЭС применяются механические, гидравлические, пневматические и комбинированные системы золошлакоудаления. Выбор типа системы золошлакоудаления (ЗШУ) определяется:
     
     - технологическими особенностями энергетического производства (вид выводимого шлака из топки котла, способ очистки дымовых газов, расход и свойства золы и шлака, необходимость использования и наличие достаточного количества воды);
     
     - возможностью организации сбыта золошлаков или их отдельных фракций для утилизации сторонними организациями;
     
     - климатическими условиями мест для размещения ЗШХ, их удаленностью от промплощадки ТЭС и рельефом местности для транспорта невостребованной части золошлаков на ЗШХ;
     
     - требованиями по надежности и экономичности работы системы ЗШУ.
     
     Наиболее распространенной на российских угольных ТЭС являются системы ЗШУ совместного внешнего удаления золы и шлака с оборотным водоснабжением и отгрузкой ЗШО из карт ЗШХ в автомобильный и/или железнодорожный транспорт, блок-схема которой представлена на рисунке 2.13 [25].
     
     

Рисунок 2.13 - Блок-схема традиционной системы ГЗУ ТЭС при совместном транспортировании золы и шлака на ЗШХ и отгрузке ЗШО из карт ЗШХ в автомобильный и ж/д транспорт

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.13 - Блок-схема традиционной системы ГЗУ ТЭС при совместном транспортировании золы и шлака на ЗШХ и отгрузке ЗШО из карт ЗШХ в автомобильный и ж/д транспорт


     На некоторых ТЭС эксплуатируются системы ГЗУ с раздельным удалением, складированием и отгрузкой золы и шлака (рисунок 2.14). В таком случае на оперативном шлакохранилище создаются узлы отгрузки шлака, а также, в случае необходимости, могут размещаться установки по обезвоживанию шлака и насосная станция возврата осветленной воды. Оперативные шлакохранилища могут располагаться как на промплощадке ТЭС, так и за ее пределами.
     
     

Рисунок 2.14 - Блок-схема системы ГЗУ с раздельным удалением, складированием и отгрузкой золы и шлака

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.14 - Блок-схема системы ГЗУ с раздельным удалением, складированием и отгрузкой золы и шлака


     Чисто пневматические системы ЗШУ на российских ТЭС не применяются.
     
     Пневмогидравлические (комбинированные) системы ЗШУ чаще всего применяются на ТЭС, оснащенных сухими золоуловителями. В 70-х годах XX века преимущественно на блочных ТЭС России было начато сооружение установок по отгрузке сухой золы (УОСЗ) потребителям. Нормами технологического проектирования ВНТП-81 на ТЭС с сухими золоуловителями предусматривается внутристанционное пневмогидравлическое золоудаление: зола из-под золоуловителей собирается пневмосистемами в промежуточный бункер, а из него транспортируется в УОСЗ по пневмозолопроводам (ПЗП) или при отсутствии потребителей сухой золы подается по каналам ГЗУ в насосную станцию, откуда совместно со шлаком в виде пульпы транспортируется на ЗШХ. Потребителям сухая зола может отгружаться непосредственно из промежуточных бункеров и/или со склада сухой золы. При этом на ЗШХ также могут сооружаться узлы отгрузки гидратированных ЗШС потребителям.
     
     Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой золы из УОСЗ и ЗШС из ЗШХ представлена на рисунке 2.15 [25].
     
     

Рисунок 2.15 - Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой золы из УОСЗ и ЗШС из ЗШХ

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.15 - Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой золы из УОСЗ и ЗШС из ЗШХ

2.1.3.1 Внутреннее шлакоудаление
     
     В настоящее время на российских угольных ТЭС в пылеугольных энергетических котлах применяются гидравлические системы внутреннего шлакоудаления. При использовании гидравлического шлакоудаления шлак из котла поступает в дробилки, где он измельчается, и дробленый шлак сбрасывается в самотечные каналы с побудительными соплами и в виде шлаковой пульпы подается в багерную насосную станцию. На энергоблоке N 1 Березовской ГРЭС применяется полувлажная технология шлакоудаления, в которой для транспортировки шлака используется лотковый скребковый транспортер с водяной ванной. В малых котельных используются механические системы ЗШУ.
     

2.1.3.2 Внутреннее золоудаление
     
     В качестве установок внутреннего транспорта золы в российской энергетике используются:
     
     - установки гидротранспорта;
     
     - самотечные установки;
     
     - аэрожелоба;
     
     - вакуумные установки;
     
     - низконапорные установки со струйными насосами;
     
     - высоконапорные установки с пневмовинтовыми и пневмокамерными насосами;
     
     - двухступенчатые пневмотранспортные установки.
     
     Установки внутреннего гидротранспорта золошлаков включают золосмывные аппараты (ЗСА, "чайники") под бункерами золоуловителей или промбункерами и каналов с побудительными соплами, которые предназначены для транспортировки золовой пульпы (или совместного золовой и шлаковой пульпы) в приемную емкость багерной насосной станции. Эта технология применяется на российских ТЭС наиболее широко.
     
     Самотечные установки сбора и отгрузки сухой золы применяются для отгрузки сухой золы в транспортные средства непосредственно в зольных помещениях ТЭС из промбункеров под золоуловителями, если это возможно по условиям компоновки золоуловителей. Известен опыт эксплуатации таких установок с отгрузкой в автоцементовозы и/или в железнодорожные хопперы производительностью до 100 тысяч тонн сухой золы в год. Такие установки, как правило, ограничены по максимальной производительности, не могут обеспечить отгрузку сухой золы потребителям в объеме до 100% от общего выхода, но могут быть частью системы ПЗУ в случае их экономической целесообразности, например, при отсутствии постоянных потребителей золы.
     
     Аэрожелоба, применяемые для подачи золы из бункеров золоуловителей в промбункера, представляют собой устройства для транспортировки сухой золы от бункеров золоуловителей до промежуточных сборных бункеров. Работают достаточно надежно и эффективно при соблюдении следующих ограничений:
     
     длина не более 25 м без узлов пересыпки и наличие уклона;
     
     неприменимы для транспортирования высококальциевых зол из-за быстрого забивания пор аэрирующих элементов мелкофракционными частицами, сопровождающегося цементацией отдельных участков этих элементов в случае наличия влаги в транспортирующем воздухе;
     
     низкая ремонтопригодность и высокие затраты на восстановление аэрожелобов в связи с отсутствием серийного их производства;
     
     очень высокие требования к монтажу и наладке.
     
     Вакуумные установки ПЗУ технологически более сложны и дороги по сравнению с низконапорными установками ПЗУ со струйными насосами, хотя обеспечивают лучшие санитарные условия в зольных помещениях. К их недостаткам можно отнести:
     
     - небольшую предельную дальность транспортирования - не более 300 м;
     
     - необходимость периодических переключений в связи с режимом работы вакуумных насадок по жестко соблюдаемым циклограммам "заполнение-опорожнение бункеров" при практическом отсутствии автоматизации, что влечет за собой неоправданное увеличение численности обслуживающего персонала и снижает надежность работы вакуумных систем ПЗУ в связи с возрастанием роли человеческого фактора;
     
     - небольшое число опорожнямых бункеров золоуловителей или оборудование установки вакуумного пневмотранспорта предвключенной системой для подачи золы от бункеров золоуловителей в приемный бункер вакуумной пневмотранспортной установки;
     
     - большинство вакуумных схем пневмотранспорта золы, в соответствии с рекомендациями Уралэнергочермета, работает с накоплением золы в осадительной камере и со срывом вакуума для ее разгрузки. Это снижает возможную производительность систем ПЗУ в 2-4 раза. Применяемые для очистки отработанного воздуха осадительные станции не обеспечивают необходимой очистки воздуха, что является причиной интенсификации абразивного износа эжекторов и вакуум-насосов.
     
     Низконапорные установки ПЗУ со струйными насосами (ПСН) применяются для эвакуации золы от бункеров золоуловителей до промбункеров в двухступенчатых схемах внутреннего пневмотранспорта золы. Каждая установка удаляет золу из одного бункера сухого золоуловителя. Это связано с тем, что одна установка со сбором золы от нескольких бункеров работает неустойчиво или с неоправданно большими энергозатратами. Эти установки просты в изготовлении и монтаже, имеют удовлетворительные надежность и межремонтные сроки эксплуатации, просты в ремонте.
     
     Для пневмотранспорта золы от промбункеров до силосных складов используются более производительные низконапорные пневмотранспортные установки с ПСН (при приведенной дальности транспортирования до 400 м и производительности до 20 т золы в час) или высоконапорные пневмотранспортные установки с пневмовинтовыми (ПВН) или пневмокамерными насосами (ПКН).
     
     Высоконапорные установки с ПВН используются для пневмотранспорта золы от промбункеров до силосных складов и от силосных складов до потребителей сухой золы. Максимальная приведенная дальность транспортирования - до 1000 м с производительностью до 40 т золы в час. Основные недостатки:
     
     - отсутствие автоматического регулирования производительности;
     
     - максимальная приведенная дальность транспортирования - до 1000 м;
     
     - повышенные финансовые и временные затраты на восстановление эксплуатационной пригодности ПВН вследствие необходимости выполнения их ремонтов из-за абразивного износа деталей шнекового питателя, уплотнений и смесительной камеры ПВН.
     
     Высоконапорные установки с ПКН применяются для пневмотранспорта золы:
     
     - от бункеров сухих золоуловителей до силосных складов;
     
     - от промбункеров до силосных складов в двухступенчатых схемах внутреннего пневмотранспорта золы;
     
     - от силосных складов до потребителей сухой золы. Максимальная приведенная дальность транспортирования - до 1000 м с производительностью до 100 т золы в час.
     
     Возможная приведенная дальность транспортирования - до 3000 м. В установках с ПКН удельные энергозатраты на пневмотранспорт золы при прочих равных условиях ниже примерно на 25...30% по сравнению с установками с ПВН. Производительность ПКН практически не снижается из-за абразивного износа в процессе эксплуатации вследствие отсутствия вращающихся или трущихся с большим усилием о золу деталей в отличие от ПВН, производительность которых существенно зависит от изменения геометрических размеров шнека и гильзы питателя в результате абразивного износа.
     
     Двухступенчатые пневмотранспортные установки внутреннего золоудаления.
     
     Комбинация самотечных установок, аэрожелобов или низконапорных пневмотранспортных установок с ПСН или ПКН и высоконапорных установок с ПВН или ПКН в двухступенчатых схемах внутреннего транспорта золы на ТЭС России встречается наиболее часто, так как большинство систем ЗШУ ТЭС с УОСЗ являются пневмогидравлическими, в которых зола из электрофильтров поступает в промбункера и далее она второй ступенью пневмотранспортной установки подается в УОСЗ или в ЗСА установки ГЗУ.
     
     Основные достоинства двухступенчатых пневмотранспортных установок:
     
     - самотечные установки или низконапорные пневмотранспортные установки с ПСН обеспечивают надежную эвакуацию сухой золы из золоуловителей в промбункера по трассе любой конфигурации и нечувствительны к изменению влажности транспортирующего воздуха, что является очень важным при перемещении высококальциевых зол;
     
     - достаточно длительный межремонтный срок эксплуатации самотечных установок и низконапорных пневмотранспортных установок и возможность восстановления их работоспособности без остановки котлоагрегатов в случае отказа отдельных их элементов;
     
     - низкая стоимость в сравнении с высоконапорными самотечными установками, аэрожелобами и низконапорными пневмотранспортными установками с ПСН и ПКН и относительно низкие эксплуатационные затраты;
     
     - обеспечение транспортирования сухой золы от промбункеров до силосных складов на расстояние до 3000 м при применении высоконапорных ПКН;
     
     - оптимальные энергозатраты на пневмотранспорт золы во второй ступени за счет возможности обеспечения работы высоконапорных установок с ПКН в режимах с максимальной золовой загрузкой.
     
     Основной недостаток - необходимость очистки транспортирующего воздуха из промбункеров.
     

2.1.3.3 Накопление и отгрузка сухой золы
     
     Установки отгрузки сухой золы (УОСЗ) состоят из силосного склада, устройств кондиционирования и отгрузки сухой золы потребителям, устройств подготовки невостребованной части сухой золы к транспортированию на ЗШХ. УОСЗ может включать в себя устройства приема и отгрузки сухого шлака с соответствующими силосами. Для УОСЗ применяется, за редким исключением, стандартное оборудование для хранения и транспортирования сыпучих материалов, широко применяемое в цементной промышленности и производстве других строительных материалов.
     

2.1.3.4 Внешний транспорт золошлаков
     
     В качестве установок внешнего транспорта золошлаков используются:
     
     - установки гидротранспорта;
     
     - пневмотранспортные установки (вакуумные, низко- и высоконапорные установки с ПСН; высоконапорные установки с ПВН и ПКН);
     
     - автотранспорт;
     
     - конвейерный транспорт.
     
     Установки гидротранспорта. Эти установки предназначены для транспорта невостребованной потребителями части золы и шлаков на ЗШХ в виде золовой и/или шлаковой пульпы (совместно или раздельно) и состоят из приемного приямка пульпы, багерных насосов, золошлакопроводов и выпускных устройств на ЗШХ. Водозоловое отношение в пульпе изменяется в пределах от 10:1 до 100:1. В зависимости от изменения высотных отметок расположения багерных насосов на промплощадке ТЭС и приемных устройств золошлакоотвалов, длины и перепадов высот по трассе трубопроводов, массы транспортируемых золошлаков, принятой схемы сбора золошлаков, технологий подготовки пульпы и других факторов могут быть установлены дополнительно багерные насосные на трассе для гарантированного преодоления гидравлического сопротивления трубопроводов.
     
     Основные недостатки установок внешнего гидротранспорта золошлаков:
     
     - отсутствие возможности плавного регулирования производительности установок ГЗУ в зависимости от массы транспортируемых золошлаков, имеется возможность только ступенчатого регулирования за счет включения/отключения золошлакопроводов и багерных насосов;
     
     - золошлакопроводы могут быть подвержены абразивному и коррозионному износу;
     
     - при высоком содержании в золошлаках соединений кальция производительность установок ГЗУ может снижаться вследствие образования твердых отложений в золошлакопроводах и трубопроводах возврата осветленной воды.
     
     Вакуумные, низко- и высоконапорные пневмотранспортные установки применяются для отгрузки сухой золы на собственное производство товарной продукции и/или сторонним потребителям. Решение о применении пневмотранспортных установок принимается в зависимости от приведенной дальности транспортирования и требуемой производительности установок с использованием [27] и [28].
     
     Автотранспорт используется когда прокладка гидрозолошлакопроводов невозможна или гидравлическое сопротивление пульпопроводов слишком велико из-за необходимости транспортирования золошлаков на большие расстояния. Вывоз сухой золы, увлажненной до 25% по массе, осуществляется автосамосвалами на ЗШХ, где послойно укладывается с уплотнением дорожно-строительной техникой или без него. На Абаканской ТЭЦ имеется опыт доставки высококальциевой золы автобетоносмесителями в виде пульпы высокой концентрации с водозольным отношением 0,5-0,8, которая выливалась в подготовленные карты золоотвала. Также применяется технология вывоза автотранспортом обезвоженных золошлаков из осушенной секции ГЗО в новый сухой отвал, на котором они послойно укладываются с уплотнением дорожно-строительной техникой. Автотранспорт золошлаков широко применяется за рубежом.
     
     Конвейерный транспорт достаточно широко используется на ТЭС в энергетике стран-членов ЕС и других государств мирового сообщества. В России опыт применения таких систем небольшой (Рефтинская ГРЭС), однако в мире успешно применяются автоматизированные установки с трубными ленточными и лотковыми ленточными транспортерами золы от бункеров золоуловителей до места укладки в ЗШХ, в том числе в районах с достаточно суровыми зимами.
     

2.1.3.5 Золошлакохранилища
     
     ЗШХ предназначены для длительного размещения невостребованной потребителями части золы и шлака. Золошлаки складируют в виде пульпы в поверхностных гидрозолошлакоотвалах (ГЗО) или сухих хранилищах. В качестве ЗШХ могут также использоваться отработанные шахтные и карьерные выработки, овраги. В российской энергетике наибольшее применение нашли поверхностные ГЗО.
     
     Складирование высококальциевой золы в виде пульпы высокой концентрации впервые было осуществлено на Абаканской ТЭЦ. Укладка пульпы производилась автобетоносмесителями. Плотность образующегося зольного камня изменялась от 1400 до 1850 кг/мИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии, прочность при сжатии - 2,0...4,5 МПа, а коэффициент фильтрации - 10ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии...10ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии см/сут. Широкого распространения эта технология складирования не получила.
     
     При применении сухих методов внутреннего и внешнего золошлакоудаления возможно складирование золошлаков на сухих золоотвалах. В качестве приемуществ такого метода долговременного хранения золошлаков отмечают возможность более высокой плотности укладки и, соответственно, сокращения площадей ЗШХ; снижение водопотребления на ТЭС, снижение рисков загрязнения грунтовых вод. В то же время применение такой технологии требует применения специального оборудования для увлаждения, укладки, уплотнения ЗШО. Впервые в России был осуществлен проект модернизации системы ЗШУ с внешним конвейерным транспортом золы и сухим золоотвалом на Рефтинской ГРЭС с выходом золы до 6 млн т/год, блок-схема которой представлена на рисунке 2.16.
     
     

Рисунок 2.16 - Блок-схема системы отгрузки, транспортирования и складирования невостребованной части сухой золы на сухом золохранилище и шлака на гидрошлакоотвале Рефтинской ГРЭС

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии


Рисунок 2.16 - Блок-схема системы отгрузки, транспортирования и складирования невостребованной части сухой золы на сухом золохранилище и шлака на гидрошлакоотвале Рефтинской ГРЭС

2.2 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду

2.2.1 Отчетные данные по выбросам загрязняющих веществ по отрасли за 2015 год на ТЭС, сжигающих твердое топливо


     Выбросы загрязняющих веществ в 2015 г. на ТЭС отрасли, сжигающих, в качестве основного, твердое топливо, представлены в таблице 2.2.
     

Таблица 2.2 - Выбросы загрязняющих веществ в 2015 г. на ТЭС отрасли, сжигающих в качестве основного, твердое топливо, т.

Наименование ТЭС

Всего

твердые вещества

диоксид серы

оксиды азота (в пересчете на ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии)

оксид углерода

Рефтинская ГРЭС

281387

73087

141053

66571

676

Новочеркасская ГРЭС

71993

26334

31013

14079

567

Омская ТЭЦ-5

59483

11477

33581

13968

458

Приморская ГРЭС

58697

19982

30143

6679

1892

Иркутская ТЭЦ-10

57678

8005

41657

7995

21

Ново-Иркутская ТЭЦ

56349

5502

41869

8913

65

Иркутская ТЭЦ-9

50794

7545

37498

5740

11

Назаровская ГРЭС

48644

12943

22743

11810

1148

Череповецкая ГРЭС

48308

13778

30659

3785

86

Гусиноозерская ГРЭС

46522

7422

30849

7796

454

Красноярская ГРЭС-2

46013

18922

20442

5919

730

Беловская ГРЭС

41780

10895

15920

14962

3

Троицкая ГРЭС

41538

7295

14706

4932

14605

Западно-Сибирская ТЭЦ

38778

19565

10709

7961

544

Благовещенская ТЭЦ

38637

12478

8494

7309

10356

Новосибирская ТЭЦ-5

36468

5862

15074

14824

708

Черепетская ГРЭС

35961

14567

12336

8722

336

Томь-Усинская ГРЭС

35463

11428

13568

10240

228

Омская ТЭЦ-4

34836

15667

12964

5598

607

Каширская ГРЭС-4

33516

13753

4457

15245

62

Воркутинская ТЭЦ-2

30111

9328

18484

2216

83

Северодвинская ТЭЦ-1

29225

7164

18460

3513

88

Верхнетагильская ГРЭС

28309

10782

8825

8201

501

Рязанская ГРЭС

27253

6679

13636

5627

1310

Серовская ГРЭС

27224

13418

9833

3260

713

Артемовская ТЭЦ

25692

14193

6632

4569

299

Аргаяшская ТЭЦ

24924

12713

8334

3223

654

ТЭЦ-22

24834

1227

6467

17123

17

Южноуральская ГРЭС

24600

1830

18136

2855

1778

Березовская ГРЭС-1

24187

1822

8565

12893

907

Ново-Зиминская ТЭЦ

23533

2495

18816

2194

28

Бийская ТЭЦ-1

23311

2785

9175

3587

7763

Иркутская ТЭЦ-11

21869

4112

15055

2691

11

Читинская ТЭЦ-1

21233

7122

9454

3736

920

Барнаульская ТЭЦ-3

20767

897

10027

9372

471

Усть-Илимская ТЭЦ

20048

9109

7008

3915

17

Харанорская ГРЭС

19037

4349

10948

3620

120

Хабаровская ТЭЦ-3

19012

5354

3939

8281

1439

Иркутская ТЭЦ-1

18573

4344

11940

2286

4

Новосибирская ТЭЦ-3

18309

1196

11075

5751

287

Барнаульская ТЭЦ-2

17616

7626

5571

1960

2459

Южно-Кузбасская ГРЭС

17329

4496

6835

4214

1784

Нерюнгринская ГРЭС

16453

6803

3376

6231

43

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

Название документа: ИТС 38-2017 Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

Номер документа: 38-2017

Вид документа: Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям

Принявший орган: Росстандарт

Статус: Действующий

Дата принятия: 22 декабря 2017

Дата начала действия: 01 июля 2018
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах