/
Текст
А.И.Абрамов, Д.П.Елизаров, А.Н.Ремезов,
А.С.Седлов, Л.С.Стерман, В.В.Шищенко
ПОВЫШЕНИЕ
ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ
ТЭС
Допущено Министерством образования Российской Федерации
в качестве учебного пособия для студентов вузов,
обучающихся по направлению 650800 "Теплоэнергетика",
специальностям 100500 “Тепловые электрические станции"
и 100600 “Технология воды и топлива на тепловых и атомных
электрических станциях"
Москва
ЛЖ Издательство МЭИ
2002
УДК 621 311.22:504.05
ББК 31.37
П42«(
АВТОРЫ: А.И. Абрамов, Д.П. Елизаров, А.Н. Ремезов, А.С. Селлов,
Л.С. Стерман, В.В. Шищенко
Ответственные редакторы: В.П. Глебов (часть I) и В.Н. Воронов (часть 2)
Рецензенты: А.А. Мадоян н кафедра тепловых электрических станций
Ивановского государственного энергетического университета (зав. кафедрой
А.В. Мошкарин)
Повышение экологической безопасности тепловых
П 429 электростанций: Учеб, пособие для вузов / А. И. Абрамов, Д. П. Ели-
заров, А.Н. Ремезов и др.; Под ред. А.С. Седлова. — М.: Издатель-
ство МЭИ, 2001. — 378 с., ил.
ISBN 5-7046-0712-8
Рассмотрены основные направления повышения экологической безопасности
тепловых электростанций (ТЭС), включая вопросы защиты воздушного и водно-
го бассейнов, окружающей ТЭС территории. Определенное внимание уделено
оборудованию, традиционно применяемому на современных ТЭС для защиты ок-
ружающей среды от вредного воздействия ТЭС. Однако основное внимание со-
средоточено на рассмотрении новых и перспективных техники и технологии, на
базе которых можно будет создавать экологически безопасную энергетику. При-
ведены технологические схемы экологически безопасных ТЭС, рассмотрены осо-
бенности, которые накладывают на эти схемы повышенные экологические требо-
вания. Одновременно предложены решения по получению на ТЭС и реализации
отходов в виде сырья или конечных товарных продуктов.
Наряду с техническими и технологическими решениями приведены технико-
экономические оценки и показатели, связанные с реализацией мероприятий, на-
правленных на защиту окружающей среды.
Для студентов, обучающихся по специальностям тепловые электрические
станции и технология воды и топлива на ТЭС и АЭС, а также для инженеров и
магистров, занимающихся разработкой, проектированием и эксплуатацией ТЭС.
ISBN 5-7046-0712-8
УДК 621.311.22:504.05
ББК 31.37
© Авторы, 2001
ПРЕДИСЛОВИЕ
Создание производств с минимальным вредным воздействием на ок-
ружающую среду (экологически безопасных производств), в том числе
электростанций, относится, без сомнения, к числу важнейших научных и
технических задач человеческой деятельности. Только в результате реше-
ния этой задачи можно рассчитывать, что удастся отодвинуть на неопре-
деленный срок проблему глобального загрязнения Земли. Под экологи-
ческой безопасностью тепловых электростанций (ТЭС) в данной книге
понимается состояние защищенности природной среды и жизненно
важных интересов человека от негативного воздействия хозяйственной
деятельности, связанной с производством тепловой и электрической
энергий на ТЭС.
В основу учебного пособия положен курс лекций «Разработка и соз-
дание экологически безопасных ТЭС», прочитанный для студентов спе-
циальностей тепловые электрические станции и технология воды и топ-
лива на ТЭС и АЭС Московского энергетического института (техниче-
ского университета МЭИ(ТУ). Материал книги базируется на курсах лек-
ций, таких как «Экология», «Природоохранные технологии», «Безопас-
ность жизнедеятельности». По этой причине представленный в настоя-
щем учебном пособии материал завершает цикл лекционных курсов по
экологии энергетики, прочитанный на теплоэнергетическом факультете
МЭИ(ТУ).
Авторы надеются, что им удалось отразить последовательность про-
цесса совершенствования природоохранной техники и технологии, вы-
явить особенности и тенденции в изменении технологических схем ТЭС,
которые обусловлены требованиями повышенной экологической безо-
пасности. В частности, авторы хотели обратить внимание на то, что реа-
лизация требований высокой экологической безопасности приведет к не-
обходимости рассмотрения ТЭС в качестве сложного энерготехнологиче-
ского комплекса, где наряду с тепловой и электрической энергии произ-
водится сырье или конечные товарные продукты для смежных отраслей
промышленности. Авторы также обращают внимание читателей на те ре-
альные трудности, с которыми им придется столкнуться при разработке и
эксплуатации экологически безопасных ТЭС.
Работая над учебным пособием, авторы стремились максимально ис-
пользовать научный и практический потенциал, накопленный на ТЭС и в
энергосистемах (особенно ОАО «Мосэнерго»), в ведущих проектно-кон-
структорских и научно-исследовательских институтах, а также опыт, по-
лученный в лабораториях и на кафедрах МЭИ. В книге используются
также разработки и проектные материалы, полученные в процессе реали-
3
зации государственной научно-технической программы «Экологически
чистая энергетика».
В создании учебного пособия принимали участие многие сотрудники
кафедр тепловых электростанций, котельных установок и экологии энер-
гетики, технологии воды и топлива теплоэнергетического факультета
МЭИ(ТУ), а также сотрудники лаборатории «Парогенерирующей техни-
ки и экологии», в недрах которой и родился замысел постановки назван-
ного выше лекционного курса и настоящей книги.
В процессе написания учебного пособия работа между авторами рас-
пределялась следующим образом:
А.И. Абрамов — § 4.5, гл. 5, § 6.1; Д.П. Елизаров — гл. 2, § 8.2, 8.3;
§9.6, 9.7; А.Н. Ремезов — § 4.1-^1.3, § 6.2, п. 6.3.1.; А.С. Седлов —
Предисловие, Введение, § 1.4, гл. 3, § 4.4, 8.1, 8.4, 11.7, 13.1, 13.4,
п. 13.2.1; Л.С. Стерман — § 9.1-—9.5; В.В. Шищенко — гл. 10 (кроме
п. 10.2.7), гл. 11 (кроме § 11.7), гл. 12 (кроме § 12.2), п. 13.2.2—13.2.4,
§ 13.3. Отдельные параграфы написали сотрудники МЭИ(ТУ):
А.В. Аникеев — § 1.1, 1.2; Ю.А. Шкондин — § 1.3; В.Д. Буров и
С.В. Цанев — § 4.6, п. 6.3.2; В.Ф. Жидких — п. 10.2.7, § 12.2; В.Я. Пу-
тилов — § 7.1—7.3; Ю.М. Целыковский — § 7.4.
Авторы выражают благодарность сотрудникам кафедры ТЭС МЭИ
(ТУ) за оказанную помощь в оформлении книги. Замечания и пожелания
по содержанию учебного пособия следует направлять по адресу: 111250,
Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Издательство МЭИ.
Авторы
ВВЕДЕНИЕ
Закончившийся XX в. характеризуется колоссальным ростом потреб-
ления человечеством энергии в различных ее видах. Эта тенденция со-
храняется и в наступившем XXI в.
Основным источником энергии на Земле является Солнце. В предыду-
щие столетия своей истории человечество ограничивалось использовани-
ем возобновляемых источников энергии в виде механической энергии
ветра, напора воды, а для приготовления пищи и обогрева — связанную
химическую энергию Солнца (дрова).
В XX в. этих источников энергии на Земле стало недостаточно для по-
крытия все возрастающих потребностей населения Земли, которое также
стремительно растет. Развились механический транспорт и электропри-
вод. Почти всюду ручной труд был заменен механизированным. Появи-
лись производства, связанные с большим потреблением электрической и
тепловой энергии. Распространились электрическая и газовая сварка ме-
талла, использование кислорода в технологических процессах. Возникло
производство новых материалов и тканей, пластических масс, потребо-
вавшее дополнительного расхода энергии. Увеличилось потребление
электрической энергии в связи с автоматизацией производства и внедре-
нием управляющей и вычислительной техники. Большой расход энергии
связан с космической техникой.
Развитие центрального отопления, горячего водоснабжения, новых
способов отопления и кондиционирования привело к росту потребления
тепловой и электрической энергии. Возросло потребление электроэнер-
гии в быту (наряду с электрическим освещением появились холодильни-
ки, стиральные машины, телевизоры, пылесосы). В результате всего это-
го возник колоссальный рост потребления всех видов энергии в высоко-
развитых странах. Возобновляемых источников энергии явно недостаточ-
но для покрытия этого расхода.
Использование для энергетики ядерной энергии в виде рудных запасов
урана и тория связано с рядом экологических ограничений и особенно —
с проблемой захоронения опасных для жизни радиоактивных отходов.
Получение электроэнергии непосредственно от Солнца связано с
экономическими трудностями, невысокой плотностью потока этой энер-
гии, влиянием погодных условий, временем суток и года, географиче-
ским расположением солнечных электростанций.
Все это заставляет для получения энергии во все возрастающем
масштабе использовать запасы химически связанной энергии ископаемых
топлив (уголь, нефть, природный газ), накопленных Землей за миллионы
лет.
5
Эти запасы ископаемых топлив можно использовать как путем их не-
посредственного сжигания в топках котлов, так и после их переработки в
высококачественное топливо (бензин, керосин, кокс, искуственный газ).
Основным потребителем ископаемых топлив, а также отходов их
переработки является теплоэнергетика.
Использование в теплоэнергетике во все возрастающем объеме иско-
паемых топлив привело к серьезной проблеме, связанной с влиянием
энергетики на окружающую среду и на условия жизни человечества. К
этой проблеме энергетика вплотную приблизилась к концу XX в., и она
становится решающей в XXI в. как для будущего энергетики, так и для
человечества. Если эта проблема не будет решена должным образом, са-
мо существование жизни на Земле станет проблематичным. Одним из
направлений в решении данной проблемы является создание экологи-
чески безопасных тепловых электростанций.
Часть первая
ЗАЩИТА ВОЗДУШНОГО БАССЕЙНА И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ
ТЕРРИТОРИИ ОТ ВРЕДНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
ВЫБРОСОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Глава первая
ЭНЕРГЕТИКА И ОКРУЖАЮЩАЯ СРЕДА
1.1. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
Мы вправе говорить, что энергетики честно выполнили свою истори-
ческую миссию по обеспечению прогресса человеческой цивилизации.
Но существует и все возрастающая ответственность энергетиков перед
обществом, нынешним и будущим поколениями. Ресурсно-технологиче-
ская база энергетики при использовании в хозяйственном обороте пре-
имущественно легкодоступных источников энергии сильно деформиро-
валась и во многом исчерпала свои традиционные возможности. Такой
ресурсопоглощающий тип развития энергетики на протяжении длитель-
ного периода времени в значительной мере способствовал возникно-
вению в обществе проблем экологического, социального и научно-техни-
ческого характера, которые сейчас отражаются на жизни большинства
людей мира. Здесь мы сталкиваемся с противоречием: энергетика — ма-
териальная основа технического прогресса — становится сдерживающим
фактором прогресса человеческой цивилизации.
Выход из этой ситуации может быть следующий: рациональное и сба-
лансированное потребление и охрана всего комплекса природных бо-
гатств, направленные на повышение социально-экономического потен-
циала, качества жизни населения, реализацию прав нынешнего и буду-
щих поколений на пользование природно-ресурсным потенциалом и бла-
гоприятную окружающую среду обитания [1.1].
В 1972 г. состоялась Стокгольмская конференция по окружающей че-
ловека среде — первая всемирная встреча, заложившая основы понима-
ния того, что мировое экономическое развитие должно пойти по иному
пути, перестав активно разрушать природную среду. В 1983 г. Организа-
ция Объединенных Наций (ООН) создала Всемирную комиссию по окру-
жающей среде и развитию. В 1989 г. ООН начала готовить конференцию
по развитию и окружающей среде, чтобы сформулировать принципы дос-
тижения устойчивого развития. Конференция ООН по окружающей среде
и развитию состоялась в Рио-де-Жанейро в 1992 г.
7
В результате встречи в Рио-де-Жанейро были заключены два между-
народных соглашения: Рамочная конвенция Организации Объединенных
Наций об изменении климата; Конвенция о биологическом разнообразии;
приняты два заявления о принципах: Декларация Рио по окружающей
среде и развитию; Заявление о принципах, касающихся управления, за-
щиты и устойчивого развития всех видов лесов, жизненно необходимых
для обеспечения экономического развития и сохранения всех форм жиз-
ни. Был разработан план основных действий в целях всемирного устой-
чивого развития под названием «Повестка дня на XXI век».
Россия вместе со многими другими странами мира (более ста) подпи-
сала программные документы, которые должны определить во всех стра-
нах мира согласованную политику по обеспечению устойчивого развития
и сохранению биосферы Земли. В документе «Повестка дня на XXI век»,
принятом Конференцией, отмечено, что правительства должны утвер-
дить национальную стратегию устойчивого развития. Целями этой стра-
тегии должны стать ответственное экономическое развитие и одновре-
менная защита окружающей среды в интересах будущих поколений.
Стратегию устойчивого развития нужно разрабатывать с широчайшим
участием всех групп населения и опираться на тщательную оценку ны-
нешней ситуации и всех инициатив.
В «Концепции перехода Российской Федерации к устойчивому разви-
тию», утвержденной указом Президента Российской Федерации в 1996 г.,
отмечается, что устойчивое развитие — объективное требование време-
ни. При этом под устойчивым развитием понимается такое развитие
общества, при котором воздействие на окружающую среду остается в
пределах «хозяйственной емкости биосферы» и при котором не разру-
шается природная основа для воспроизводства жизни человека.
Экологические проблемы все больше становятся определяющими в
подходах к путям дальнейшего развития общества, поскольку деятель-
ность человека, особенно техногенная, уже стала опасной для Земли и
может вызвать непредсказуемую реакцию природы. Рамочная Конвенция
ООН об изменении климата, заключенная в Рио-де-Жанейро, вступила в
силу 21 марта 1994 г. На 1 сентября 1999 г. участниками Конвенции явля-
лись 166 государств, в 151 из которых Конвенция была ратифицирована.
В Российской Федерации Федеральный закон «О ратификации
рамочной Конвенции ООН об изменении климата» был принят Госду-
мой 14 октября 1994 г., одобрен Советом Федерации 25.10.94 г., подписан
Президентом РФ 04.11.94 г. Согласно этой Конвенции, Российская Феде-
рация взяла на себя обязательства не превышать выбросы парниковых га-
зов относительно базового (1990 г.) уровня и представлять данные еже-
годной инвентаризации выбросов в Секретариат Конвенции.
В г. Киото (Япония, декабрь 1997 г.) были достигнуты соглашения о
количественных показателях сокращения выбросов парниковых газов.
Киотский протокол содержит дифференцированные обязательства госу-
дарств по сокращению выбросов парниковых газов в 2008 — 2012 гг.
8
700
Рис. 1.1. Прогноз мирового энергопотребления в условном исчислении
— прогноз до заключения Киотских соглашений; □ — прогноз после заключения
Киотских соглашений
После Киотских соглашений существенно пересматриваются прогно-
зы возможного снижения объемов мирового энергопотребления. На
рис. 1.1 [1.1] приведен прогноз мирового энергопотребления до и после
Киотских соглашений.
Необходимая материальная основа развития любого общества -— это
природные ресурсы. Россия в достаточной степени обеспечена топливно-
энергетическими ресурсами. По данным [1.2] доли России в мировых за-
пасах составляют: нефти — 4,6 %, природного газа — 32,9 %, угля —
15,9%.
Вместе с тем особенностью экономики России является более низкий
по сравнению с индустриально развитыми странами уровень производст-
ва валового внутреннего продукта (ВВП) на душу населения при его бо-
лее высокой энергоемкости. Поэтому для России большое значение име-
ет энергосбережение. Потенциал энергосбережения России оценивается
40 % современного энергопотребления, что свидетельствует о возможно-
сти существенного снижения расхода топлива, затрат на его добычу,
транспорт, переработку с одновременным снижением загрязнения окру-
жающей среды [1.1].
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России — основа экономи-
ки страны. Подъем экономики страны без развития отраслей ТЭК невоз-
можен, и проблемы развития экономики — это проблемы развития ТЭК.
Решать экономические проблемы страны жизненно необходимо, не забы-
вая при этом решать и экологические вопросы, так как ТЭК также являет-
ся и основным источником экологического загрязнения.
9
В России до 70 % теплового загрязнения окружающей среды и около
50 % всех вредных выбросов в настоящее время приходится на долю
ТЭК.
Разработанная по заданию Правительства РФ «Энергетическая стра-
тегия России на период до 2020 года» (Постановление Правительства РФ
№ 39 от 23.11.2000 г.) определяет пути более эффективного использова-
ния природных энергетических ресурсов как важнейшего национального
достояния страны для существенного повышения производимого соци-
ально ориентированного ВВП и качества жизни населения при снижении
удельных энергетических и, как следствие, материальных затрат общест-
ва на свое развитие.
В программе «Энергетическая стратегия России» (ЭС) планируется
относительное снижение выбросов в окружающую среду от энергетиче-
ской деятельности при почти трехкратном увеличении валового внутрен-
него продукта. Планируемое абсолютное воздействие на окружающую
природную среду представлено в табл. 1.1 и 1.2 [1.3].
Исходя из предпосылки уменьшения возможного воздействия на окру-
жающую природную среду, рост ВВП в данной ЭС планируется обеспе-
чить не только за счет ввода новых энергомощностей, но и за счет энерго-
сбережения (что позволит сэкономить не только энергоресурсы, но и
очень важный природный ресурс — кислород воздуха). Балансы электро-
энергии по Единой энергетической системе (ЕЭС) и Объединенным
энергетическим системам (ОЭС) и отдельным регионам России в рассмат-
риваемом варианте ЭС сформированы с учетом следующих расчетных
условий [1.1]:
выработка электроэнергии по гидроэлектростанциям принята с учетом
средних значений за многолетний период;
выработка энергии на атомных электростанциях определена при их
базисной и эффективной работе с годовым числом часов работы пример-
но 6500 ч, за исключением периода 2000 г., когда АЭС в ОЭС Северо-За-
пада и ОЭС Поволжья работали с пониженным числом часов использова-
ния мощности (5900 ч) из-за значительных избытков мощности и элек-
троэнергии;
для повышения экономичности работы теплофикационного оборудо-
вания ЕЭС России предусмотрено значительное снижение конденсацион-
ной выработки на ТЭЦ;
основной прирост выработки электроэнергии будет осуществлен теп-
ловыми электростанциями и главным образом на новом экономичном
оборудовании — на парогазовых ТЭС. В целом по ЕЭС России баланс
электроэнергии обеспечивается при росте числа часов использования
располагаемой мощности (табл. 1.3) и соответствующей структуре выра-
ботки электроэнергии (табл. 1.4) — при стабильно высокой доле ТЭС
(более 2/3 всей выработки электроэнергии). Основное направление выра-
ботки электроэнергии в восточных районах страны связано с окончанием
уже начатых строительством ГЭС, в том числе Бурейской, Богучанской и
Усть-Среднекамской.
10
Таблица 1.1. Загрязнение воздушного бассейна, тыс. т
Загрязняющее вещество 1995 г. 2000 г. 2010 г. 2020 г.
Нефтедобыча
sot 18,9 22,8 25 27
СО 438,2 531 566 620
NO* 16,5 20 21,8 24
Метан 689,3 485 517 566
ЛОС* 207,5 199 212 232
Твердые вещества 30,1 69 63 69
Газовая промышленность
so, 40,0 47 55 58
СО 552,0 556 650 687
NO, 205,2 152 177,6 188
Метан 1646,0 1721 2016 2125
ЛОС 4,2 4 4,6 4,9
Твердые вещества 6,5 5,8 6,8 7
Угольная промышленность
so. . 49,7 27 32 43
СО 64,4 45 54 72
NO, 16,3 12 14,3 19
Метан 403,4 354 421 569
ЛОС 0,2 33 39 53
Твердые вещества 86,4 66 79 106,1
Нефтепереработка
SO, 158,6 137 150 156
СО 58,9 51 56 58
NO, 20,7 21,5 23 25
Метан 209,2 18,5 20 22
ЛОС 440,7 474 524 547
Твердые вещества 10,8 9,5 10 11
Электроэнергетика
SO, 2134,0 1959 2586 3698
СО 248,0 256 339 484
NO, 1136,8 1100 1452 2077
Метан 4,0 6 8 11
ЛОС 0,9 1,2 2 3
Твердые вещества 1453,1 1314 1734 2479
*ЛОС — легкие органические соединения.
И
Таблица 1.2. Водопользование по отраслям, млн м3
Показатель 1995 г. 2000 г. 2010 г. 2020 г.
Нефтедобыча
Использовано воды, всего 778,5 605 645 706
Объем оборотной и повторно-последовательно ис- пользуемой воды 1268,5 1154 1231 1346
Водоотведение в поверхностные водоемы, всего 38,7 17,2 18,4 20,5
в том числе:
нормативно очищенных 6,6 6,4 6,8 7,5
загрязненных сточных вод 31,1 10,8 11,5 13
Газовая промышленность
Использовано воды, всего 229 263 307 324
Объем оборотной и повторно-последовательно ис- пользуемой воды 861,1 758 894 942
Водоотведение в поверхностные водоемы, всего 67,5 75 88 93
в том числе:
нормативно очищенных 17,0 18,2 21 22
загрязненных сточных вод 25,2 3,4 4 4,2
Угольная промышленность
Использовано воды, всего 271,9 182 217 293
Объем оборотной и повторно-последовательно ис- 560,4 539 642 866
пользуемой воды
Водоотведение в поверхностные водоемы, всего 952,3 618 736 993
в том числе:
нормативно очищенных 109,8 68 81 109
загрязненных сточных вод 740,2 480 571 771
Нефтепереработка
Использовано воды, всего 203,5 195 212 221
Объем оборотной и повторно-последовательно ис- пользуемой воды 3234,0 2659 2897 3025
Водоотведение в поверхностные водоемы, всего 449,8 433 772 492
в том числе:
нормативно очищенных 132,4 243 265 276
загрязненных сточных вод 317,4 190 207 216
Электроэнергетика
Использовано воды, всего 28 426 30 338 40 052 57 266
Объем оборотной и повторно-последовательно ис- пользуемой воды 69 446 75 249 99 348 142 043
Водоотведение в поверхностные водоемы, всего 24 956 26 823 35 465 50 707
в том числе:
нормативно очищенных 174,4 157 208 297
загрязненных сточных вод 1090 1560 2060 2945
12
Таблица 1.3. Число часов использования мощностей, ч
Вид электростанции* 2000 г. 2005 г. 2010 г. 2015 г.
АЭС 6000 6500 6500 6500
КЭС 4300 5100 5400 5100
ПГУ 4700 4700 6000 6300
ГТУ 400 600 800 800
ТЭЦ 4400 4700 4800 4600
*АЭС — атомная электрическая станция; КЭС •— конденсационная электрическая
станция; ПГУ — парогазовая установка; ГТУ — газотурбинная установка; ТЭЦ — тепло-
электроцентраль.
Таблица 1.4. Структура выработки электроэнергии* за период 1998—2015 гг.,
млрд кВт•ч
Вид электростанции 1998 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г. 2015 г.
млрд кВт • ч % млрд кВтч %
ГЭС 159,5 19,5 167,3 168,6 179,4 197,4 15,1
АЭС 103,6 12,7 125,0 147,3 175,0 226,3 17,3
ТЭС 555,3 67,8 558,2 642,0 761,8 884,2 67,6
Всего 818,4 100 850,5 957,9 1116,2 1307,9 100
* При централизованном производстве электроэнергии.
Таблица 1.5. Объемы демонтажа и модернизации оборудования электростанций
за период 1999—2015 гг.
Вид электростанции 1999—2005 гг. 2006—2010 гг. 2011—2015 гг. Всего
Демонтаж, МВт
Всего по России 15 074 8847 27 313 51 234
В том числе:
ГЭС 2140 1030 345 3515
АЭС (с продлением ресурса на 10 лет) — — 3750 3750
ТЭС 12 934 7817 23 218 43 969
Модернизация, МВт
Всего по России 35 750 20 052 22 028 77 830
В том числе:
ГЭС 4691 3429 4500 12 620
АЭС 7000 — — 7000
ТЭС 24 059 16 623 17 528 58 210
С учетом принятых объемов демонтажа и модернизации оборудования
(табл. 1.5) общая потребность во вводе энергомощностей в период
2000—2015 гг. составит 112 млн кВт или 54 % мощностей действующих
сегодня электростанций (206,9 млн кВт).
13
Таблица 1.6. Необходимый ввод мощности новых и замещающих электростанций
по России в целом на период с 1999 до 2015 г., млн кВт
Изменение баланса мощности 1999—2005 гг. 2006—2010 гг. 2011—2015 гг. 1999—2015 гг.
Прирост необходимой мощности -1,4 22,9 39,3 60,8
Мощность демонтируемо- го оборудования 15,1 8,8 27,3 51,2
Ввод необходимой мощности 13,7 31,7 66,6 112,0
Таблица 1.7. Структура ввода энергомощностей, МВт
Энергопроизводитель 2000 г. 2001— 2005 гг. 2006- го югг. 2011 — 2015 гг. Всего за 2000— 2015 гг.
абсолют %
Всего ввод энергомощно- стей* В том числе: 1403 15717 29 776 66 148 113 044 100
ГЭС + ГАЭС" 378 2647 3761 3953 10 739 9,5
АЭС — 2800 3445 11 673 17 918 15,8
ТЭС (всего) 1011 10 161 22 485 50 412 84 069 74,4
В том числе КЭС: — 4220 10 605 18 465 33 290 29,5
ГТУ КЭС 12 367 245 532 1156 1,0
ПГУ КЭС — — 3990 10 620 14 610 12,9
В том числе ТЭЦ: 999 5574 7645 20 795 35 013 31,0
ГТУ ТЭЦ 166 133 909 1663 2871 2,5
ПГУ ТЭЦ — 755 2565 5103 8423 7,4
Прочие (ветроэлектро- станции, дизельные и др.) 14 109 85 110 318 0,3
* С учетом дискретности мощности агрегатов.
“ Гидроаккумулирующие электростанции.
Необходимый ввод энергомощностей представлен в табл. 1.6, а его
структура — в табл. 1.7. Намечаемая структура энергомощностей в боль-
шой мере, а до 2010 г. практически полностью, определена объектами, с
уже начатым строительством.
В перспективе в общей структуре мощностей в результате ввода но-
вых электростанций несколько уменьшается доля ГЭС и увеличивается
доля АЭС.
Определяющим является масштабный ввод ГТУ (4 млн кВт) и особен-
но высокоэкономичных ПГУ мощностью 23 млн кВт, что обеспечивает
около 27 % мощности всех вводимых тепловых электростанций. Около
14
Таблица 1.8. Структура установленной мощности электростанций России
с 1998 но 2015 г.
1998 г. (отчет) 2005 Г. 2010 Г. 2015 г.
Энергопро- изводитель МЛН кВт % Доля, %, мощно- сти всех ТЭС МЛН кВт % Доля, %, мощ- ности МЛН кВт % Доля, %, мощ- ности млн кВт % Доля, %, мощ- ности
всех ТЭС всех ТЭС всех ТЭС
Всего по России В том числе: 206,9 100 210,2 100 231,2 100 270,4 100
ГЭС, ГАЭС 44,1 21,3 45,6 21,7 48,3 20,9 52,2 19,3
АЭС 21,3 10,3 24,1 11,5 27,5 11,9 35,5 13,1
ТЭС (всего) 141,5 68,4 100 140,4 66,8 100 155,2 67,1 100 182,4 67 Д 100
КЭС, 64 30,9 45,2 61,2 29,1 43,6 67,6 29,2 43,6 74,1 27,4 40,6
в том числе;
ПГУ 0,2 0,1 0,1 0,2 0,1 0,1 4,2 1,8 2,7 14,6 5,4 8,0
ГТУ 1,6 0,8 1,1 1,6 0,8 1,1 1,7 0,7 1,1 2,1 0,8 1,2
ТЭЦ 75,7 36,6 53,6 77,4 36,8 55,2 81,7 35,3 52,6 91,6 33,9 50,2
из них:
ПГУ, ГТУ 1,2 0,6 4,6 2,0 11,4 4,2
Нетрадици- онные спо- собы полу- чения элек- троэнергии 0,1 0,0 0,2 0,1 0,3 0,1
57 % общей вводимой мощности ПГУ и ГТУ идет на замену демонтируе-
мых или реконструируемых энергомощностей, 2/з вводимых ПГУ прихо-
дится на последнее пятилетие рассматриваемого периода.
С учетом ввода новых мощностей перспективная структура установ-
ленной мощности электростанций представлена в табл. 1.8.
Газ как экологически наиболее чистое топливо в этой связи получает
дополнительные преимущества, ибо замена каждой тонны твердого топ-
лива газом позволяет на 30 % снизить выбросы СО2. Тенденция мировой
энергетики — использование газа в производстве и потреблении. Но в то
же время и по ресурсным условиям, и по соображениям энергетической
безопасности доля газа в долгосрочной перспективе не может превышать
в целом по стране половину всего энергопотребления.
Нефть и уголь по-прежнему сохраняют свои позиции в энергетиче-
ском балансе России и ее регионов, поэтому форсированный перевод то-
пливоснабжения потребителей и особенно тепловых электростанций на
газ стратегически неоправдан.
15
1.2. ВОЗДЕЙСТВИЕ ТЭС НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
Одним из основных источников экологически негативного воздей-
ствия на окружающую природную среду являются предприятия ТЭК.
Из отраслей ТЭК наибольшее воздействие оказывает энергетика. Тепло-
вые электростанции — основной источник загрязнения природы в энер-
гетике. Для разработки предложений по эффективному снижению нега-
тивного воздействия теплоэнергетики на окружающую природную среду
необходимо знать, что же является источником этого негативного воз-
действия?
Рабочая масса органического топлива состоит из углерода, водорода,
кислорода, азота, серы, влаги и золы. В результате полного сгорания топ-
лива образуются углекислый газ, водяные пары, оксиды серы (сернистый
газ, серный ангидрид) и зола. Из перечисленных составляющих к числу
токсичных относятся оксиды серы и зола. При высоких температурах в
ядре факела топочных камер котлов большой мощности происходит час-
тичное окисление азота воздуха и топлива с образованием оксидов азота
(оксид и диоксид азота).
При неполном сгорании топлива в топках могут образовываться также
оксид углерода СО, углеводороды СН4, С2Н4 и др., а также канцероген-
ные вещества. Продукты неполного сгорания весьма вредны, однако при
современной технике сжигания их образование можно исключить или
свести к минимуму.
Наибольшую зольность имеют горючие сланцы и бурые угли, а также
некоторые сорта каменных углей (например, экибастузские). Жидкое то-
пливо имеет небольшую зольность; природный газ является беззольным
топливом. Современные золоуловители благодаря высокой степени улав-
ливания золы позволяют значительно снизить выбросы золы и довести
их до весьма малых значений.
В последнее время для снижения выбросов оксидов азота разработаны
и реализованы проекты низкотемпературного сжигания твердого топли-
ва. Одной из особенностей низкотемпературного сжигания топлива явля-
ется возможное образование диоксинов.
В последнее время серьезное внимание привлекла проблема изучения
канцерогенных веществ, образующихся при неполном сгорании топлива.
По своей распространенности и интенсивности воздействия из многих
химических веществ этого типа наибольшее значение имеют полицикли-
ческие ароматические углеводороды (ПАУ) и наиболее активный из них
— бенз(а)пирен. Максимальное количество бенз(а)пирена образуется при
температуре 700—800 °C в условиях нехватки воздуха для полного сгора-
ния топлива.
Выбрасываемые в атмосферу из дымовых труб электростанций ток-
сичные вещества оказывают вредное воздействие на весь комплекс жи-
вой природы, названный академиком В.И. Вернадским биосферой. Био-
16
сфера включает в себя прилегающий к поверхности Земли слой атмосфе-
ры, верхний слой почвы и верхние слои водных поверхностей.
В атмосферу попадают выбросы не только ТЭС, но и других промыш-
ленных предприятий, а также моторизированного транспорта и прочих
источников загрязнения, связанных с деятельностью человека. Все эти
выбросы можно назвать антропогенными в отличие от естественных,
природных выбросов тех или иных веществ.
Естественное поступление в атмосферу некоторых загрязнителей по
масштабам хотя и превосходит промышленное, все же именно промыш-
ленное имеет большое значение, так как создает загрязнение атмосферно-
го воздуха в районах с высокой концентрацией населения. Следует под-
черкнуть тот факт, что промышленное загрязнение атмосферы на едини-
цу площади Земли (в основном для населенных мест), как правило, пре-
восходит загрязнение природными примесями.
Воздействие выбросов можно рассматривать в двух аспектах — для
того или иного участка поверхности Земли в тот или иной отрезок вре-
мени (локальное воздействие) или общее воздействие на биосферу с уче-
том нарастающих темпов развития промышленности (глобальное воз-
действие).
Рассмотрим сначала вопросы, относящиеся к локальному вредному
воздействию ТЭС на окружающий район, который при высоких дымовых
трубах оценивается как круг диаметром 20—50 км. Токсичные вещества,
содержащиеся в дымовых газах, воздействуют на растения, животный
мир и людей, а также на строительные конструкции, здания и со-
оружения.
Наиболее чувствительны к воздействию SO2 растения. Токсичное воз-
действие SO2 связано с повреждением поверхности листьев или хвои из-
за разрушения содержащегося в них хлорофилла. Лиственные растения,
ежегодно сбрасывающие листву, менее подвержены действию SO2. Хвой-
ные растения, наоборот, сильнее подвержены влиянию токсических
примесей.
Проведенные исследования влияния содержания SO2 в атмосферном
воздухе на состояние хвойных деревьев показали, что при концентрации
сернистого газа в воздухе от 0,23 до 0,32 мг/м3 происходит нарушение
фотосинтеза и дыхания хвои, что вызывает усыхание, например сосны за
2—3 года. При содержании сернистого газа в воздухе от 0,08 до 0,23мг/м3
происходит уменьшение интенсивности фотосинтеза без уменьшения
интенсивности дыхания хвои, что приводит к медленному усыханию де-
ревьев. Изменения в ассимиляции лиственных деревьев начинают ощу-
щаться при концентрации SO2 более 0,5—1 мг/м3 [1.1].
Что касается неблагоприятного влияния атмосферных загрязнений на
людей, то наиболее подробно изучено влияние взвешенных веществ и ди-
оксида серы.
Одно из возможных отрицательных воздействий атмосферных загряз-
нений на людей связано с образованием так называемых токсических ту-
17
манов, возникающих при резком возрастании концентрации атмосфер-
ных загрязнений и неблагоприятных метеорологических условиях.
Действие токсических веществ, загрязняющих атмосферу может
вызвать хронические неспецифические заболевания. Среди этих заболе-
ваний существенное значение приобретают атеросклероз и связанные с
ним коронарные и дегенеративные заболевания сердца, хронический
бронхит, эмфизема, бронхиальная астма и пр. Во многих исследованиях
присутствует так называемый «городской градиент» при относительно
низких показателях заболеваемости сельского населения. Выполненные
исследования позволили установить, что основное влияние на рост забо-
леваний в городах оказывают такие факторы, как плотность населения и
загрязнение внешней среды, в частности атмосферного воздуха [1.1].
Комитет экспертов Всемирной организации здравоохранения (ВОЗ) на
основе проведенных исследований установил взаимосвязь между уров-
нем загрязнений атмосферного воздуха и их воздействием на людей [1.1].
Если среднегодовая концентрация SO2 или взвешенных частиц в атмо-
сферном воздухе составляет 0,08—0,10 мг/м3, то ухудшается видимость,
возникает дискомфорт, появляются симптомы ухудшения дыхания; если
концентрация SO2 или взвешенных частиц в течение суток составляет
0,25—0,5 мг/м3, то ухудшается состояние пациентов с легочными заболе-
ваниями, повышаются обращаемость людей в больницу, их смертность.
В качестве загрязнителей в окружающую среду поступают также раз-
личные оксиды азота. Будучи токсичными для человека, они обладают
резко выраженным раздражающим действием, особенно на слизистую
оболочку глаза. Оксиды азота плохо растворимы в жидких средах, в свя-
зи с чем они способны глубоко проникать в легкие, вызывая повреждения
альвеолярного эпителия и бронхов. Экспериментальные данные и натур-
ные наблюдения свидетельствуют о высокой биологической активности
оксидов азота.
Исследования, выполненные в различных странах, показали, что в
загрязненных оксидами азота районах у людей снижаются дыхательные
функции, повышается количество респираторных заболеваний, обнаружи-
ваются изменения в периферической крови (появление метгемоглобина).
Диоксид азота при концентрации 4—6 мг/м3 вызывает острое повреж-
дение растений. Длительное воздействие NO2 при концентрации около
2 мг/м3 приводит к хлорозу растений. Более низкие концентрации, не вы-
зывая видимого вреда, способны вызвать снижение их роста [1.1].
Оксиды азота, поглощая естественную радиацию как в ультрафиолето-
вой, так и в видимой части спектра, снижают прозрачность атмосферы и
способствуют образованию фотохимического тумана — смога.
Атмосферные загрязнения и природные примеси подвергаются слож-
ным процессам превращения, взаимодействия, вымывания и т. п. Эти
процессы различны для взвешенных частиц и газообразных примесей.
Время нахождения («жизни») взвешенных частиц в атмосфере зависит от
их физико-химических свойств, метеорологических параметров и некото-
18
рых других факторов, прежде всего от высоты выброса частиц в атмосфе-
ру и их размеров.
Вопрос о времени «жизни» и превращениях газообразных загрязнений
атмосферы мало изучен. Срок «жизни» в атмосфере сернистого газа по
данным разных авторов варьируется от нескольких часов до полутора и
даже нескольких суток.
Проведенные исследования показали, что сернистый газ SO2 посте-
пенно окисляется в SO3, который, взаимодействуя с влагой воздуха, об-
разует серную кислоту. На скорость процесса окисления влияют солнеч-
ный свет и мельчайшие частицы пыли, каталитически ускоряющие про-
цесс окисления. Наиболее активно процесс превращения SO2 в SO3 идет
при наличии излучения с длиной волны 220—250 нм.
На процесс окисления влияет также влажность воздуха. Так, исследо-
ваниями было установлено, что если содержание аэрозоля серной кисло-
ты в сернистом газе при влажности до 60 % составляет в среднем 7,8 %,
то при влажности выше 81 % оно возрастает до 31 %.
Известно, что большинство реакций газообразных загрязнений в атмо-
сфере связано с термо- или фотоокислением. В верхних слоях атмосферы
на высоте более 30 км от земной поверхности, где фотохимические реак-
ции протекают при участии солнечного излучения с длиной волны менее
290 нм, происходит полный распад как органических, так и неорганиче-
ских веществ, попавших из биосферы. Сложные молекулы распадаются,
возвращаясь в приземный слой в виде углекислого газа, воды, кислорода,
азота и пр.
Реакция диссоциации NO2 дает толчок к множеству вторичных реак-
ций, появлению свободных радикалов, образованию озона, полимериза-
ции. Кроме того, на протекание этих реакций оказывает влияние окисле-
ние углеводородов, в ходе которого образуются вещества с карбониль-
ной группой (альдегиды, кетоны). Конечными продуктами фотохимиче-
ского разложения являются оксид и диоксид углерода, а также органиче-
ские аэрозоли. Совместное окисление углеводородов и оксидов азота
приводит к образованию продуктов, которые в результате дальнейших
реакций дают пероксиацилнитраты (ПАН), имеющие сильное токсиче-
ское действие. Вещества группы ПАН обнаруживаются в городском воз-
духе во время токсических туманов.
С высокой скоростью протекают и вторичные фотохимические реак-
ции: взаимодействие молекулярного кислорода и оксида азота NO с ато-
марным кислородом (при этом получаются озон и диоксид азота), а так-
же взаимодействие диоксида азота с озоном, в результате чего образуют-
ся нитраты. Фотохимические реакции с диоксидом азота происходят по
стадиям. В результате этих реакций происходит непрерывное образова-
ние озона, который, в свою очередь, взаимодействуя с оксидом азота, да-
ет снова диоксид азота, поэтому количество NO2 в продуктах сгорания
ТЭС увеличивается по мере движения дымового факела в атмосфере до
70 % в зоне максимальных концентраций, тогда как на выходе из ды-
19
мовых труб диоксид азота составляет 10—15 % всех оксидов азота,
содержащихся в дымовых газах, а остальные 85-—90 % — в основном ок-
сид азота.
Необходимо подчеркнуть, что это приводит к усилению отрицательно-
го воздействия продуктов сгорания на природу и живые организмы, так
как диоксид азота более токсичен (примерно в 3—3,5 раза), чем оксид
азота. В настоящее время установлено, что основной причиной фотохи-
мических превращений в приземном слое атмосферы городов является
высокая степень загрязнения воздуха органическими веществами (пре-
имущественно нефтяного происхождения) и оксидами азота, образующи-
мися в процессе высокотемпературного горения.
Условиями, способствующими образованию фотохимического тумана
при высоком уровне загрязнения атмосферного воздуха реактивными ор-
ганическими соединениями и оксидами азота, являются обилие солнеч-
ной радиации, температурные инверсии и малая скорость ветра.
Таким образом, вредные примеси в выбросах ТЭС — пыль, оксиды се-
ры и азота, воздействуя на биосферу района расположения электростан-
ции, подвергаются различным превращениям и взаимодействиям, а также
осаждаются, вымываются атмосферными осадками, поступают в почву и
водоемы.
Проявляется ли их воздействие в глобальном масштабе? Влияют ли
они на круговорот веществ в природе? Прежде всего надо иметь в виду,
что выбрасываемые в результате деятельности человека вещества не яв-
ляются инородными для окружающей природы и участвуют в круговоро-
те веществ между атмосферой, литосферой и гидросферой.
Так, в атмосфере Земли содержится около 2000 млрд т углерода в фор-
ме СО2, причем около 135 млрд т/год находится в состоянии непрерывно-
го круговорота между атмосферой, сушей и морем. Таким образом, об-
щие выделения СО2 от сжигания всех видов топлива планеты на уровне
дыхания (т.е. на высоте 1,5—2 м), составляющие в настоящее время при-
мерно 15 млрд т, имеют существенное, но не основное значение в общем
природном кругообороте углерода [1.1].
Количество пыли, поступающей ежегодно в атмосферу в результате
естественных процессов, составляет около 1000 млн т, в результате ан-
тропогенных процессов — около 100—200 млн т. Из-за естественных
процессов в атмосферу поступает около 1000 млн т азота в виде соедине-
ний N2O и NH3; из-за антропогенных — около 60—70 млн т. Только по
сере естественные и антропогенные поступления близки между собой и
находятся на уровне 100—150 млн т/год [1.1].
В свободной атмосфере практически не наблюдается накопления пы-
ли, оксидов серы и азота в ощутимых размерах. Самые точные приборы
позволяют обнаружить концентрации серы в воздухе в отдалении от ис-
точников выброса в сотни раз меньше допустимых концентраций. Это
объясняется также тем, что время нахождения в атмосфере большинства
загрязняющих компонентов не превышает нескольких суток.
20
За последнее столетие выявлено заметное возрастание лишь содержа-
ния СО2 в атмосфере (от 0,029 до 0,032 %), что не оказывает влияния на
людей и животный мир, но при дальнейшем росте может оказать опреде-
ленное воздействие на климат планеты.
Ощутимого изменения концентрации кислорода в атмосфере из-за ан-
тропогенных процессов в настоящее время практически не наблюдается.
Уменьшение концентрации кислорода связано с увеличением концентра-
ции углекислоты, однако ее концентрация по сравнению с кислородом
отличается на три порядка (0,03 % против 21 %), и потому изменение
концентрации СО2 пока практически не отражается на концентрации О2 в
атмосфере. Предполагается, что снижение концентрации кислорода даже
на несколько процентов не приведет к каким-либо вредным последстви-
ям для биосферы.
Далее рассмотрим влияние загрязнителей на водоемы и водотоки
[1.1]. Водоемы и водотоки представляют собой сложные экологические
системы (экосистемы) существования биоценоза (сообщества живых ор-
ганизмов — животных и растений) в биотопе (в окружающей неживой
природе — рельеф дна водоема, температура и состав примесей в воде).
Водоемы не только служат сборниками воды, в которых показатели каче-
ства вод усредняются, но в них непрерывно протекают процессы измене-
ния состава примесей — приближение к равновесию, которое может
быть нарушено по многим причинам, но особенно в результате сброса в
водоем загрязненных (сточных) вод.
Внешние водоемы как экосистемы усваивают извне часть солнечной
энергии (в виде теплоты и света), в них поступают из атмосферы газ, во-
ды, а также минеральные и органические вещества. Вместе с тем, экоси-
стемы выделяют теплоту, газы (в основном кислород), органические и
минеральные вещества, переносимые водой. В одном и том же водоеме
может существовать одновременно несколько экосистем, каждая из кото-
рых имеет свой биоценоз и биотоп.
В водоемах имеются два наиболее различающихся между собой био-
топа: пелагиалъ (толща воды) и бенталь (дно). В соответствии с этим вы-
деляются обитатели этих биотопов: пелагос — обитатели толщи воды и
бентос — обитатели дна.
В свою очередь, пелагос подразделяется на планктон (организмы, не
способные противостоять течению воды) и нектон (достаточно крупные
организмы, способные противостоять течению воды).
Живые организмы, населяющие водоемы (гидробионты), тесно связа-
ны между собой условиями жизни и прежде всего ресурсами питания,
имеющимися в водоемах, они находятся в антагонистических (борьба за
пищу), симбиотических (взаимовыгодность совместного существования)
и метабиотических (взаимосвязь отдельных организмов) отношениях.
Гидробионты (особенно бентос и планктон) играют основную роль в
процессе самоочищения водоемов. Часть гидробионтов (обычно расте-
ния) синтезирует органические вещества, используя при этом неоргани-
ческие соединения из окружающей среды, такие как СО2, NH3, CN2 и др.
21
Другие гидробионты (обычно животные) усваивают готовые органи-
ческие вещества. Водоросли также минерализуют органические вещест-
ва, при этом в процессах фотосинтеза они выделяют кислород, основная
часть которого поступает в водоем путем аэрации при контакте поверх-
ности воды с воздухом.
Микроорганизмы (бактерии) интенсифицируют процесс минерализа-
ции органических соединений при окислении их кислородом.
Отклонение экосистемы от равновесного состояния, вызванное, в ча-
стности, сбросом сточных вод, может привести к отравлению (а часто и к
гибели) определенного вида (популяции) гидробионтов, которое затем
приводит к цепной реакции угнетения всего биоценоза. Отклонение от
равновесного состояния интенсифицирует в водоеме процессы, приводя-
щие его в оптимальное состояние — процессы самоочищения водоема.
Важнейшие из этих процессов следующие:
осаждение грубодисперсных и коагуляция коллоидных примесей;
окисление (минерализация) органических примесей;
окисление минеральных примесей кислородом;
нейтрализация кислот и оснований за счет буферной емкости воды во-
доема (щелочности), приводящая к изменению ее pH;
гидролиз ионов тяжелых металлов, приводящий к образованию их ма-
лорастворимых гидроксидов и выделению их из воды;
установление углекислотного равновесия (стабилизация) в воде, со-
провождающееся или выделением твердой фазы (СаСО3), или переходом
части ее в воду.
Процессы самоочищения водоемов зависят от гидробиологической и
гидрохимической обстановки в них. Основными факторами, существенно
влияющими на состояние водоемов, являются температура воды, минера-
логический состав примесей, концентрация кислорода, pH воды, концен-
трации вредных примесей, затрудняющих процессы самоочищения во-
доемов или препятствующих их протеканию.
Особенно важное значение в процессах самоочищения имеет кисло-
родный режим водоемов. При большом сбросе органических веществ в
водоеме наступает дефицит кислорода, при котором значительно нару-
шается биоценоз, происходят накопление и загнивание органических ве-
ществ (анаэробные процессы), вызывающие серьезное ухудшение качест-
ва воды.
Действие ядовитых (токсичных) соединений на гидробионты проявля-
ется в зависимости от их концентрации. При больших концентрациях
ядовитых соединений наступает гибель гидробионтов, при малых — из-
меняются обмен веществ, темп развития, мутагенез (наследственные
признаки), потеря способности к размножению и др. Так как отдельные
популяции (например, зоопланктон) очень чувствительны к токсичным
веществам, то уже небольшие концентрации последних вызывают гибель
отдельных популяций, что влияет на биоценоз в целом.
Наиболее благоприятен для гидробионтов показатель воды pH = 6,5 -
8,5. Однако показатель pH в водоемах нельзя считать постоянной величи-
22
ной, так как его значение колеблется в течение суток — ночью вода на-
сыщается СО2 и pH понижается и, наоборот, днем СО2 потребляется при
фотосинтезе и pH повышается.
Температура оказывает мощное воздействие на биоценоз в водоеме.
С одной стороны, она прямо влияет на скорость протекания химических
реакций, с другой — на скорость восстановления дефицита кислорода.
При повышении температуры ускоряются процессы размножения гидро-
бионтов и изменяется темп их развития.
Таким образом, сброс сточных вод оказывает серьезное влияние на
биоценоз в водоемах.
Далее будут рассмотрены преимущественно технические аспекты по-
вышения экологической безопасности ТЭС. Помимо технических аспек-
тов определенную роль в повышении экологической безопасности иг-
рают организационно-правовые и экономические механизмы стимулиро-
вания защиты окружающей среды. Основные составляющие этих меха-
низмов описаны в следующем параграфе.
1.3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ПРАВОВЫЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
МЕХАНИЗМЫ СТИМУЛИРОВАНИЯ РАЦИОНАЛЬНОГО
ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ОТ ВЫБРОСОВ И СБРОСОВ ТЭС
Для уменьшения антропогенного воздействия предприятий-загрязни-
телей на окружающую среду следует использовать природоохранные
технологии и выполнять требования нормативных документов и законов
Российской Федерации об охране окружающей среды.
Для стимулирования рационального природопользования применяют-
ся организационно-правовые и экономические механизмы, элементами
которых являются:
1) учет и оценка использования природных ресурсов;
2) планирование, разработка экологических программ и их финанси-
рование;
3) лицензирование природопользования;
4) лимиты природопользования;
5) плата за природопользование;
6) экологические фонды.
Все приведенные механизмы природопользования действуют на пред-
приятиях энергетики.
1.3.1. Учет и оценка использования природных ресурсов
На предприятиях энергетики ведется учет использования природных
ресурсов. В частности, при расчете водопотребления и водоотведения
учитываются;
23
объем воды, забранной из природных поверхностных и подземных
водных источников, объем использованной воды, полученной от других
водопользователей и установленные лимиты;
объем воды, сброшенной в природные водные объекты, ее качество,
количество сброшенных в природные объекты загрязняющих веществ;
объем оборотной и повторно используемой воды, режим работы очи-
стных сооружений.
На основании данных статистической отчетности оценивается состоя-
ние водных объектов.
1.3.2. Планирование экологических мероприятий
природопользования
В целях уменьшения вредного воздействия на окружающую среду,
уменьшения сброса загрязняющих веществ, улучшения качества анали-
тического контроля, экономии используемых природных ресурсов, осо-
бенно питьевой воды, региональные энергосистемы ежегодно разрабаты-
вают планы, содержащие природоохранные мероприятия.
Контроль за выполнением планов мероприятий осуществляется ве-
домственным управлением и Департаментом природных ресурсов.
1.3.3. Лицензирование природопользования
Лицензия на природопользование — это документ, регламенти-
рующий взаимоотношения между специально уполномоченными го-
сударственными органами в области управления природными ресурсами
и охраны окружающей среды, с одной стороны, и природопользователем
с другой.
Предприятиям энергетики на водопользование выдается лицензия
(разрешение на специальное водопользование) в соответствии с [1.4]. В
ходатайстве на получение лицензии указываются сведения о предпри-
ятии, цель водопользования, местонахождение водозаборных сооруже-
ний, наличие рыбозащитных сооружений, способы очистки сточных вод,
качественная характеристика сточных вод, утвержденный предельно до-
пустимый сброс. К материалам прилагаются нормы водопотребления и
водоотведения на единицу продукции, балансовая схема водопотребле-
ния и водоотведения, план мероприятий по охране природы. Лицензия на
специальное водопользование согласовывается с территориальными ор-
ганами охраны природы.
Предприятия энергетики, забирающие воду из подземных источников,
должны иметь лицензии на пользование недрами.
1.3.4. Лимиты на природопользование
Лимиты на природопользование — предельные нормы пользования
природными ресурсами — это система экологических ограничений по
территориям, представляющая собой установленные предприятиям-при-
родопользователям на определенный срок объемы предельного использо-
24
вания природных ресурсов, выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в
окружающую среду и размещение отходов производства.
Лимитирование выбросов (сбросов) позволяет экономическими мето-
дами решать природоохранные задачи и стимулировать природопользо-
вателей к уменьшению вредного воздействия на окружающую среду и
внедрению природоохранных технологий.
Природопользование в энергетике осуществляется в двух направлениях:
изъятие природного вещества из природы (водопотребление);
внесение антропогенного вещества в природу (выбросы загрязняющих
веществ в атмосферу, сбросы в водоемы, размещение отходов производ-
ства и пр.).
Принято называть отвод загрязняющих веществ в водоемы сбросами,
а в атмосферу — выбросами.
Предельно допустимые сбросы (выбросы) (ПДС, ПДВ) разрабатыва-
ются предприятием в соответствии с [1.4—1.8]. Значения ПДС (ПДВ) ус-
танавливаются для каждого загрязняющего вещества, поступающего в
окружающую среду.
Вода на ТЭЦ применяется для следующих целей:
в качестве исходного сырья для получения добавочной воды основно-
го контура электростанции;
для конденсации отработавшего в паровых турбинах пара;
для охлаждения оборудования;
в качестве теплоносителя в тепловых сетях и системах горячего водо-
снабжения.
Для предприятий энергетики устанавливается лимит на пользование
водными ресурсами. Он рассчитывается, исходя из норм водопотребле-
ния и водоотведения на единицу продукции (МВт • ч и ГДж) и установ-
ленной мощности предприятия.
Нормы водопотребления используются для расчета лимитов потреб-
ления воды.
Нормы водоотведения применяются для расчета нормативов удельных
сбросов со сточными водами загрязняющих веществ на единицу про-
дукции (электрической и тепловой энергии) для каждого загрязняющего
вещества (кг/(МВт*ч), кг/ГДж). Эти нормы используются для расчета
ПДС. Методика расчета норм водопотребления и водоотведения приве-
дена в [1.9].
Предельно допустимые сбросы (ПДС) — масса загрязняющего веще-
ства в сточных водах, предельно допустимая к отведению со сточными
водами в данном месте водного объекта в единицу времени, обеспечи-
вающая нормативное качество воды в контрольном створе. ПДС рассчи-
тываются как произведение предельно допустимой концентрации веще-
ства (ПДК) в отводимых сточных водах и максимального часового расхо-
да сточных вод и устанавливаются с учетом фоновых концентраций за-
грязняющих веществ в воде водного объекта и его ассимилирующей спо-
собности.
25
При сбросе теплообменных вод ТЭС требования к составу сбрасы-
ваемых вод при назначении ПДС устанавливаются в виде допустимых при-
ращений к концентрациям нормированных веществ в воде водного объек-
та в месте водозабора (при условии водопользования одним водным объ-
ектом). Размер приращения определяется технологически обоснованными
потерями воды на испарение и другими технологическими факторами.
Если по существующей технологии очистки сточных вод на ТЭС дос-
тичь ПДС на определенный период, например на период реконструкции,
невозможно, то территориальными органами Минприроды России уста-
навливается размер временно согласованных сбросов (ВСС).
Вредные вещества поступают в атмосферу от ТЭС с дымовыми газа-
ми. В дымовых газах содержатся: оксиды серы (сернистый газ SO2, сер-
ный ангидрид SO3), оксиды азота NOX, летучая зола, содержащая в за-
висимости от вида топлива такие вредные вещества, как мышьяк, дву-
окись кремния, оксиды кальция, оксид ванадия, соли натрия, фтористые
соединения.
Предельно допустимые выбросы (ПДВ) — масса загрязняющего веще-
ства в дымовых газах, которая при рассеивании в атмосфере обеспечива-
ет концентрацию загрязняющего вещества в приземном слое воздуха,
равную ПДК с учетом фонового загрязнения, обусловленного выбросами
других предприятий данного района.
Размер ПДВ рассчитывается, исходя из нормативов удельных выбро-
сов оксидов азота, серы и твердых частиц в рамках технических требова-
ний к вновь создаваемым котельным установкам [1.10]. В нормативах
указан массовый выброс загрязняющего вещества в зависимости от но-
минальной тепловой мощности котлов. Для котельных, вводимых в экс-
плуатацию с 1 января 2001 г. эти нормативы ужесточены. На основе этих
нормативов и запланированного значения номинальной тепловой мощно-
сти котлов рассчитываются ПДВ каждого загрязняющего вещества. Сле-
дует отметить, что эти нормативы не отражают фонового загрязнения,
поэтому при высоком фоновом загрязнении ПДК может быть превышена
при соблюдении норм ПДВ. Приведенные в [1.10] нормативы удельных
выбросов лимитируют в продуктах сгорания содержание только четырех
вредных компонентов: твердых частиц, оксидов азота, серы и углерода. В
то же время при сжигании определенных видов топлива не учитывается
появление в дымовых газах таких вредных веществ, как бенз(а)пирен, тя-
желые металлы.
На практике расчет нормативов ПДВ осуществляется с учетом ре-
зультатов измерения фактических выбросов загрязняющих веществ при
работе котлов на максимальной загрузке и при сжигании наихудшего в
экологическом отношении вида топлива. В расчетах учитывается сум-
марное вредное воздействие выбросов загрязняющих веществ и их
фоновых концентраций.
Если по существующей технологии сжигания (очистки) дымовых газов
на ТЭС достичь ПДВ невозможно, то на определенный период, например
на время реконструкции, территориальными органами Минприроды Рос-
сии устанавливается размер временно согласованных выбросов (ВСВ).
26
1.3.5. Плата за природопользование
Плата за природопользование — важнейший элемент системы эконо-
мического стимулирования рационального использования природных ре-
сурсов. Она состоит: из платы за использование природных ресурсов и
платы за загрязнение природной среды.
До апреля 1998 г. плата за пользование водными объектами произво-
дилась только за забор воды, а 15 апреля 1998 г. Государственной Думой
был принят новый Федеральный закон «О плате за пользование водными
объектами», в котором предусмотрена также плата за сброс загрязняюще-
го вещества в поверхностные водоемы. Правительство РФ утвердило этот
закон 6 мая 1998 г. за № 71-ФЗ [1.11]. Согласно этому закону плательщи-
ками за пользование водными объектами признаются организации и
предприниматели, непосредственно осуществляющие пользование вод-
ными объектами с применением сооружений, технических средств или
устройств. Пользование водными объектами подлежит лицензированию в
порядке, установленном законодательством РФ о недрах [1.12].
Плата за использование природных ресурсов подразделяется:
1) на плату за пользование природными ресурсами, в том числе за
недра, землю, водные и лесные ресурсы;
2) плату за допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в
водные объекты, атмосферный воздух, подземные горизонты, за разме-
щение отходов;
3) плату за сверхнормативные выбросы (сбросы) загрязняющих ве-
ществ (размещение отходов);
4) штрафы, взысканные в возмещение ущерба, причиненного нару-
шением природоохранного законодательства.
По статье 2 закона [1.11] не признаются объектом платы:
1) забор воды для ликвидации стихийных бедствий и последствий
аварий;
2) забор воды сельскохозяйственными предприятиями;
3) забор воды для рыбоводства;
4) забор воды для лечебных и оздоровительных учреждений;
5) строительство осушительных систем;
6) сброс дренажных, шахтных и карьерных вод, если концентрация
вредных веществ в них не превышает концентрацию таких веществ в во-
доприемнике.
Плата за воду предприятиям установлена как за забор воды из водного
объекта, так и за объем сточных вод, сбрасываемых в водные объекты.
В статье 4 закона [1.11] установлены минимальные и максимальные
ставки в следующих размерах:
30—176 руб. за 1 тыс. м3 воды, забранной из поверхностных водных
объектов;
0,8—3,3 руб. за 1 тыс. м3 воды при заборе воды из моря;
0,5—5 руб. за 1 тыс. кВт • ч вырабатываемой электроэнергии для гид-
роэлектростанций;
27
320—665 руб. за 1 тыс. м3 древесины, сплавленной без применения
судовой тяги;
1,3—7,3 тыс. руб. за 1 км2 площади, используемой для добычи под-
земных ископаемых;
о
3,2—27 руб. за 1000 м сточных вод для плательщиков, осуществляю-
щих сброс сточных вод в водные объекты в пределах установленных
лимитов.
Минимальные и максимальные ставки платы по бассейнам рек, озер,
морям и экономическим районам устанавливаются Правительством РФ.
Конкретные ставки платы в зависимости от вида пользования водны-
ми объектами, состояния водных объектов и с учетом местных условий
водообеспечения населения и хозяйственных объектов устанавливаются
законодательными органами субъектов Российской Федерации.
Ставки платы, связанные с забором воды для водоснабжения населе-
ния, устанавливаются по минимальным ставкам, но не выше 30 руб. за
1000 м3.
Настоящее положение действует до 1 января 2003 г.
Ставки платы за пользование водными объектами для электростанций,
использующих прямоточную схему водоснабжения, устанавливаются в
размере 30 % норматива платы. При заборе и сбросе воды сверх установ-
ленных лимитов, а также за пользование водными объектами без соответ-
ствующей лицензии ставка платы увеличивается в 5 раз.
Плата вносится каждый календарный месяц, не позднее 20 календар-
ных дней по истечении этого срока. Кроме того, плательщик обязан пред-
ставить в налоговые органы налоговую декларацию. Малыми предпри-
ятиями плата вносится каждый квартал.
Сумма платы включается в себестоимость продукции.
Инструкции по взиманию и внесению платы издаются Государственной
налоговой службой РФ по согласованию с Министерством финансов РФ.
Плата за выбросы (сбросы, размещение отходов) загрязняющих ве-
ществ в окружающую природную среду является формой компенсации
ущерба, наносимого загрязнением окружающей природной среде, и со-
стоит из платы за выбросы (сбросы, размещение отходов) в пределах ус-
тановленных лимитов и платы за сверхлимитное загрязнение.
Порядок определения и взимания платы за выбросы, сбросы, разме-
щение отходов и иные вредные воздействия устанавливает два базовых
норматива:
в пределах нормативов (ПДВ, ПДС);
в пределах установленных лимитов временно согласованных выбросов
(ВСВ) и временно согласованных сбросов (ВСС).
При отсутствии у природопользователя необходимых разрешений на
выброс, сброс, размещение отходов производства взимается плата за
сверхлимитное загрязнение окружающей природной среды.
Расчет платы за сброс загрязняющих веществ в природные водные
объекты выполняется в соответствии с Постановлением Правительства
28
РФ № 632 от 28 августа 1992 г. [1.13] и инструктивно-методическими
указаниями [1.14].
Масса (выбросов) сбросов загрязняющих веществ подразделяется на
следующие категории:
предельно допустимые выбросы (сбросы) (ПДВ, ПДС);
временно согласованные выбросы (сбросы);
сверхлимитные выбросы (сбросы) — превышение временно согласо-
ванных или отсутствие утвержденных ВСВ и ВСС.
Для каждого региона РФ ставки пересчитываются с учетом коэффици-
ента экологической ситуации и экологической значимости состояния
водных объектов по бассейнам основных рек [1.13]. Так, базовые
нормативы платы для предприятий, расположенных на территории Моск-
вы, регламентированы распоряжением мэра № 387-РМ [1.16]. Базовые
нормативы платы за сброс некоторых загрязняющих веществ в ценах
1993 г. [1.15, 1.16] представлены в табл. 1.9.
В настоящее время все платы пересчитываются по отношению к
вышеуказанным базовым нормативам 1993 г. [1.15]. Для каждого года ус-
танавливается свой коэффициент пересчета Ки (коэффициент индекса-
ции). Так, в 2000 г. Ки = 80, а в 2001 г. Ки = 94. Из табл. 1.9 видно, что пре-
вышение ПДС загрязняющих веществ ведет примерно к пятикратному
увеличению платы за сброс конкретного вещества.
При объеме выбросов (сбросов) за год меньше ПДВ (ПДС) ставка
платы Ср руб/т, самая низкая (область I приведенной ниже схемы), в пре-
делах установленных лимитов выбросов (область II) ставка платы за вы-
брос (сброс) 1 т загрязняющего вещества выше в 5 раз, чем в области I, а
в сверхлимитной области III плата за выброс (сброс) загрязняющего ве-
щества увеличивается в 5 раз по отношению к области II:
о , ВДВ (ОДС) „ ВСВ (ВСС) П1 M[T/roji
I Ср руб/T I Сп-5 С, руб/г I С,п = 5 Сц руб/т
Плата за выбросы (сбросы)
П = С\М (М в области I),
П = Cj Л/пдв(пдс) + Gi (№ _ ^пдв(пдс)) в области II),
П = С] ^ПДВ(ПДС) + Gl (^ВСВ(ВСС) - ^ПДВ(ПДС)) + Gl ~ ^ВСВ(ВСС))
(М в области III),
с = н6кэки,
где М — годовой объем выбросов (сбросов) загрязняющего вещества,
т/год; Н5 — базовый норматив платы за выброс (сброс) 1 т загрязняюще-
го вещества в размерах, не превышающих ПДВ (ПДС) или ВСВ (ВВС),
руб/т; Кэ — коэффициент экологической ситуации и экологической зна-
чимости атмосферного воздуха, водных объектов и почвы в данном ре-
гионе; Ки — коэффициент индексации.
29
Таблица 1.9. Базовые нормативы платы, руб/т, за выброс (сброс) загрязняющих
веществ
Наименование загрязняющего вещества Плата за выбросы (сбросы) в пределах ПДВ (ПДС) Плата за выбросы (сбросы) в пределах установленных лимитов ВСВ (ВСС)
Выбросы (сбросы) в поверхностные и подземные водные объекты
1. Азот нитратный 245 1225
2. Биологическое потребление кислорода 730 3650
3. Взвешенные вещества 2950 14 750
4. Железо общее 22 175 110 875
5. Калий К+ 45 255
6. Кальций Са2+ 10 50
7. Магний Mg2+ 55 275
8. Натрий Na 20 100
9. Никель Ni2+ 221 750 110 875
10. Нефтепродукты 44 350 221 750
11. Сухой остаток 2 10
12. Сульфат-анион 20 100
13. Фосфаты по Р 11 090 55 450
14. Хлорид-ион 7' 35
Выбросы (сбросы) в атмосферу от стационарных и передвижных источников
15. Азота диоксид 415 2075
16. Азота оксид 275 1375
17. Ангидрид серный (серы трехокись) 165 825
18. Ангидрид сернистый (диоксид серы) 330 1650
19. Ванадия пятиокись 8250 41 250
20. Водород хлористый (соляная кислота) 85 425
21. Золы каменных углей 825 4125
22. Зола сланцевая 165 825
23. Кальция оксид 55 275
24. Натрия карбонад 415 2075
25. Пыль каменноугольная ПО 550
26. Углерода оксид 5 25
Примечание. Взвешенные вещества берутся с учетом фоновых концентраций.
Базовый норматив платы Нб и коэффициент К3 определяются по
табл. 1.2 и 3.4 [1.15]. Например, для Центрального экономического
региона РФ К3 атмосферного воздуха и почвы равен 1,9, Кэ водных
объектов для Москвы равен 1,16—1,41.
Коэффициент экологической ситуации и экологической значимости
может увеличиваться [1.15]:
30
а) в 2 раза для природопользователей, расположенных в зонах эколо-
гического бедствия, районах Крайнего Севера, на территориях нацио-
нальных парков, особо охраняемых и заповедных территориях, экологи-
ческих курортных регионах, а также на территориях, включенных в меж-
дународные конвенции;
б) на 20 % для природопользователей, осуществляющих выбросы за-
грязняющих веществ в атмосферу городов и крупных промышленных
центров.
1.3.6. Экологические фонды
Экологические фонды — единая система экологических фондов, объе-
диняющая федеральный экологический фонд, республиканские, краевые,
областные и местные специализированные фонды для целевого сбора и
расходования средств на решение природоохранных задач, восстановле-
ние потерь в окружающей природной среде, компенсации причиненного
вреда и других природоохранных задач.
В соответствии со статьями 9 и 27 Федерального закона от
27.12.2000 г. № 150-ФЗ «О федеральном бюджете на 2001 год» с 2001 г.
100% платежей за нормативные и сверхнормативные выбросы загряз-
няющих веществ, размещение отходов направляются на специальный
счет Федерального казначейства РФ. В дальнейшем в федеральный бюд-
жет поступает 19 % платежей, а 81 % — в бюджет субъектов РФ.
1.4. КЛАССИФИКАЦИЯ ТЭС ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ
ПОКАЗАТЕЛЮ
В настоящее время в мировой практике существуют два методологи-
ческих подхода в области борьбы с загрязнением окружающей природ-
ной среды [1.1].
Первый, получивший название «наилучших практически достижимых
мер», состоит в том, что независимо от степени загрязнения окружающей
природной среды внедряются наилучшие технологические меры борьбы
с загрязнением, достижимые на современном уровне техники. В соответ-
ствии с этим подходом ТЭС следует квалифицировать как объекты, тех-
нологическое решение которых обеспечивает минимальное негативное
воздействие на окружающую природную среду.
Второй подход, названный «управление качеством», связан с наличи-
ем стандартов качества, на базе которых осуществляются мероприятия
по контролю и борьбе с загрязнением (в виде запретов, штрафов и плате-
жей). Этот подход принят сейчас в России как более действенный. В со-
ответствии с этим подходом ТЭС следует квалифицировать как промыш-
ленные объекты, технологическое решение которых обеспечивает норма-
тивное воздействие на окружающую природную среду. В реальных усло-
виях предприятия зачастую находят экономический компромисс между
31
технологическими решениями, которые обеспечивают нормативное воз-
действие на окружающую природную среду, и штрафами или платежами.
Вместе с тем, с нашей точки зрения, требуется подробнее рассмотреть
ТЭС в отношении их влияния на окружающую природную среду. Для
этого целесообразно познакомиться с общепринятыми понятиями, терми-
нами и категориями, прямо связанными с экологией производственной
деятельности [1.19]. Ниже приведены основные термины и их определе-
ния из [1.19].
Безопасность в экологии — состояние защищенности каждого от-
дельного лица и окружающей среды от чрезмерной опасности. Из опре-
деления безопасности формируется программа действий, в соответствии
с которой необходимо:
1) установить «шкалу» единиц измерения факторов различных видов
опасности: от опасностей, обусловленных возможными авариями на про-
мышленных предприятиях или нормальными условиями их эксплуата-
ции, до опасностей природных катастроф и опасностей в повседневной
деятельности людей. Эта «шкала» должна обеспечить возможность срав-
нения таких разнородных опасных факторов, как экологические, соци-
ально-экономические, техногенные и военные, т.е. возможность оценить
их в одних и тех же единицах измерения;
2) установить «шкалу» для измерения уровня безопасности. Естест-
венно, что единицы измерения этой «шкалы» отличаются от единиц на
«шкале», предназначенной для измерения опасностей. Безопасность и
опасность — это взаимосвязанные, но самостоятельные категории. Дей-
ствительно, в соответствии с постулируемым определением понятия
«безопасность» как состояния защищенности человека и окружающей
его среды от опасностей уровень безопасности определяется уровнями
состояния здоровья человека, благосостояния общества и состоянием
природной среды в условиях хозяйственной деятельности. Следователь-
но, в качестве единиц измерения безопасности должны быть использова-
ны показатели, определяющие здоровье человека и качество окружаю-
щей его среды.
В целом безопасность обеспечивается системой мероприятий, гаран-
тирующих минимальный уровень неблагоприятных воздействий на чело-
века в процессе природопользования, т.е. как самих технологических
процессов, так и изменяющейся под воздействием этих процессов окру-
жающей среды. Особое место в обеспечении безопасности занимает про-
блема сохранения механизма биологической регуляции окружающей сре-
ды на локальном, региональном и глобальном уровнях.
Безотходное производство — условное название процесса получения
конечных продуктов, в ходе которого достигается максимальное сниже-
ние отходов при заданном уровне развития технологий. Практически без-
отходного производства не существует. Всегда есть отходы, хотя бы в
виде тепловой энергии, в противном случае нарушались бы законы тер-
модинамики. Более точный термин — малоотходное производство или
малоотходные технологии.
32
Малоотходная технология (синоним — малоотходное производство)
— технология производства того или иного продукта, дающая минимум
всех видов отходов (твердых, жидких, газообразных и тепловых). Созда-
ние малоотходной технологии связано с разработкой принципиально но-
вых средств производства, коренной перестройкой технологических про-
цессов, заменой материалов и методов обработки, миниатюризацией ко-
нечных продуктов. Многие развитые страны идут по пути создания мало-
отходных технологий. Это одно из направлений снижения нагрузки на
природные системы, улучшения здоровья населения.
Экологически допустимая нагрузка — хозяйственная деятельность
человека, в результате которой не превышается порог устойчивости эко-
системы (предельной хозяйственной емкости экосистемы). Превышение
этого порога ведет к нарушению устойчивости и разрушению экосисте-
мы. Это не означает, что на любой данной территории этот порог не мо-
жет превышаться. Только когда сумма всех экологически допустимых на-
грузок на Земле превысит предел «хозяйственной емкости» биосферы,
наступит опасная ситуация (экологический кризис), которая приведет к
деградации всей биосферы, изменению окружающей среды с тяжелыми
последствиями для здоровья человека и устойчивости его хозяйства.
Экологически опасный объект — объект экономики или природный
объект, состояние и функционирование которого приводят или могут
привести к негативному воздействию на людей, сельскохозяйственные
растения и животных, на окружающую природную среду или ее отдель-
ные компоненты.
Экологически чистое производство (синоним — экологическое про-
изводство) — искусственная техногенно созданная окружающая среда с
заранее заданными свойствами и управляемая человеком таким образом,
чтобы характеристики среды отвечали потребностям человека. В такой
системе потребуется переработка громадного объема информации, чтобы
поддерживать систему на определенном уровне той стабильности и ус-
тойчивости, которые обеспечивает естественная природа. Создание та-
кой системы и ее поддержание потребуют огромных затрат, которые мо-
гут превысить хозяйственный эффект, ее создание чревато возможными
сбоем управления и соответствующими непредсказуемыми последствия-
ми, наконец, в такой системе неизбежна деградация живых организмов.
Техногенно созданная локальная окружающая среда, это та, где на основе
разомкнутого баланса веществ окружающая среда соответствует эколо-
гическим требованиям и нормативам, принятым в данной стране. Все
вредные отходы с такой территории удаляются, что, естественно, вызы-
вает ухудшение окружающей среды в других районах. Подобные эколо-
гически чистые производства стремятся создать на многих локальных
участках своих территорий развитые страны.
Экологически эффективный процесс (синоним — экологическая эф-
фективность) — создание конкурентоспособных по цене товаров и услуг,
которые удовлетворяют потребности людей и повышают качество жизни,
одновременно сокращая воздействие на окружающую среду и ресурсоем-
кость в течение всего жизненного цикла продукции до уровня, опреде-
33
ляемого экологическими нормативами и в пределах емкости экосистемы.
Этот термин относится к практике компаний, которые поддерживают
тесные связи между экономикой (прибыльность при снижении себестои-
мости) и экологией (сохранение среды). Экологическая эффективность
— это создание большей ценности для потребителя при минимизации ре-
сурсопользования, загрязнения окружающей среды и отходов. В основе
достижения экологической эффективности лежит также стремление соз-
дать продукцию с высокими полезными свойствами, низкими материало-
емкостью и энергоемкостью.
Воспользуемся приведенной выше терминологией для классификации
тепловых электростанций по экологическому признаку [1.20].
В отношении взаимодействия с окружающей средой ТЭС можно рас-
сматривать как объект производства электрической и тепловой энергии
из первичных энергоресурсов с образованием отходов производства.
При оценке экологической эффективности ТЭС иногда используется
понятие «Экологически чистая ТЭС». В этом случае, если этот термин не
употребляется для обозначения малоотходного производства, под эколо-
гически чистой ТЭС можно понимать электростанцию, эксплуатация ко-
торой позволяет «поддерживать систему на определенном уровне той
стабильности и устойчивости, который обеспечивает естественная при-
рода» [1.19]. Теоретически такая ТЭС не должна оказывать воздействия
на окружающую среду. Практически же такая ТЭС невозможна, посколь-
ку в этом случае все отходы производства электростанции по количеству
и качеству должны быть равны первичным ресурсам (т.е. по топливу,
воздуху, воде). Это противоречит первому закону термодинамики, ибо
полезная энергия была бы выработана без затрат первичной энергии. По-
скольку вечный двигатель первого рода невозможен, невозможно создать
и экологически чистую ТЭС в рассматриваемом смысле. Таким образом,
преобразование энергии всегда сопровождается экологической нагрузкой
на природу.
Естественно, что при классификации электростанций по экологическим
показателям рассматривается только период их эксплуатации, ибо при
строительстве, изготовлении оборудования и материалов уже был нанесен
природе определенный экологический ущерб. С учетом вышеизложенного
перейдем к другому понятию: «ТЭС с предельными экологическими пока-
зателями», или «безотходная ТЭС». Под ТЭС с предельными экологиче-
скими показателями можно понимать электростанцию, которая наряду с
выработанными электрической и тепловой энергией из 100 % отходов про-
изводства вырабатывает товарные продукты (вторичные ресурсы). Тем са-
мым снижается экологическая нагрузка на окружающую среду. При рабо-
те такой ТЭС не нарушается первый закон термодинамики, но возникает
аналогичное противоречие второму закону термодинамики, поскольку
предполагается, что все технологические процессы сопровождаются полу-
чением вторичных ресурсов вместо отходов. Как нельзя всю подведенную
в цикле двигателя теплую энергию превратить в работу, так нельзя и пер-
вичные энергоресурсы полностью перевести во вторичные без экологиче-
ских последствий. Поэтому такая ТЭС также невозможна. На практике
34
справедливость этого положения подтверждается тем, что не наблюдалось
ни одного случая, противоречащего этому факту.
Вместе с тем вся история развития теплоэнергетики была связана со
стремлением приблизиться к безотходной ТЭС/
Наметившаяся в последнее время в теплоэнергетике тенденция к соз-
данию на базе ТЭС крупных энерготехнологических комплексов являет-
ся, по нашему мнению, движением именно в этом направлении.
Таким образом, исключив из рассмотрения идеальные представления
о тепловой электростанции, обратимся к реальным ТЭС. Для нас наи-
больший интерес представляют ТЭС с минимальным негативным воздей-
ствием на окружающую природную среду, которые еще можно назвать
ТЭС с высокими экологическими показателями. Если минимальное нега-
тивное воздействие ТЭС на окружающую среду в процессе ее эксплуата-
ции находится в пределах так называемой «хозяйственной емкости био-
сферы» (с учетом ее способности к самоочищению), то такую ТЭС, не
разрушающую природную основу для воспроизводства жизни на Земле,
можно отнести к разряду экологически безопасных (или малоотходных).
На такой электростанции максимально реализуются технологические
процессы, препятствующие образованию вредных газообразных, жидких,
твердых и тепловых отходов, сточные воды используются повторно и
многократно в замкнутых циклах, твердые отходы получаются в товар-
ном виде или в виде сырья для смежных производств. Уходящие газы и
неиспользованные стоки подвергаются глубокой очистке. Оставшееся ог-
раниченное количество твердых отходов поступает на длительное безо-
пасное хранение.
Программы строительства таких электростанций реализуются в инду-
стриально развитых странах Западной Европы, США и Японий. Напри-
мер, в Германии такие ТЭС получили название «ТЭС, благоприятные для
окружающей среды» (Umweltfreundliche Warmekraftwerke). К разряду та-
ких ТЭС следует отнести экологически чистые ТЭС, разрабатываемые в
нашей стране в соответствии с государственной научно-технической про-
граммой «Экологически чистая энергетика» [1.18].
К числу реальных электростанций можно отнести ТЭС с нормативным
воздействием на окружающую среду. В частности, для строящихся элек-
тростанций нормативное воздействие на окружающую среду ограничено
ГОСТ Р 50831-95, а для действующих электростанций — значениями
установленных нормативов и лимитов. К сожалению, среди действующих
электростанций имеются ТЭС с низкими экологическими показателями.
Такие ТЭС сбрасывают в окружающую среду недостаточно очищенные
газы и сточные воды, имеют занимающие огромные территории фильт-
руемые шламо- и золоотвалы. Деятельность таких ТЭС сопровождается
заметными изменениями в природной среде, а их эксплуатацию можно
отнести к разряду экологически опасных.
Далее будут рассмотрены технико-технологические аспекты повыше-
ния экологической безопасности ТЭС.
35
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 1
1. Какую экологическую нагрузку на окружающую природную среду оказывают ТЭС?
2. Каковы основные результаты работы конференции ООН по окружающей среде (Рио-
де-Жанейро, 1992 г.)?
3. Каковы доля антропогенных выбросов при сжигании органического топлива и роль
теплоэнергетики в этих выбросах?
4. Что такое экологическая эффективность?
5. Охарактеризуйте тепловые электростанции по их воздействию на окружающую при-
родную среду?
6. Может ли быть тепловая электростанция «экологически чистой»?
7. Назовите экономические механизмы, применяемые в нашей стране для стимулирова-
ния рационального природопользования. На каких законах и нормативных актах они
базируются?
8. Каково назначение лимитов на природопользование? Назовите лимиты на пользова-
ние природными ресурсами на ТЭС?
9. Из каких составляющих складывается плата за природопользование на ТЭС?
10. Каков порядок расчета платы за загрязнения водного и воздушного бассейнов на
ТЭС?
11. Как можно классифицировать тепловые электростанции по экологическому признаку?
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 1
1.1. Экологические аспекты устойчивого развития теплоэнергетики России / Под общ.
ред. Р.И. Вяхирева. М.: Издательский дом «Ноосфера», 2000.
1.2. Лихачев В.Л. Мировая перспективная энергетическая ситуация // Энергетическая
политика. 1999. № 4—5. С. 68—74.
1.3. Экология — энергетика — экономика. М.: ГУ ИЭС, 2000.
1.4. Постановление Правительства Российской Федерации от 3 апреля 1997 г. № 383
«Об утверждении Правил предоставления в пользование водохозяйственных объек-
тов, находящихся в государственной собственности, установления и пересмотра ли-
митов водопользования, выдачи лицензии на водопользование и распорядительной
лицензии».
1.5. РД 153-34.0-02.405.99. Методические указания по нормированию сбросов загряз-
няющих веществ со сточными водами тепловых электростанций. М.: ВТИ, 2000.
1.6. Методические указания по разработке предельно допустимых сбросов вредных ве-
ществ на поверхностные водные объекты. М.: Министерство природных ресурсов
РФ и Государственный комитет РФ по охране окружающей среды, 1999.
1.7. ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допусти-
мых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. М.: Изд-во стан-
дартов, 1978.
1.8. Методика расчета предельно допустимых сбросов (ПДС) веществ в водные объек-
ты со сточными водами. Харьков: ВНИИВО и Госкомприрода, 1990.
1.9. РД 34.02.401. Методика разработки норм и нормативов недопотребления и водоот-
ведения на предприятиях теплоэнергетики. М.: Союзтехэнерго, 1987.
1.10. ГОСТ Р 50831-95. Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие
технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1995.
1.11. Федеральный закон № 71-ФЗ «О плате за пользование водными объектами». Ут-
вержден Правительством РФ 6 мая 1998 г.
1.12. Федеральный закон № 27-ФЗ «О недрах». Утвержден Правительством РФ 3 марта
1995 г.
36
1.13. Постановление Правительства Российской Федерации № 632 от 28 августа 1992 го-
да «Об утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за за-
грязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вред-
ного воздействия».
1.14. Инструктивно-методические указания по взиманию платы за загрязнение окру-
жающей природной среды. М.: Министерство охраны окружающей среды и природ-
ных ресурсов РФ, 1993.
1.15. Базовые нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружаю-
щую природную среду и размещение отходов. М.: Министерство охраны окружаю-
щей среды и природных ресурсов РФ, 1992.
1.16. Распоряжение мэра № 387-РМ от 22 июня 1993 г. «О ставках платы и порядке ис-
числения платежей за загрязнение окружающей природной среды на территории
г. Москвы».
1.17. Федеральный закон № 5076-1 «Об охране окружающей природной среды». Утвер-
жден Правительством РФ 2 февраля 1993 г.
1.18. Экологически чистая энергетика. Концепция и краткое описание проектов Госу-
дарственной научно-технической программы. М., 1990.
1.19. Экологический энциклопедический словарь. М.: Издательский дом «Ноосфера»,
2000.
1.20. Седлов А.С. Экологические показатели тепловых электростанций // Теплоэнергети-
ка. 1992. № 7. С. 5—7.
Глава вторая
СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСОВ ЗОЛОВЫХ ЧАСТИЦ
В АТМОСФЕРУ
2.1. МЕСТО И РОЛЬ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
В ЭНЕРГЕТИКЕ РОССИИ
В прошедшие десятилетия в России осуществлялось преимуществен-
ное развитие газовой промышленности и интенсивно росло потребление
природного газа на тепловых электростанциях. Следует заметить, что газ
в РФ является самым дешевым и экологически чистым топливом. В этих
условиях проблема золоулавливания на ТЭС России пока не очень остра.
Однако производительность освоенных месторождений природного газа
в стране в недалеком будущем начнет сокращаться. Это связано с тем,
что представляется невозможным в дальнейшем в периоды освоения но-
вых газовых и газоконденсатных месторождений поддерживать добычу
газа на требующемся постоянном уровне. В соответствии с действующи-
ми нормативами этот период может продлиться 12—15 лет. Между тем,
как показала практика освоения Оренбургского, Медвежьего, Уренгой-
ского и Ямбургского месторождений, такая продолжительность постоян-
ной добычи в период освоения новых месторождений не рациональна,
она не учитывает интересы будущих поколений. На рис. 2.1 представле-
ны графики добычи газа по месторождениям за период 1970—2030 гг.
Они показывают, что после достижения максимума добычи газа происхо-
дит постепенное и планомерное ее снижение. Только по месторождению
Медвежье удалось в течение около 15 лет поддерживать максимальную
добычу газа, а затем произошло интенсивное ее снижение [2.1].
Уровень использования угля, газа и мазута в энергетике России за
1990—1997 гг. представлен на рис. 2.2. Доля газа в структуре топливного
баланса страны почти не изменилась и даже выросла от 58,5 до 62,6 %, а
доля твердого топлива немного снизилась от 29,4 до 28,6 %.
В настоящее время в РФ разведано довольно большое количество уг-
леносных отложений различного возраста и углеплотности. Разведанные
и предварительно оцененные запасы угля сосредоточены в 22 угольных
бассейнах и в 114 месторождениях, которые имеют широкое и неравно-
мерное территориальное распределение. Большая их часть, особенно
пригодная к разработке открытым способом, расположена в Западной и
Восточной Сибири, а также на Дальнем Востоке. К наиболее крупным
бассейнам, располагающим большими ресурсами каменных энергети-
38
80
Рис. 2.1. Добыча газа в России, млрд м3, по месторождениям
ческих углей, следует отнести Кузнецкий, Иркутский, Таймырский и
Ленский.
В условиях прогнозируемого падения добычи газа (см. рис. 2.1) необхо-
димо в ближайшие годы переориентировать отечественную промышлен-
ность и прежде всего энергетику на уголь как на основной энергоресурс.
Поскольку ТЭС, в последние годы потреблявшие около 80 % всего природ-
ного газа, сжигаемого в отрасли, расположены в европейской части Рос-
сии, то именно здесь наиболее остро встанут экономические, технические
и экологические проблемы при замещении газа твердым топливом.
В табл. 2.1 приводятся основные параметры некоторых твердых топ-
лив и мазута России и Казахстана. Зольность топлива здесь дана величи-
ной Лрна рабочую массу [2.1]. Даны также влажность и общее содер-
жание серы 5Р. Как видно из табл. 2.1, наиболее зольным топливом явля-
39
Рис. 2.2. Структура топливного баланса ТЭС за 1990—1997 гг., млн т топлива в
условном исчислении (т у.т.)
ются горючие сланцы (до 60 %). Далее следуют угли: экибастузский (до
38 %) и подмосковный бурый (до 25 %), затем кузнецкие каменные угли
(11—18 %). Бурые угли Красноярского края (Назаровское и Березовское
месторождения) имеют сравнительно невысокую зольность (от 5 до 7 %).
Торф (фрезерный) имеет зольность около 6 %. Зольность мазута состав-
ляет всего 0,1 %.
При сжигании мазута и газа проблема золоулавливания из дымовых
газов отсутствует: она становится актуальной при сжигании в топках
твердого топлива — каменного и бурого углей и горючих сланцев.
В России в свое время были приняты значения ПДК летучей золы в ат-
мосферном воздухе: максимально-разовая (ПДКМР) и среднесуточная
(ПДКСС), мг/м3 (табл. 2.2) [2.3]. По ним определяли нормативные вы-
бросы.
В 1997 г. в РФ введены новые нормативы удельных выбросов загряз-
няющих веществ в атмосферу для вновь создаваемых котельных устано-
вок (ГОСТ Р 50831-95). Они ориентированы на современный уровень на-
учно-технического прогресса. В табл. 2.3 приведены соответствующие
нормы выбросов твердых частиц [2.6].
В 1999 г. был принят Федеральный закон РФ «Об охране атмосферно-
го воздуха». Однако в настоящее время нормативы удельных выбросов
для действующих котельных установок в РФ еще не установлены. В от-
40
Таблица 2.1. Основные параметры некоторых топлив России и Казахстана
Бассейн, месторождение, республика, край, область; топливо Марка топли- ва Влаж- ность Wp, % Золь- ность л % Содер- жание серы sp + +Spop,% Выход лету- чих Vг, % Содер- жание СаО, % Тепло- та сго- рания ер„- кДж/кг
Кузнецкий бассейн, РФ, Ке- меровская обл. д 12,0 13,2 0,3 42,0 7,5 22 836
г 8,5 н,о 0,5 40,0 5,5 26 146
1СС 9,0 18,2 0,3 30,0 — 23 883
т 6,5 16,8 0,4 13,0 3,5 26 188
Канско-Ачинский бассейн, Итатское месторождение, РФ, Кемеровская обл. Б1 40,5 6,8 0,4 48,0 33,0 12 821
Канско-Ачинский бассейн, Назаровское месторождение, РФ, Красноярский край Б2 39,0 7,3 0,4 48,0 32,0 13 031
Канско-Ачинский бассейн, Березовское месторождение, РФ, Красноярский край Б2 33,0 4,7 0,2 48,0 42,0 15 671
Экибастузский бассейн, Ка- захстан СС 7,0 38,1 0,8 30,0 1,7 16 760
Подмосковный бассейн, РФ, Тульская обл. и др., (в сред- нем по бассейну) Б2 32,0 25,2 2,7 50,0 5,5 10 433
Сланцы горючие, Кашпир- ское месторождение, РФ, Са- марская обл. — 17,5 59,2 3,4 80,0 — 5824
Торф Фре- зерный 50,0 6,3 0,1 70,0 — 8129
Дрова — 40,0 0,6 0 85,0 — 10 224
Мазут Серни- стый 3,0 0,1 1,4 — 8,1 39 763
Таблица 2.2. Предельно допустимые концентрации летучей золы в атмосферном
воздухе
Вид ПДКМР ПДКСС
Летучая зола при СаО > 35 % 0,05 0,02
Летучая зола: нетоксичная пыль 0,5 0,15
расли дополнительно к государственному законодательству по нормиро-
ванию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу с 1981 г. действуют
ведомственные требования, предписывающие выбор для ТЭС золоулав-
ливающего оборудования с предельной степенью очистки газов, которая
устанавливается в зависимости от приведенной зольности топлива, мощ-
41
Таблица 2.3. Нормируемые удельные выбросы твердых частиц
Производи- тельность котла D, т/ч Группа котельных установок* Приведенное со- держание золы А", % кг/МДж Массовый вы- брос твердых частиц, кг/т*** Массовая концентрация час- тиц в дымовых газах при а = 1,4, мг/м3**
до 420 а Менее 0,6 0,6—2,5 Более 2,5 1,76 1,76—5,86 5,86 150 150—500 500
б Менее 0,6 0,6—2,5 Более 2,5 1,76 1,76—2,93 2,93 150 150—250 250
420 и более а Менее 0,6 0,6—2,5 Более 2,5 1,18 1,18—4,70 4,70 100 100-^100 400
б Менее 0,6 0,6—2,5 Более 2,5 0,59 0,59—1,76 1,76 50 50—150 150
* а — для котельных установок, вводимых на ТЭС до 31 декабря 2000 г., для твердого
топлива всех видов; б - для котельных установок, вводимых на ТЭС с 1 января 2001 г.
* * При нормальных физических условиях.
* ** В условном исчислении (тонны условного топлива).
Таблица 2.4. Нормативы удельных выбросов
Тип и мощность электростанции, МВт Степень очистки дымовых газов высокоэф- фективными электрофильтрами при А" = 1,0 % кг/МДж
КЭС ТЭЦ КЭС ТЭЦ
Не менее 2400 Не менее 500 Не менее 99 % Не менее 99,5 %
1000—2400 300—500 Не менее 98 % Не менее 99 %
500—1000 150—300 Не менее 96 % Не менее 98 %
Менее 500 Менее 150 92 % 96%
ности и типа электростанций (ТЭЦ или КЭС). Ведомственные требова-
ния (табл. 2.4) являются частью Норм технологического проектирования
электростанций и тепловых сетей [2.7].
Поскольку требования к оборудованию, введенному до 1981 г. и нахо-
дящемуся в настоящее время в эксплуатации, не отвечают современному
уровню развития техники, задачей отрасли является поэтапная модерни-
зация и во многих случаях замена устаревшего оборудования на совре-
менное высокоэффективное.
В Нормы технологического проектирования введены требования к
вновь вводимому оборудованию, которые соответствуют ГОСТ Р 50831-95.
42
2.2. СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСА ЗОЛОВЫХ ЧАСТИЦ ИЗ ТОПОК КОТЛОВ
КОНСТРУКТИВНЫМИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
Объем выброса золовых частиц из топок котлов для твердого топлива
существенно зависит от типа топочного устройства.
Наибольшие выбросы летучей золы имеют место при пылеугольных
камерных топках с твердым гранулированным шлакоудалением (при «хо-
лодной» воронке), при пылеприготовлении в шаровых барабанных тихо-
ходных мельницах, где обеспечивается тонкий помол углей, или при пы-
леприготовлении в валковых и шаровых среднеходных мельницах. Не-
много меньше выброс летучей золы из топок при молотковых быстроход-
ных мельницах или мельницах-вентиляторах, где происходит более гру-
бый помол угля.
При топках с жидким шлакоудалением выбросы летучей золы из топ-
ки в конвективную шахту и далее в дымовые трубы существенно мень-
ше, чем при твердом шлакоудалении, поскольку в этом случае часть золы
расплавляется в топке и оседает в шлаковую ванну.
Доля выноса твердых частиц из пылеугольных топок в зависимости от
их типа может быть оценена коэффициентом уноса аун твердых частиц с
дымовыми газами [2.5]:
Тип топки аун
Камерная с твердым шлакоудалением..................... 0,95
Открытая с жидким шлакоудалением................. 0,7—0,85
Полуоткрытая с жидким шлакоудалением............. 0,6—0,8
Двухкамерная...................................... 0,5—0,6
С вертикальными предтопками....................... 0,2—0,4
С горизонтальными циклонными предтопками........... 0,1 —0,15
При слоевом сжигании твердого топлива на механических цепных ре-
шетках с различными типами подвижных колосников и при других мно-
гочисленных типах слоевых механических топок, применявшихся много
лет назад на котлах с твердым топливом малой производительности, вы-
брос летучей золы из топок был относительно невелик. В топках с цирку-
лирующим кипящим слоем (ЦКС), получающих в настоящее время в ми-
ровой энергетике все большее применение в связи с проблемами эколо-
гии, выброс золовых частиц в атмосферу в некоторых случаях не меньше,
чем в пылеугольных топках традиционной конструкции, из-за добавки в
слой известняка.
Прибавим к этому, что наиболее радикальным способом сокращения
выброса золовых частиц в атмосферу является газификация твердого топ-
лива [2.1].
43
2.3. ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЕ И ТИПЫ ЗОЛОУЛОВИТЕЛЕЙ
При золоулавливании приходится иметь дело с частицами размером
от 1 мм до 1 мкм. Более тонкие частицы, так называемые аэрозоли, при
пылевидном сжигании топлива в продуктах сгорания, как правило, отсут-
ствуют или присутствуют в очень ограниченном количестве.
Для золоулавливания имеют значение следующие параметры летучей
золы:
размер частиц;
удельный вес (плотность) частиц;
физические, химические и электрические свойства золы.
Для золоулавливания применяют преимущественно следующие спосо-
бы, основанные на использовании:
гравитационных или инерционных сил;
молекулярных сил сцепления частиц золы с пленкой воды или с ее
струями;
Рис. 2.3. Золоуловители ТЭС
а — осадительная камера; б — циклон; в — мокрый золоуловитель; г — матерчатый
фильтр; д — электрофильтр;
/ — дымовые газы; 2 — очищенный газ; 3 — твердые частицы; 4 — вода; 5 — корони-
рующие электроды; 6 — осадительные электроды
44
электростатических сил электрического поля;
фильтрования через матерчатую перегородку.
Основные типы золоуловителей схематично изображены на рис. 2.3.
В прошлом на ТЭС в ряде случаев ограничивались простыми в обслу-
живании циклонными золоуловителями, с рассмотрения которых мы и
начнем следующий параграф этой главы.
2.4. ЦИКЛОННЫЕ (ИНЕРЦИОННЫЕ) ЗОЛОУЛОВИТЕЛИ
Принцип действия циклонных золоуловителей (циклонов) иллюстри-
рует рис. 2.4. Очищаемый от пыли (летучей золы) газ тангенциально вхо-
дит в цилиндрическую оболочку (корпус), переходящую внизу в конус.
Благодаря вращательному движению потока центробежные силы отбра-
сывают частицы пыли к периферии и, ударяясь о стенку, последние теря-
ют скорость и вдоль стенки падают в нижнюю часть конуса, а затем уда-
ляются из потока газов через воронку. Выход газов вниз заполнен золой,
и поэтому поток газов, вращаясь, поворачивает вверх в центральный пат-
рубок и удаляется из корпуса золоуловителя, освобождаясь от большей
части летучей золы.
На рис. 2.5 кривая I показывает зависимость степени очистки газов от
скорости потока, кривая 2 — близкую к параболической зависимость по-
тери давления потока от его скорости.
С уменьшением диаметра циклона скорость потока возрастает и сте-
пень очистки газов от летучей золы повышается. В связи с этим в энерге-
тике нашли применение небольшие по диаметру циклоны, объединяемые
в параллельные группы для обеспечения требуемого расхода газов через
них. Они получили название батарейных, или мультициклонов (рис. 2.6).
На рисунке даны два варианта расположения циклонных элементов в
Рис. 2.4. Основные элементы и принцип действия
циклонного золоуловителя
Степень очистки, Потеря давления,
Скорость газа, м/с
Рис. 2.5. Степень очистки
(кривая /) и потеря давле-
ния (кривая 2) в зависимо-
сти от скорости газа в ци-
клоне
45
3
Рис. 2.6. Варианты расположения циклонных элементов в батарее
а — вертикальное, б — наклонное; 1 — вход неочищенных газов; 2 — выход очищенных
газов; 3 — элемент батарейного циклона; 4 — трубная доска; 5 — корпус циклона; 6 —
золовой бункер
батарее — вертикальное и наклонное. В настоящее время применяют ци-
клонные элементы с тангенциальным подводом газов при внутреннем
диаметре 230 мм. Батарейные циклоны обеспечивают улавливание до
94 % летучей золы, их используют на котлах производительностью до
170 т/ч [2.4]. На более мощных котлах их применяли лишь в качестве
первой ступени золоулавливания в комбинации с электрофильтрами при
высокой начальной концентрации золы в газах. Возрастающие требова-
ния к качеству очистки дымовых газов от летучей золы привели в даль-
нейшем к вытеснению из энергетики батарейных циклонов и к замене их
на более совершенные золоулавливающие установки.
Недостатком работы сухих циклонов была вероятность вторичного за-
хвата осевшей на стенках золы, что снижало эффективность таких аппа-
ратов. Для предотвращения вторичного уноса золы со стенок было ис-
пользовано смачивание поверхности корпуса стекающей пленкой воды.
В этом случае практически все золовые частицы, достигшие стенок, уда-
лялись вместе с водой в золовой бункер,
2.5. МОКРЫЕ ИНЕРЦИОННЫЕ ЗОЛОУЛОВИТЕЛИ
Такие золоуловители были разработаны Всероссийским теплотехниче-
ским институтом (ВТИ) и получили название центробежного скруббера
(ЦС). Они имели большой диаметр корпуса (до 5 м), и на один котел ус-
танавливалось 2—6 таких скрубберов. Степень улавливания летучей зо-
лы в ЦС ВТИ достигала 92 %.
46
Дальнейшее повышение степени золо-
улавливания было достигнуто при исполь-
зовании предварительной коагуляции зо-
ловых частиц каплями воды в трубе Вен-
тури (рис. 2.7), в которой в поток газа,
движущегося с большой скоростью (50—
70 м/с), впрыскивается через распыли-
тельные форсунки вода в количестве
0,15—0,2 кг на 1 м3 газа. Движущийся с
большой скоростью газ при встрече с кап-
лями воды дробит их до размера 200—
300 мкм, вследствие чего резко возрастает
общая смачивающая поверхность. Части-
цы золы соединяются с каплями воды
(коагуляция), и эти достаточно крупные
частицы эффективно осаждаются на плен-
ке ЦС. Эффективность мокрого золоуло-
вителя с предвключенным коагулятором
достигла 96 %. Их стали применять на
котлах паропроизводительностью до
200 кг/с (670 т/ч). Однако и эта степень
очистки газов позднее стала для энергети-
ки недостаточной. Кроме того, в процессе
эксплуатации мокрых золоуловителей об-
наружился существенный недостаток,
связанный с химическими процессами,
протекающими при наличии в составе зо-
лы кальциевых соединений.
В мокрых золоуловителях помимо
Рис. 2.7. Мокрый золоуловитель
с коагулятором Вентури
1 — вход запыленных газов; 2 —
выход очищенных газов; 3 — сопла
подачи воды в горловину трубы
Вентури; 4—6 — конфузор, горло-
вина и диффузор коагулятора
Вентури; 7 — корпус каплеулови-
теля; 8 — подача воды для
орошения стенок корпуса; 9 —
бункер каплеуловителя; 10 — гид-
розатвор; 11 — подача пульпы в
канал золоудаления
улавливания золы протекают химические
процессы поглощения из дымовых газов
оксидов углерода и серы. Образующаяся
сернистая кислота, взаимодействуя с соля-
ми жесткости воды и со щелочами золы,
приводит к образованию сульфита каль-
ция CaSO3, вследствие чего возможно за-
бивание элементов золоуловителя отло-
жениями. При большой жесткости смыв-
ной воды (более 20 мг • экв/л), а также для
некоторых топлив, в золе которых со-
держится более 20 % (по другим данным
более 15 %) оксида кальция СаО или бо-
лее 1 % свободной извести, применение
мокрых золоуловителей недопустимо.
Большинство неполадок в работе мокрых золоуловителей является
следствием уноса брызг. Осаждающиеся на неорошаемой поверхности
47
брызги приводят к образованию золовых отложений, увеличению аэроди-
намического сопротивления, дополнительным затратам электроэнергии
на тягу, снижению нагрузки котла и преждевременной его остановке.
Брызги на лопатках дымососов вызывают осаждение на них золы и разба-
лансировку рабочих колес.
Испытания мокрых золоуловителей (в частности, прутковых с коагу-
лятором), проведенные ВТИ, показали, что их КПД составляет 84—88 %,
т.е. они не отвечают санитарным требованиям к очистке дымовых газов
от летучей золы для современных ТЭС. По литературным данным на луч-
ших зарубежных установках степень золоулавливания мокрых золоуло-
вителей достигала 99,8 % [8.1]. Общее аэродинамическое сопротивление
мокрой золоулавливающей установки составляет 680—860 Па (по неко-
торым данным до 1,2 кПа), а удельный расход воды на очистку газов —
0,11—0,27 л/м3 (по другим данным 0,25—1,3 л/м3). Большой расход воды
— недостаток мокрых золоуловителей.
Для ТЭС большой мощности в связи с увеличением количества сжи-
гаемого топлива и образующейся летучей золы возникла необходимость
повысить эффективность очистки газов. Эту задачу можно решить с по-
мощью электрофильтров, которые в настоящее время относятся к числу
наиболее эффективных типов золоуловителя.
2.6. ЭЛЕКТРОФИЛЬТРЫ
Преимуществом электрофильтров является способность улавливать
тонкую золу с частицами 10 мкм и менее. Поэтому они особенно эффек-
тивны при приготовлении пыли в шаровых барабанных мельницах. Элек-
трофильтры очищают газы до концентрации твердых частиц в дымовых
газах за фильтром порядка 50 мг/м3. При грамотном проектировании, хо-
рошем изготовлении и правильной эксплуатации с помощью электро-
фильтров может быть обеспечена очистка газов на 99—99,8 %.
Принцип действия электрофильтра (рис. 2.8) базируется на создании
неравномерного электрического поля высокой напряженности и образо-
вании коронного разряда в окрестности коронирующих электродов, рас-
положенных в корпусе электрофильтра. Вокруг электрода, имеющего
профиль с острыми углами, при напряженности электрического поля око-
ло 1,5 МВ/м возникает интенсивная ионизация дымовых газов в узкой
области, прилегающей к электроду (зона а). Возникает коронный разряд,
в результате которого из молекул дымовых газов выталкиваются отрица-
тельно заряженные электроны и образуются положительно заряженные
ионы дымовых газов. Электроны под действием сил электрического поля
приходят в движение в направлении от коронирующих к осадительным
электродам (зона Ь). Встречая на своем пути частицы золы, электроны
абсорбируются на них и передают им свой отрицательный заряд (зона с).
Теперь уже частицы золы движутся по направлению к осадительным
48
Зоны
Рис. 2.8. Процесс ионизации (а) и принцип работы электрофильтра (б)
электродам, где и осаждаются (зона d) под действием сил электростати-
ческого поля и адгезии (сцепления).
Электроды пластинчатого горизонтального электрофильтра изображе-
ны на рис. 2.9. Ранее осадительные электроды имели S-образный про-
филь с косыми карманами для отвода уловленной золы. У новых электро-
фильтров серии ЭГА (электрофильтр горизонтальный типа А) осадитель-
ные электроды карманов не имеют. Широкополосные осадительные элек-
троды шириной 640 мм, имеющие одинаковый электрический потенциал,
связываются между собой в жесткую систему. Высота электродов приня-
та 6; 7,5; 9, 12 и 15 м. Осадительные электроды набираются из четырех-
восьми элементов, что дает активную зону от 2,56 до 6,12 м. Профильно-
пластинчатые осадительные электроды обеспечивают хорошее удержа-
ние золы в углубленных их частях, достаточно жесткую конструкцию и
минимальный расход металла. Осадительные электроды заземляются.
Коронирующие электроды устанавливают между осадительными
электродами с шагом 325 мм и крепят к рамам, подвешенным к опорно-
проходным изоляторам. Для получения наивысшей напряженности элек-
49
Рис. 2.9. Электроды электрофильтра
а — симметричные С-образные элементы осадительного электрода; б — широкополос-
ный С-образный элемент осадительного электрода; в — коронирующий игольчатый элек-
трод; г — схема взаимного расположения осадительных и коронирующих электродов
50
трического поля коронирующие электроды должны иметь заостренную
форму. Ранее применяли проволоку малого диаметра (3—5 мм) круглого
или штыкового профиля. В настоящее время применяют коронирующие
электроды с фиксированными точками разряда — ленточно-игольчатые
в виде узких полос с выштампованными иголками. На концах иголок
достигается наивысшая напряженность электрического поля. Подвод
электрического тока (заряда) высокого напряжения к коронирующим
электродам электрофильтров (60—80 кВ) осуществляется агрегатами
питания.
Агрегат питания состоит из регулятора напряжения, повышающего
трансформатора и выпрямителя. Для обеспечения оптимального режима
питания напряжение на электродах следует поддерживать на максималь-
но высоком уровне, но ниже пробивного. В агрегатах питания, выпускае-
мых в настоящее время, процесс регулирования напряжения автоматизи-
рован. Для регулирования выходного тока и напряжения агрегата пита-
ния используются магнитные усилители и тиристоры (управляемые крем-
ниевые диоды). Агрегаты питания оснащаются полупроводниковыми вы-
прямителями (селеновыми или кремниевыми). Наиболее современными
типами регуляторов питания являются агрегаты типа АТПОМ (усовер-
шенствованная модель тиристорного регулятора типа АТФ). Для силовой
части этих агрегатов не требуются укрытия, и они устанавливаются вне
помещения. Агрегаты питаются от сети напряжением 380 В, среднее вы-
прямленное напряжение составляет 50 кВ, а амплитудное значение дос-
тигает 80 кВ.
Выпускаются пять типов агрегатов питания электрофильтров:
АТПОМ-250, АТТЮМ-400, АТПОМ-600, АТПОМ-1000 и АТПОМ-1600;
цифры обозначают среднее значение выпрямленного тока нагрузки, мА,
Этим значениям тока соответствует потребляемая из сети мощность 26,
40,60, 100 и 160 кВ - А.
Необходимый электрический ток для игольчатых коронирующих элек-
тродов, мА, определяется по формуле
7 = (2-1)
где /Л — плотность тока, мА/м2; Ап - площадь поверхности осадительных
2
электродов, приходящаяся на один агрегат, м .
Плотность тока принимается в пределах 0,2—0,35 мА/м2 при сжига-
нии каменного угля и 0,3—0,5 мА/м2 при сжигании бурого угля. Жела-
тельно на каждую систему осадительных электродов («каждое поле») ус-
танавливать самостоятельный агрегат питания.
Зола с осадительных электродов удаляется при ударах встряхивающе-
го механизма. Для встряхивания электродов наибольшее распростране-
ние получили ударно-молотковые механизмы. Эффективность удаления
золы с электродов зависит от режима встряхивания. Наихудшие резуль-
таты получаются при непрерывной системе встряхиваниями и при встря-
хивании всех полей через одинаковые промежутки времени. Длитель-
51
ность интервалов между встряхиваниями первого поля рассчитывается
по формуле. Для остальных полей соотношения интервалов встряхивания
осадительных электродов электрофильтра выбираются по таблице в зави-
симости от номера поля и числа полей у электрофильтра.
Эффективность работы золоуловителя, в том числе и электрофильтра,
согласно теории золоулавливания [2.5] оценивается параметром золо-
улавливания IT.
П = vA / V = vA I иа>, (2.2)
где v — скорость движения частиц золы под действием сил осаждения к
поверхности осаждения (скорость дрейфа), м/с; А — площадь поверхно-
сти осаждения, м2; V — объемный расход дымовых газов, м3/с; и — сред-
няя скорость движения пылегазового потока, м/с; (О — сечение для про-
хода газов, м2.
Применительно к электрофильтру площадь поверхности осаждения
А = 2mn Z.n Н, (2.3)
где т — число проходов для газов; п — число полей по ходу газов; £п —
длина одного поля, м; Н — высота электродов, м.
Сечение для прохода газов
(0 = 2 mt Н, (2.4)
где t — расстояние между коронирующими и осадительными электрода-
ми, м.
Таким образом, параметр золоулавливания для электрофильтра
п-^.
и t
Согласно теории золоулавливания параметр золоулавливания
со степенью проскока летучей золы £ формулой
£ = С’вых 1 Свх = е*Р (" /7)>
где Сах и Свых — концентрации летучей золы в дымовых газах.
Тогда степень золоулавливания
т| = 1 — е.
Для электрофильтра параметр золоулавливания и, следовательно, сте-
пень золоулавливания возрастает с увеличением эффективной скорости
дрейфа частиц V, числа полей у электрофильтра п и длины каждого поля
Ln и уменьшается с ростом скорости дымовых газов и и расстояния t
между коронирующими и осадительными электродами.
Формула (2.5) выведена для работы электрофильтра в идеальном слу-
чае, когда отсутствует вторичный унос, обеспечивается равномерный по-
ток газов, нет движения запыленного потока через неактивные зоны
электрофильтра и отсутствуют другие факторы, влияющие на золоулав-
ливание.
52
(2.5)
связан
(2.6)
(2.7)
На основе обобщения данных испытаний отечественных электро-
фильтров было получено полуэмпирическое выражение для параметра
золоулавливания:
<2-8)
где кук — коэффициент вторичного уноса.
Основное влияние на степень золоулавливания в электрофильтре ока-
зывает скорость дрейфа (скорость осаждения) v. Согласно теории движе-
ния заряженной частицы в электростатическом поле скорость дрейфа оп-
ределяется электрическими характеристиками электрофильтра и запы-
ленного потока газов по формуле
где Ео — диэлектрическая проницаемость вакуума, Ф/м (е0 =
= 8,85 • 10-12 Ф/м); еч — относительная диэлектрическая проницаемость
вещества частицы; Е3 — напряженность электрического поля при заряд-
ке, кВ/м; Еос — напряженность электрического поля осаждения, кВ/м;
d — диаметр частицы, м; ц — динамическая вязкость газов, Па • с.
В формуле (2.9) Еч и ц пылегазового потока меняются практически ма-
ло. Примем для золы в среднем Еч = 4 и для дымовых газов среднего со-
става при температуре 100—150 °C
ц = 24 • 10-6 Па • с.
Подставляя значения е0, еч и |1 в формулу (2.9), получаем для обычных
условий эксплуатации работы электрофильтров упрощенное выражение
для скорости дрейфа
v = 0,25 Е3 Еос d. (2.10)
Для дальнейшего упрощения заменим произведение Е3 Еос на сред-
нюю напряженность поля Е в квадрате и получим
v = 0,25 E2d. (2.11)
Под средней напряженностью поля будем понимать
E=U!t, (2.12)
где U — напряжение, подведенное к электрофильтру, кВ; t — расстояние
между осадительным и коронирующим электродами, м.
На работу электрофильтра существенное влияние оказывает удельное
электрическое сопротивление золы ру, Ом/см. На рис. 2.10 показана
зависимость ру от температуры дымовых газов и от содержания в топли-
ве серы S р.
53
Рис. 2.10. Зависимость электрического сопротивления золы от температуры и кон-
центрации в топливе серы Sp
Наиболее эффективно улавливается зола, для которой 2 • 107 < ру <
<8*107. Степень улавливания существенно снижается при log ру > 9.
В этом случае образуется так называемая «обратная корона», когда про-
исходят перезарядка осевших частиц золы и их обратный выброс в газо-
вый поток. Кроме того, при высоких значениях удельного электрического
сопротивления золы падает скорость дрейфа частиц, что, как видно из
формулы (2.8), снижает эффективность работы электрофильтра. Особен-
но существенно падает скорость дрейфа частиц при удельном сопротив-
лении золы свыше 2 • 1О10 Ом/см.
Сущность явления образования «обратной короны» состоит в том, что
при высоком электрическом сопротивлении золы проводимость слоя пы-
ли, осевшей на электроде, оказывается малой, что увеличивает падение
напряжения в слое и уменьшает его падение в газовом промежутке. При
общей высокой разности потенциалов происходит перезарядка осевшей
на осадительном электроде золы с отрицательного на положительный
знак, нарушается на некоторых участках электрода поверхность слоя и в
межэлектродное пространство происходит выброс обратных по знаку
ионов (положительных вместо отрицательных). Одним из косвенных по-
казателей «обратной короны» является расхождение восходящей и нис-
ходящей характеристик поля (вольт-амперная характеристика электро-
фильтра, или зависимость тока короны, мА, от напряжения, кВ).
Высокой степени очистки дымовых газов малосернистых углей с вы-
соким удельным электрическим сопротивлением летучей золы можно
достичь в основном двумя способами.
54
6
Рис. 2.11. Двухступенчатый золоуловитель для золы топлив с высоким удельным
электрическим сопротивлением:
1 — вход запыленных газов; 2 — мокрый скруббер; 3 — подвод орошающей воды мок-
рого скруббера; 4 — швеллерная решетка для задержания капель; 5 — газораспредели-
тельные решетки; 6 — система осадительных электродов; 7 — бункера для уловленной
золы; 8 — выход очищенных и увлажненных дымовых газов
Первый способ — размещение электрофильтра до воздухоподогрева-
теля в зоне относительно высоких температур газов (200—300 °C), когда
удельное сопротивление золы резко падает (рис. 2.10).
Второй способ — кондиционирование дымовых газов, осуществляе-
мое впрыском химического агента, снижающего удельное электрическое
сопротивление летучей золы (вода, аммиак, сернистый ангидрид, извест-
ковое молоко и другие вещества).
Удобной оказалась установка мокрого золоуловителя — скруббера —
перед электрофильтром (рис. 2.11).
Следует заметить, что высокотемпературные электрофильтры не на-
шли применения в России: напротив, распространено охлаждение дымо-
вых газов. Неоднозначные результаты получены при использовании вы-
сокотемпературных электрофильтров и за рубежом, например в США.
Одной из причин ухудшения работы электрофильтров является вы-
сокая концентрация золы в дымовых газах, что наблюдается при много-
зольных топливах с приведенным параметром Лп > 10 (приведенная золь-
55
Рис. 2.12. Горизонтальный трехпольный электрофильтр
1 — вход запыленного газа; 2 — выход очищенного газа; 3 — газораспределительная ре-
шетка; 4 — защитная коробка для подвода электрического тока высокого напряжения;
5 — рама коронирующих электродов; 6 — осадительный электрод; 7 — механизм встря-
хивания коронирующих электродов; 8 — механизм встряхивания осадительных электро-
дов; 9 — корпус электрофильтра; 10 — эоловой бункер; 11 — газоотражательные пере-
городки бункеров; 12 — подъемная шахта; 13 — газораспределительные объемные эле-
менты; 14 — конфузор за электрофильтром
ность топлива определяется по формуле Ап = AP/Q^ (где Ар— зольность
на рабочую массу топлива; Q рн — низшая рабочая теплота сгорания
топлива) и имеет единицу, обозначаемую так:
этом случае
рекомендуется комбинировать электрофильтры с предвключенными ме-
ханическими золоуловителями (в частности, с батарейными циклонами).
На степень улавливания большое влияние оказывает скорость газов,
причем в отличие от циклонных золоуловителей степень улавливания
золы в электрофильтрах растет с уменьшением скорости. Поэтому для
углей с высоким удельным электрическим сопротивлением золы прихо-
дится принимать малые скорости газового потока (и = 1—1,2 м/с), а для
прочих топлив и = 1,6—1,8 м/с. Для газового потока с низкой скоростью
необходима установка электрофильтров очень большого поперечного се-
чения, что ведет к большим расходам металла и высоким капитальным
затратам.
56
Рис. 2.13. Газораспределительное устройство электрофильтров
а — газораспределительное устройство МЭИ для подвода газов снизу; 1 — подъемная
шахта; 2 — скошенная часть подъемной шахты; 3 — решетка из объемных элементов;
4 — форкамера; 5 — перфорированнные плоские газораспределительные решетки с по-
лезным относительным сечением f= 0,5; 6 — активное поле электрофильтра; б — газо-
распределительное устройство с диффузором при горизонтальном подводе газов/j = 0,7,
/2 = /з = °>5
б)
Эффективность работы электрофильтра во многом зависит от равно-
мерности поступающего потока, а также от рациональной организации
потока в электрофильтре. Необходимо обеспечить равномерный по сече-
нию поток и отсутствие проскока части запыленного газа в бункера под
полями электрофильтров. Наилучшее равномерное распределение потока
получается при использовании бездиффузорного газораспределительного
устройства МЭИ с объемными элементами треугольной формы, а сниже-
ние холостого потока (потока в обход электрических полей) — через
бункера с помощью наклонных газоотражательных устройств (рис. 2.12).
На рис. 2.13 показаны варианты газораспределительных устройств
электрофильтров при разном взаимном расположении воздухоподогрева-
теля и электрофильтра.
Для глубокой очистки дымовых газов для экологически безопасных
ТЭС требуются многопольные электрофильтры с числом полей от 4 до 8.
Один из вариантов такого электрофильтра был представлен на рис. 2.11,
другой вариант дан на рис. 2.14. Здесь изображен четырехпольный элек-
трофильтр для энергоблока мощностью 800 МВт. Чтобы обеспечить тре-
буемую малую скорость движения дымовых газов в электрофильтре, при-
57
8S
24000
ходится из-за большого расхода газов применять двухъярусную компо-
новку электрофильтров. При этом зола из верхнего яруса просыпается в
бункера нижнего яруса через щели, образованные осадительными элек-
тродами нижнего яруса, из которого частично удалены коронирующие
электроды.
Такие электрофильтры позволяют достигать высокой степени улавли-
вания (КПД электрофильтра) Т| = 99,5—99,8 % при гидравлическом со-
противлении электрофильтра не более 150 Па.
Для удаления золы углей с неблагоприятными электрофизическими
свойствами, как уже отмечалось, приходится прибегать к кондициониро-
ванию поступающих в электрофильтр дымовых газов. Так, перед элек-
трофильтрами, улавливающими золу экибастузских углей, устанавлива-
ют мокрые скрубберы (см. рис. 2.11), где благодаря подаче в поток дымо-
вых газов воды происходит снижение их температуры на 30—50 °C с од-
новременным увеличением их влажности. Это приводит к снижению
удельного электрического сопротивления золы и к лучшему ее улавлива-
нию в электрофильтре. При этом можно получить очистку дымовых га-
зов до концентрации порядка 30—50 мг/м3 и Т| = 99,8 %.
2.7. ТКАНЕВЫЕ ФИЛЬТРЫ
2.7.1. Конструкции и технические характеристики
В настоящее время в энергетике получают применение тканевые
фильтры, использовавшиеся ранее в других отраслях промышленности
для улавливания пыли [2.5—2,13]. Поскольку электрофильтры плохо
улавливают частицы размером 10 мкм и меньше, это стало причиной то-
го, что в США на новых ТЭС электрофильтры заменяют рукавными
фильтрами. Фильтрация в них осуществляется через гибкую ткань, изго-
товляемую из тонких нитей диаметром 100—300 мкм. Фильтры благода-
ря цилиндрической форме получили название рукавных. С помощью тка-
невых фильтров можно достичь высокой степени улавливания пыли до
99,9 %. Их использование связано с рядом условий. Скорость газового
потока через ткань должна быть очень низкой — порядка 0,01—0,02 м/с.
Даже при таких скоростях гидравлическое сопротивление оказывается
высоким (около 0,5—1,5 кПа). Наибольшую трудность при эксплуатации
представляет удаление осевшей на ткани золы. Для этого применяется
Рис. 2.14. Четырехпольный двухъярусный электрофильтр
1а, 16 — вход запыленных газов в верхний, нижний ярусы; 2а, 26 -— выход очищенных
газов из верхнего, нижнего ярусов; 3 — корпус; 4а, 46 — верхний, нижний бункера золы;
5 — канал для поступления золы из верхнего бункера в нижний; 6 — осадительный элек-
трод; 7 — коронирующий электрод; 8 — встряхивающий механизм осадительных элек-
тродов; 9 — рама коронирующих электродов; 10 — подвод высокого напряжения к коро-
нирующим электродам; 11 — электрообогрев бункера; 12 — газораспределительная
решетка
59
Трубная доска
Рис. 2.15. Устройство и принцип действия тканевого рукавного фильтра с подачей
запыленного потока с периферии в рукав. Слева — рукав в режиме очистки про-
дувкой воздухом, справа — рукав в режиме очистки дымовых газов
механическое встряхивание либо продувка воздухом в обратном направ-
лении, причем на это время очищаемая секция, как правило, должна отъ-
единяться от газового потока шиберами.
Тканевые фильтры должны быть изготовлены из материала, выдержи-
вающего высокую температуру уходящих газов котла. Материал фильтра
должен быть стойким к повышенной влажности и влиянию химических
соединений. В качестве материала фильтров для работы при температуре
газов до 130 °C нашли применение шерсть или шерстяной войлок, при
температуре около 260 °C используется стекловолокно и стекловолокно с
графитом, применяется также оксалин (до 250 °C). Длительность работы
ткани составляет 1—3 года.
Устройство и принцип действия тканевого рукавного фильтра показа-
ны на рис. 2.15.
На рис. 2.16 схематично представлена конструкция многокамерного
рукавного фильтра. Число рукавов в одной камере может быть 100 и бо-
лее. Дымовые газы проходят снизу внутрь рукавов, осаждение частиц
пыли осуществляется на внутренней поверхности стенки рукава. При ре-
генерации одна из камер с помощью клапана отключается от подачи ды-
мовых газов и прилипшие к ткани слои пыли удаляются с помощью
встряхивания или вибрации рукавов. Кроме того, отделению пыли спо-
собствует струя сжатого воздуха, направляемая против движения процес-
са фильтрации. Отделившаяся пыль падает в пылесборник, находящийся
под рукавами и удаляется с помощью шнеков из фильтровального по-
мещения.
60
Рис. 2.16. Многокамерный рукавный фильтр (4 камеры по 8 рукавов) с подачей за-
пыленного потока снизу внутрь рукавов. Р — секция на регенерации с продувкой
воздухом под давлением снаружи внутрь рукавов
Фильтры с регенерацией встряхиванием имеют специальные колотуш-
ки, расположенные на наклонных рамах, на которых крепятся рукава.
К недостаткам этого метода относится быстрый износ ткани рукава. По
этой причине, особенно при использовании стеклоткани для регенерации
фильтров, используют вибраторы, осуществляющие горизонтальные тря-
сущие либо полоскательные движения рукавов. Такие фильтры конструк-
тивно выполняются многокамерными с подачей дымовых газов внутрь
рукавов. Регенерация фильтра осуществляется с помощью сжатого возду-
ха низкого давления. Избыточное давление воздуха не превышает 104 Па.
Такая регенерация является щадящей, при этом срок эксплуатации рука-
вов достигает 16 тыс. ч. Ресурс фильтрующей ткани определяется появле-
нием дефектов в ткани либо ростом ее сопротивления из-за склеивания
пор. Рукава обычно имеют следующие размеры: диаметр 300 мм, длину
10 м. Площадь фильтрации одного рукава составляет 10 м2.
Широкое распространение получили также рукавные фильтры, в кото-
рых регенерация осуществляется воздухом при высоком избыточном дав-
лении (рис. 2.17). Этого удалось достичь благодаря использованию в ка-
честве фильтрующего материала игольчатого войлока, имеющего высо-
кую прочность. В фильтрах этого типа дымовые газы подаются в рукав
всегда снаружи (с периферии). Для регенерации фильтров кратковремен-
но сверху вниз в рукав «выстреливают» струю воздуха при высоком дав-
61
Воздух под
лении со скоростью звука. Происходят встряхивание и деформация рука-
ва, который вздувается, благодаря чему слой пыли стекает вниз и удаля-
ется (рис. 2.18). Можно регенерировать как отдельные рукава, так и ряды
рукавов, отключать подачу дымовых газов в этом случае не обязательно.
Процесс регенерации продолжается от 100 до 300 мс. Для таких фильт-
ров нет необходимости иметь многокамерную конструкцию. Давление
воздуха в резервуаре для регенерации варьируется от 0,5 НО5 Па до
7 • 105 Па.
Тканевые фильтры и электрофильтры требуют приблизительно одина-
ковых капитальных и эксплуатационных затрат, но в отличие от электро-
фильтров тканевые электрофильтры проще в эксплуатации и более эф-
фективны [2.14].
Кроме рукавных тканевых фильтров находят применение и карманные
тканевые фильтры, хотя они и менее распространены. Фильтрующая
ткань в них выполняется в форме прямоугольных плоских карманов, за-
крепленных на специальных рамах. Поток дымовых газов проходит через
наружную поверхность ткани внутрь кармана. Таким образом очистка
дымовых газов от золы происходит на наружной стороне ткани.
Преимущество карманной конструкции фильтров заключается в воз-
можности вывести из процесса работы любую отдельную камеру без вы-
ключения всей фильтровальной установки. Кроме того, есть возможность
наращивания установки добавочными камерами. Вместе с тем, при оди-
62
наковых габаритных размерах в установке с рукавными фильтрами мож-
но разместить большую фильтрационную поверхность, чем в установке с
карманными тканевыми фильтрами. Обычно камерные фильтры приме-
няют на малых энергоустановках.
Использование тканевых фильтров позволяет довести степень очистки
дымовых газов до 99,9 % и снизить содержание золовых частиц в уходя-
щих газах котлов ТЭС до 35—50 мг/м3, что соответствует показателям
экологически безопасных ТЭС.
2.7.2. Опыт освоения тканевых фильтров
Опыт освоения рукавных фильтров на ТЭС накапливался в США
с 60-х годов. Здесь приведен опыт одной из промышленных проверок
в США гибридной технологии золоулавливания, включающей в себя
предвключенную ступень электростатической очистки и ступень фильт-
рации на тканевом фильтре. Эта технология перспективна, но нуждается
в дальнейшей проверке и отработке, особенно на ТЭС РФ.
Опыт освоения тканевого фильтра рассмотрим на примере внедрения
системы Cohpac на ТЭС Gaston (США) [2.13].
Полномасштабная система Cohpac на ТЭС Gaston, спроектированная и
поставленная компанией Research-Cottrell, является первой установкой,
размещенной за «горячим» электрофильтром и за воздухоподогревате-
лем. («Горячим» называют электрофильтр, расположенный перед возду-
хоподогревателем, в отличие от «холодного», который устанавливают за
воздухоподогревателем.) Из-за недостатка свободных площадей рукав-
ные фильтры были размещены в выведенном из эксплуатации корпусе
«холодного» электрофильтра, находившемся непосредственно под «горя-
чим» электрофильтром (рис. 2.19).
Тепловая электростанция состоит из четырех пылеугольных энерго-
блоков мощностью по 272 МВт и одного блока мощностью 900 МВт. Все
они оборудованы «горячими» электрофильтрами. В котлах сжигаются
малосернистые битуминозные угли. Система была рассчитана на расход
дымовых газов 1818 тыс. м /ч при температуре 143 °C. По проекту
удельный выброс твердых частиц должен был уменьшиться до 0,18 г/м3,
т.е. до 0,0086 г/МДж. В отличие от других установок типа Cohpac, эта
система предназначалась для проведения очистки без останова, в режиме
с использованием сжатого воздуха повышенного давления.
Золоуловитель Cohpac состоит из четырех секций — по две на возду-
хоподогреватель. Каждая секция — это два пакета, содержащих 544 ру-
кавных фильтра высотой 7,01 м из ткани Ry ton. Корпус тканевого фильт-
ра делится на две части, между которыми находится канал для прохода
дымовых газов. Этот байпасный (обводной) канал может быть полностью
или частично открыт. Каждая секция оборудована жалюзийным шибером
на входе и отсечным на выходе, что позволяет надежно изолировать нуж-
ный участок для осмотра или для замены рукавных фильтров.
63
Подвод
очищающего воздуха
а)
Рис. 2.19. Полномасштабный тканевый фильтр системы Cohpac на ТЭС Gaston (США)
а — компоновка фильтра; б — система продувки рукавных фильтров
По имеющимся сведениям система Cohpac на ТЭС Gaston работает ис-
ключительно надежно, даже в те периоды, когда характеристики топлива
были далеки от идеальных.
В периоды, когда запыленность дымовых газов повышалась, система
автоматически настраивалась на требуемую частоту продувок. Обычно
время между продувками рукавных фильтров составляло от 3 до 5 ч. Од-
нако в тех случаях, когда запыленность на входе увеличивалась, частота
продувок автоматически возрастала вплоть до режима непрерывной про-
дувки.
Приемные испытания системы были проведены в мае 1997 г. Измерен-
ная концентрация твердых частиц оказалась значительно меньше допус-
тимого значения. Усредненная по результатам пяти опытов запыленность
дымовых газов составила всего лишь 0,00215 г/МДж. После эксплуата-
ции установки в течение 2100 ч несколько рукавных фильтров было изъ-
ято для осмотра. Все они оказались в хорошем состоянии, имели мини-
мальную потерю прочности и не обнаруживали следов вдавливания от
проволочного каркаса.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 2
1. Расскажите о перспективах использования природного газа в энергетике и о возмож-
ности перехода в будущем на твердое топливо.
2. Какова зольность твердых топлив РФ и Казахстана?
3. Каковы нормативы выбросов летучей золы в атмосферу от ТЭС РФ?
4. Какова доля выброса твердых частиц с дымовыми газами из пылеугольных топок раз-
личных типов?
5. Расскажите о способах золоулавливания и об основных типах золоуловителей, ис-
пользующихся на ТЭС.
6. Какова зависимость степени очистки дымовых газов котлов от скорости газа в ци-
клонных золоуловителях?
7. Каковы причины появления в технике золоулавливания батарейных циклонов?
8. В чем заключается преимущество мокрых инерционных золоуловителей по сравне-
нию с сухими циклонами?
9. В чем заключается принцип действия электрофильтра?
10. В чем заключается конструктивная особенность коронирующих электродов (в отли-
чие от осадительных) в электрофильтрах?
11. Что такое параметр золоулавливания электрофильтров и от каких факторов он за-
висит?
12. Как влияют на работу электрофильтра электрические свойства летучей золы?
13. В чем заключается сущность явления «обратной короны» в электрофильтрах?
14. Как зависит степень золоулавливания в электрофильтре от скорости дрейфа частиц
золы?
15. Как выполняются газораспределительные устройства в электрофильтрах и какова их
эффективность?
16. В чем причина перехода от электрофильтров к тканевым фильтрам в теплоэнерге-
тике?
17. Назовите требования к материалам тканевых фильтров.
18. В чем заключается принцип действия тканевого рукавного фильтра?
19. Каковы конструктивные особенности карманных тканевых фильтров?
65
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 2
2.1. Экологические аспекты устойчивого развития теплоэнергетики России / Под общ.
ред. Р.И. Вяхирева. М.: Издательский дом «Ноосфера», 2000.
2.2. Природоохранные технологии ТЭС: Сб. научн. статей / Под ред. Г.Г. Ольховского,
А.Г. Тумановского, В.П. Глебова. М.: ВТИ, 1996.
2.3. Повышение эффективности и экологической безопасности сжигания углей на
электростанциях Сибири. Красноярск: Сиб. ВТИ, 1995.
2.4. ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допусти-
мых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. М.: Изд-во стан-
дартов, 1978.
2.5. Рихтер Л.А., Волков Э.П., Покровский В.Н. Охрана водного и воздушного бассей-
нов от выбросов ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1981.
2.6. ГОСТ Р 52831-95 Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие
технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1995.
2.7. ВНТП 81. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций и
тепловых сетей. Министерство энергетики и электрификации СССР. М., 1981.
2.8. Развитие теплоэнергетики: Сб. научн. статей / Под ред. А.Ф. Дьякова, Г.Г. Ольхов-
ского. М.: ВТИ, 1996.
2.9. Материалы Междунар. научно-практ. конф. «Экология энергетики 2000». Москва,
18—20 октября 2000 г. М.: Изд-во МЭИ, 2000.
2.10. Развитие технологий подготовки и сжигания топлив на электростанциях: Сб.
научн. статей / Под ред. А.Г. Тумановского, В.Р. Котлера. М.: ВТИ, 1996.
2.11. Перспективы развития тепловых электростанций на твердом топливе / Ю. К. Семе-
нов, А.Ф. Дьяков, В.И. Доброхотов и др. // Теплоэнергетика. 1992. № 1. С. 2—7.
2.12. Кейт Джонс. Новая система золоулавливания для крупных угольных ТЭС // Миро-
вая электроэнергетика. 1998. № 4. С. 44—46.
2.13. VGB-Konferenz. «Fossilbefeuerte Damp (kraft werke mit fortgeschrittenen Auslegung-
parametren» Denmark. 1993.
2.14. JGCC-A Progressive and Profitable Power Plant Technology Power-Gen. Europe‘97.
June 17—19. 1997.
Глава третья
СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСА СОЕДИНЕНИЙ СЕРЫ
В АТМОСФЕРУ
3.1. НОРМАТИВЫ ВЫБРОСА СОЕДИНЕНИЙ СЕРЫ
В АТМОСФЕРУ
К числу загрязнителей чистого воздуха следует отнести все вещества,
изменяющие его естественный состав. Естественный состав чистого воз-
духа [3.1] приведен ниже:
Компонент Объемная концентрация, %,
в расчете на сухой воздух
Кислород О2...............................................20,93
A30tN2..................................................78,10
Аргон Аг...............................................0,9325
Диоксид углерода СО2................................0,03—0,04
Водород Н2.............................................. 0,01
HeoHNe.................................................0,0018
Гелий Не.............................................. 0,0005
Криптон Кг.............................................0,0001
Ксенон Хе............................................0,000009
Для определения загрязнения чистого воздуха используют массовую
Ст или объемную Cv концентрации загрязнителей.
Объемная концентрация представляет собой объем данного вещества
в объеме всего воздуха или смеси газов. Единицей измерения является
одна миллионная часть объема = 1 ppm (part per million) = 1 см3/м3. Эта
концентрация не зависит от давления и температуры газа, и ее не нужно
приводить к заданным условиям.
Массовая концентрация Ст характеризует массу вещества в 1 м3 газов
и измеряется в граммах на 1 м3 или в миллиграммах на 1 м3 (г/м3 или
мг/м3). Она зависит от давления и температуры среды, и ее следует при-
водить к нормальным физическим условиям (Г = 0 °C; р = 0,1013 МПа) с
помощью соотношения
(273 + /г) 0Д013
273 рг
67
Здесь — массовая концентрация вещества (загрязнителя) при нор-
мальных условиях; Ст — массовая концентрация вещества при
произвольных давлении и температуре воздуха или газовой смеси; tT —
температура воздуха или газовой смеси, °C; рг — давление воздуха или
газовой смеси, МПа.
Массовую концентрацию необходимо пересчитывать для стандартных
условий в соответствии с ГОСТ Р50831-95 [3.2]. Для паровых котлов та-
кие условия характеризуют параметры: избыток воздуха в уходящих га-
зах аух = 1,4; t = О °C; р = 0,1013 МПа. Применительно к газотурбинным
установкам концентрацию вредных веществ определяют при тех же дав-
лении и температуре и содержании кислорода в газах О2 = 15 %.
Массовый выброс вредных веществ в окружающую среду в единицу
времени обозначают М? г/с. Этот же выброс за год (месяц, квартал) назы-
вают валовым выбросом, т/год.
Часто требуется провести пересчет концентраций газа (загрязнителя)
из одной концентрации (например, из объемной) в массовую. Пересчет
проводится следующим образом:
Ст ~ Cv рн,
где рн — плотность газа (загрязнителя) при нормальных условиях (при
t П птпмп' / 3 „ молярная масса , з
t = 0 С; р = 0,1013 МПа), мг/см ; рн = --22~4------ мг/см .
Ниже представлен коэффициент пересчета рн объемной концентрации
газа Су, см3/м3 (ppm), в его массовую концентрацию Ст, мг/м3, для
основных загрязнителей воздуха продуктами сгорания органического то-
плива:
Вещество
NO2.........................
NO..........................
SO2.........................
2
Коэффициент пересчета рн, мг/см
.......................2,053
.......................1,339
.......................2,926
СО2.................................................................1,977
СО..................................................................1,250
О2..................................................................1,429
H2S.................................................................1,539
Далее по тексту главы массовые концентрации даются приведенными
к стандартным условиям.
Тепловые электростанции являются источником выброса соединений
серы в атмосферу.
Диоксид серы SO2, содержащийся в дымовых газах, практически не
влияет на процесс производства энергии. Триоксид серы SO3 обусловли-
68
вает сернокислотную точку росы. По ней выбирают температуру уходя-
щих газов котлов, и она является одним из основных факторов эффектив-
ной работы газоочистки.
Но практическое отсутствие воздействия SO2 на процесс производства
энергии «компенсируется» активным воздействием этого вещества на ок-
ружающую среду: диоксид серы в атмосфере при воздействии озона, об-
разующегося из кислорода воздуха под действием солнечного света,
окисляется до триоксида серы SO3, который соединяется с водяным па-
ром и образует пары серной кислоты.
Оксиды азота также окисляются до высших оксидов с конечным обра-
зованием паров азотной кислоты HNO3. Пары обеих кислот, плотность
которых в 3—4 раза больше плотности воздуха, под действием гравита-
ции и с атмосферными осадками, которые называют кислотными дождя-
ми, поступают в почву. В результате пресноводные водоемы и реки за-
кисляются, что приводит к потере части водной флоры и фауны и замене
их другими, более стойкими, но не оо ^.почивающими необходимую ре-
генерацию воды. К этому следует добавить, что 'ч-гесь серной и азотной
кислот по своей способности растворять металлы приближается к «цар-
ской водке». Эта смесь постоянно растворяет тяжелые металлы, вносит
их в пресную воду и таким образом воздействует на живые организмы.
Расчеты показывают, что примерно 50 % SO2 выпадает из дымовых
газов на почву в радиусе 15—25 высот дымовых труб. Этим объясняется
принятое в большинстве промышленно развитых стран законодательство
по диоксиду серы: обеспечивать не только заданную концентрацию в вы-
брасываемых в воздух газах, но и степень улавливания SO2 (около 60 %
для котлов малой мощности и 90 % — для котлов большой мощности).
Если учесть, что скорости осаждения диоксида серы и субмикронных
частиц летучей золы (наиболее обогащенных тяжелыми металлами)
практически одинаковы, то закисление пресных водоемов и загрязнение
их тяжелыми металлами происходят одновременно. Поэтому предотвра-
тить этот процесс можно только уменьшением выбросов диоксида серы
до значений, не снижающих регенеративные возможности природы.
Таким образом, действие диоксидахеры двояко:
а) интенсивное загрязнение района размещения ТЭС;
б) стимулирование через кислотные дожди интенсивного поступления
тяжелых металлов в пресные водоемы и сельскохозяйственные про-
дукты.
С учетом всех последствий попадания диоксида серы в окружающую
среду современной считают такую ТЭС, которая имеет необходимые га-
зоочистные сооружения, обеспечивающие производство экологически
чистой энергии.
Наличие в дымовых газах диоксида серы обусловлено постоянным
присутствием в твердом и жидком топливе (и в природном газе некото-
рых месторождений) различных соединений серы -— сульфидов и орга-
69
Таблица 3.1. Нормы выброса SO?
Производительность Приведенное со- держание серы SI]p, Массовый выброс* Массовая концентра- ция** SOxb дымовых
котла D , т/ч % кг МДж SOx, кг/т газах при а = 1,4, мг/м3
Котельные установки, вводимые на ТЭС до 31 декабря 2000 г.
До 420 < 0,045 25,7 2000
> 0,045 44,0 3400
Не менее 420 < 0,045 25,7 2000
> 0,045 38,0 3000
Котельные установки, вводимые на ТЭС с 1 января 2001 г.
До 320 <0,45 >0,45 14,7 17,8 1200 1400
320—400 <0,45 11,7 950
>0,45 13,1 1050
400—420 <0,45 8,8 700
>0,45 8,8 700
Не менее 420 — 8,8 700
* Массовый выброс серы при расходе топлива в условном исчислении, т.
** При нормальных физических условиях, рассчитанных на сухие газы.
нических соединений. При окислительном сжигании топлива сера окис-
ляется до диоксида:
S + О2 ---*- SO2.
Восстановительное сжигание для получения генераторного газа
производит сероводород H2S, который затем сгорает, образуя тот же
диоксид:
2H2S + ЗО2 ----► 2SO2 + 2Н2О.
Месторождения высокосернистых углей в России находятся в евро-
пейской части страны и на Урале. Угли Сибири и Дальнего Востока
обычно имеют малое содержание серы. Отечественные энергетические
мазуты содержат 2—3,5 % серы. Попытка организовать в 90-х годах про-
изводство малосернистых мазутов в качестве резервного топлива с со-
держанием серы около 0,5 % для сезонного сжигания оказалась неудач-
ной из-за отсутствия финансирования.
Во вновь сооружаемых и реконструируемых котельных установках
должны соблюдаться требования ГОСТ Р50831-95 (табл, 3.1) [3.2], кото-
рый нормирует предельные удельные выбросы диоксида серы для котлов
разной тепловой мощности в зависимости от приведенной сернистости
топлива. Эти удельные выбросы п", г/МДук, отнесены к 1 МДж тепла
сожженного топлива, что исключает необходимость учета присосов воз-
70
духа в газовый тракт. Удельные выбросы легко привести к концентрации
С, г/м3:
. ,.Й
V’
где 2н — низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг; Иг — удельный
объем дымовых газов, образующихся при сжигании 1 кг топлива и задан-
ном коэффициенте избытка воздуха, м3/кг.
Концентрация диоксида серы и его удельные выбросы связаны между
собой:
К
п" = Ст—.
£
Исходные удельные выбросы диоксида серы п', г/МДж, без учета его
связывания в топочной камере щелочными компонентами золы рассчи-
тываются так [3.7]:
п' = 205”,
где Sn = Sp/Q„ — приведенная сернистость топлива, %мдж» $Р —
концентрация серы на рабочую массу топлива, %.
В настоящее время никаких требований к содержанию оксидов серы в
дымовых газах, выбрасываемых в атмосферу действующими котельными
установками, не существует. Сейчас содержание оксидов серы полно-
стью зависит от содержания серы в исходном топливе. При расчете
прогнозируемых выбросов необходимо учитывать, что, вероятно, уже в
2002 г. будут введены удельные нормативы выбросов загрязняющих ве-
ществ для действующих котельных установок ТЭС. Поэтому разумнее
уже в настоящее время учитывать требования Протокола № 2 Междуна-
родной конвенции о трансграничном переносе диоксида серы (1994 г.)
[3.3] и вводить удельные нормативы для крупных источников, располо-
женных на европейской территории России, на уровне 400 мг/м SO2 в
уходящих газах при нормальных условиях.
Имея нормативы удельных выбросов SO2, легко подсчитать требуе-
мую степень улавливания T]so2 для котлов разной мощности:
п — и
Pso = ~т~Ю0%.
Ряд топлив имеет небольшое содержание серы, при их использовании
нормативы удельных выбросов SO2 с дымовыми газами обеспечиваются
естественным образом. Часть углей Сибири и Дальнего Востока требуют
очистки продуктов их сгорания на 15—55 %. Продукты сгорания углей
71
европейской части страны и Урала, а также сернистые мазуты необходи-
мо очищать на 82—95 %.
Согласно Конвенции Европейской экологической комиссии (ЕЭК)
ООН о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния
(1979 г.), принятой в Женеве, а также Протоколу к Конвенции о дальней-
шем снижении выбросов серы (1994 г.), в качестве одного из первых ша-
гов договаривающиеся стороны, как минимум, снижают и сдерживают
свои годовые выбросы серы согласно срокам и уровням, указанным в
приложении к Протоколу. Для России эти обязательства представлены в
табл. 3.2 [3.3].
Рассмотрим действие условий Конвенции на предприятиях ТЭК евро-
пейской части территории России (ЕТР).
Выбросы оксидов серы по предприятиям энергетики, расположенным
в этом регионе, в базовом 1980 г. составили 4710 тыс. т/год, или 66,77 %
общих выбросов. Таким образом, чтобы обязательства РФ по Конвенции
о снижении выбросов SO2 были выполнены, выбросы предприятий теп-
лоэнергетики не должны превышать предельных значений, представлен-
ных в табл. 3.3 [3.3].
Фактические выбросы в атмосферу SO2 ТЭС, расположенными на
ЕТР, представлены в табл. 3.4 [3.3].
Анализ данных табл. 3.4 показывает, что отрасль выполняет обяза-
тельства, принятые Россией по Конвенции. Снижение выбросов SO2 от-
носительно базового уровня (уровень 1980 г.) за период от 1980 до 1991 г.
при росте производства электроэнергии от 340,0 до 440,2 млрд кВт • ч
произошло благодаря изменению структуры топливного баланса (увели-
чения доли природного газа), поскольку в этот период у нас не было вво-
да сероулавливающих установок.
Дальнейшее снижение выбросов SO2 с дымовыми газами ТЭС, распо-
ложенных на ЕТР, объясняется только снижением выработки электро-
Таблица 3.2. Годовые выбросы оксидов серы в целом по России в соответствии
с Протоколом № 2 Международной конвенции ЕЭК ООН (1994 г.)
Уровень выбросов SO2, тыс. т/год Максимальный уровень выбро- сов SO2, тыс. т/год Сокращение выбросов, % (базовый 1980 г.)
1980 г. 1990 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г.
7161 4460 4440 4297 4297 38 40 40
Таблица 3.3. Уровень выбросов SO2 предприятиями энергетики ЕТР, необходимый
для выполнения обязательств России по Протоколу № 2 к Конвенции 1994 г.
Уровень выбросов SO2, тыс. т/год Максимальный уровень выбро- сов SO2, тыс. т/год Сокращение выбросов, % (базо- вый 1980 г.)
1980 г. 1990 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г.
4710 2933 2920 2826 2826 38 40 40
72
Таблица 3.4. Фактические выбросы SO} ТЭС, расположенными па ЕТР
Год Выработка электро- энергии, млрд кВт • ч Выбросы SO2, тыс. т, в год Удельный выброс, SO2, т/(млн кВт ч) [г/(кВт • ч)]
1980 340,0 4536,0 (4710)* 13,34
1985 386,3 3150,9 8,16
1986 402,2 2750,9 6,84
1987 412,2 2408,4 5,84
1988 428,1 2120,6 4,95
1989 435,9 1827,4 4,19
1990 441,9 1795,9 4,06
1991 440,2 1844,8 4,19
1993 375,3 1390,0 3,70
1995 329,0 1191,9 3,62
1998 301,8 916,6 3,04
* Представленные данные относятся к ТЭС РАО «ЕЭС России». Данные в скобках от-
носятся к энергетике России в целом.
энергии, так как структура топливного баланса осталась без изменения.
Поэтому выбросы SO2 в 1998 г. (916,6 тыс. т) значительно ниже того
уровня, который соответствует обязательствам по Конвенции.
Рост производства электроэнергии и наметившиеся изменения в
структуре топливного баланса в сторону увеличения доли твердого топ-
лива приведут к росту выбросов SO2 в атмосферу. В отношении защиты
окружающей природной среды снижение выбросов соединений серы на
ТЭС становится актуальнейшей задачей.
В России приняты предельно допустимые концентрации SO2 в атмо-
сферном воздухе: максимально разовая ПДК (ПДКМР), равная 0,5 мг/м3,
и среднесуточная ПДК (ПДКСС) — 0,05 мг/м3 [3.8].
Сокращение выбросов соединений серы на ТЭС может быть осущест-
влено тремя способами:
путем очистки топлива от соединений серы до его сжигания;
связыванием серы в процессе горения;
в результате очистки дымовых газов.
3.2. ОЧИСТКА ТОПЛИВА ОТ СОЕДИНЕНИЙ СЕРЫ
ДО ЕГО СЖИГАНИЯ
Очистка жидких топлив от серы широко применяется в ряде стран:
Японии, США, Мексике и некоторых других. Используются преимущест-
венно два метода — прямой и косвенный.
При прямом методе очистки жидкое топливо проходит обработку пу-
тем каталитического гидрирования с выделением серы в виде сероводо-
73
рода и последующим восстановлением его до элементарной серы. Стои-
мость такой обработки составляет около 7 долл. США за тонну топлива
при глубине сероочистки от 3 до 1,0 %.
Метод косвенной очистки заключается в вакуумной перегонке топли-
ва. Стоимость такой сероочистки составляет примерно 7,5—9,0 долл, за
тонну топлива при глубине сероочистки от 3 до 0,6 %.
В твердом топливе (ископаемом угле) сера может находиться в виде
органической и (или) колчеданной серы. Основную часть колчеданной
серы (FeS2) можно достаточно легко удалить путем обогащения, посколь-
ку она находится в углях в виде отдельных включений.
Сложнее обстоит дело с органической серой, ибо она входит в состав
горючей массы и удалить ее очень сложно. В настоящее время методы
удаления органической серы из твердого топлива находятся в стадии раз-
работки.
Самым радикальным методом удаления серы является газификация
топлива [3.4, 3.11, 3.14]. Перевод твердого или жидкого топлива в газооб-
разное состояние производится путем неполного окисления при высокой
температуре с одновременным удалением вредных примесей, являющих-
ся побочными продуктами. Сера выводится из топлива в этом случае
большей частью в виде соединения H2S (сероводорода). После такого вы-
ведения серы горючий газ может быть далее использован в парогазовых
установках для производства электроэнергии с высоким КПД [3.9].
Процесс газификации угля происходит по следующей химической
реакции:
С + Н2О ----- СО + Н2.
При этом часть угля не газифицируется, а углерод сгорает полностью:
С + О2------ СО2.
Образующийся углекислый газ реагирует далее с раскаленным углеро-
дом по формуле
СО2 + С ----- 2СО.
При этом КПД газификации составляет 80—85 %, а в сочетании с па-
рогазовой установкой КПД ПГУ может достигать 42 %. Под КПД газифи-
кации здесь понимается отношение массы образующихся газов к
горючей массе исходного твердого топлива.
3.3. СВЯЗЫВАНИЕ СОЕДИНЕНИЙ СЕРЫ В ПРОЦЕССЕ
ГОРЕНИЯ
Наиболее распространенным способом связывания серы в процессе
горения является способ сжигания углей в кипящем слое [3.14—3.16].
Применение кипящего (псевдоожиженного) слоя при сжигании серни-
стых углей позволяет значительно уменьшить содержание оксидов серы
и азота в дымовых газахл Для образования кипящего слоя на неподвиж-
ной решетке, через которую подается воздух под давлением, использует-
74
ж
Молярное соотношение CaCOj/SO2
б)
Рис. 3.1. Относительный выход серы из топки с кипящим слоем
а — доля связанной серы в зависимости от молярного соотношения CaCO3/SO2;
б — удельный выброс SO2 в зависимости от молярного соотношения CaCO3/SO2
ся смесь дробленого угля с размерами частиц 1,5—6 мм, инертного мате-
риала (песка, золы и др.) и известняка. Под действием восходящего пото-
ка воздуха образуется суспензионный кипящий слой.; Одновременно с
процессом горения протекает процесс десульфуризации, поскольку в ки-
пящий слой непрерывно вводится известняк, который состоит в основ-
ном из СаСО3.
Реакция десульфуризации протекает при температуре t ~ 800—850 °C
в следующей последовательности:
СаСО3 ------ СаО + СО2,
СаО + SO2 + 1/2 О2 ----- CaSO4.
В результате реакции образуется гипс. (Эффективность удаления серы
в этом случае зависит от количества известняка (рис. 3.1) [3.5]. Поддер-
жание соотношения Ca/S примерно в 1,5 раза больше стехиометрическо-
го, по зарубежным данным, позволяет на 80 % связать SO2 и на выходе из
топки получать его концентрацию до 200 мг/м3.
75
Рис. 3.2. Схема котла с топкой ЦКС, работающего при атмосферном давлении
(нс под наддувом)
/ — бункер известняка; 2 — бункер топлива; 3 — топка котла; 4 — циклон; 5 — опускная
конвективная шахта; 6 — кипящий слой; 7 — воздухоразделяющая плита; 8 — РВП;
9 — дутьевой вентилятор; 10 — высоконапорный вентилятор; // — электрофильтр;
12 — бункер золы; 13 — дымосос; 14 — дымовая труба; 15 — теплообменные поверхно-
сти; 16 — бункер с инертным телом (песок, зола и др.)
Оптимальная температура процесса горения составляет приблизитель-
но 850 °C, что позволяет резко снизить образование оксидов азота. Реа-
лизация этого способа сжигания топлива дает ряд и других преимуществ.
Так, трубы поверхностей нагрева котла, находящиеся в непосредствен-
ном контакте с кипящим слоем, имеют коэффициент теплоотдачи к ним
более высокий, чем при радиационном теплообмене.
Но главным достоинством этого способа сжигания топлива является
все же связывание более 80 % серы.
Для организации глубокого выгорания топлива целесообразно обеспе-
чить его многократную циркуляцию в топке с кипящим слоем (ЦКС) пу-
тем увеличения расхода (скорости) воздуха.
Принципиальная схема парового котла с топкой ЦКС, работающего
при атмосферном давлении, показана на рис. 3.2 [3.11].
В топку с кипящим слоем подаются известняк, песок, гранулирован-
ная зола или другой зернистый материал, образующий с дробленым уг-
лем плотный суспензионный кипящий слой под действием восходящего
потока воздуха, поступающего через решетку в нижней части топки. Го-
рючие вещества сгорают при 760—980 °C. При такой температуре зола
не спекается и не размягчается и процесс горения протекает эффективно.
76
Процесс десульфуризации топочных газов идет одновременно с процес-
сом горения. Продукты сгорания поднимаются в верхнюю часть топки и
попадают в циклон. Из циклона инертная масса, несгоревшие частицы
топлива и непрореагировавший известняк возвращаются обратно в топ-
ку. Трубы поверхностей нагрева располагаются в кипящем слое и в кон-
вективной шахте. Для подачи воздуха под раздающую плиту использует-
ся высоконапорный дутьевой вентилятор.
В нижней части циклона обеспечивается его уплотнение благодаря ус-
тановке золового затвора. Для регулирования в топке температуры воз-
вращаемую туда золу охлаждают в золопаровых и золоводяных теплооб-
менниках.
К достоинствам топок с ЦКС в отношении экологии следует отнести
высокую степень связывания SO2 и снижение концентрации NOX в уходя-
щих газах. Недостатком является увеличение золоотвала на объем из-
вестняка, используемого для связывания серы.
Опыт освоения котельных установок с ЦКС составляет в настоящее
время 15—20 лет. Экологические показатели таких установок весьма вы-
сокие, они зависят, в основном, от избытка воздуха в топке: чем он выше,
тем лучше связывается SO2 и меньше образуется угарного газа СО.
Однако рост избытка воздуха в топке кот-
ла приводит к росту содержания NOX в про-
дуктах сгорания из-за связывания топливно-
го азота. Задачу оптимизации избытка возду-
ха на выходе из котла следует в каждом кон-
кретном случае решать индивидуально. В ка-
честве примера здесь приведены экологиче-
ские показатели котла с ЦКС на каменном
угле производительностью 400 т/ч на ТЭС в
г. Гейдельберге (Германия) [3.13]:
Приведенные показатели свидетельствуют о высокой экологической
эффективности такого метода сжигания угля.
В настоящее время электростанции подобного типа работают во мно-
гих странах мира [3.17]. Например, на ТЭС г. Гарденн (Германия)в 1995 г.
был введен в работу энергоблок мощностью 250 МВт с однокорпусным
котлом с ЦКС с начальными параметрами пара 16,9 МПа и 567 °C при та-
ком же его промежуточном перегреве. Установка работает на угле с золь-
ностью 28 %, влажностью 11 % и содержанием серы 3,7 %. Выбросы ок-
сидов азота NO* составляют 250 мг/м3 и SO2 не более 400 мг/м3.
На проектируемой Ростовской ГРЭС с котлами с ЦКС при молярном
соотношении Ca/S, равном 2,0—2,5, степень связывания серы должна со-
ставить 90 % при содержании SO2 в выбросах не более 200 мг/м3 [3.22].
Технико-экономические расчеты показали, что при одинаковых экологи-
ческих показателях сооружение Ростовской ГРЭС с блоками 300 МВт,
Выбросы вредных веществ,
мг/м3
Зола................10
SO2............... 40
NOX................130
СО..................10
77
оснащенных котлами с ЦКС, на 20—25 % дешевле строительства анало-
гичных электростанций с пылеугольными блоками с очисткой от оксидов
серы мокроизвестняковым способом, а оксидов азота аммиачно-катали-
тическим способом.
3.4. ОЧИСТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ОТ СОЕДИНЕНИЙ СЕРЫ
3.4.1. Первые отечественные установки по очистке дымовых газов
от соединений серы
Первая опытная установка ВТИ по очистке дымовых газов от оксидов
серы была пущена в 1938 г. на Каширской ГРЭС. На ней отрабатывалась
технология циклического магнезитового способа с получением концен-
трированного сернистого газа. С началом Великой Отечественной войны
работы на установке были прекращены. В 60-е годы была построена про-
мышленная установка ВТИ для улавливания диоксида серы аммиачно-
циклическим способом из дымовых газов на ТЭЦ-12 Мосэнерго в Моск-
ве. Потом установка была демонтирована в связи с переводом ТЭЦ-12 на
сжигание природного газа. В середине 60-х годов из-за больших капи-
тальных и эксплуатационных затрат на сероулавливание работы по серо-
очистке в отечественной энергетике были прекращены и возобновились
лишь в 1974 г.
В дальнейшем изучение процессов очистки дымовых газов ТЭС от ди-
оксида серы было продолжено ВТИ на опытно-промышленной установке
Северодонецкой ТЭЦ (циклический магнезитовый способ). Данные, по-
лученные на этой установке, были использованы при проектировании
промышленных сероочистных установок для Северодонецкой и Рубежан-
ской ТЭЦ, сооружение которых не было осуществлено из-за перевода
этих станций на сжигание газового топлива. В 80-х годах были построе-
ны опытные установки ВТИ на Молдавской ГРЭС (озонно-аммиачный
способ) и на Губкинской ТЭЦ (мокроизвестняковый способ). В 1989 г.
была пущена опытно-промышленная сероочистная установка по аммиач-
но-циклическому способу на Дорогобужской ТЭЦ, сжигавшей подмос-
ковный уголь. В процессе испытаний не были достигнуты проектные по-
казатели по количеству получаемого жидкого диоксида серы, и установ-
ка была переведена в режим получения сульфата аммония. В 1998 г. экс-
плуатация установки была прекращена из-за относительно высокой стои-
мости ее эксплуатации.
В 1987 г. фирмой АСГ (Автоматизированные системы газоочистки) и
ВТИ совместно с фирмой Lurgi (ФРГ) начата разработка рабочих черте-
жей установки газоочистки по мокроизвестняковому способу для блока
мощностью 300 МВт Рязанской ГРЭС. Было начато строительство, изго-
товлено некоторое оборудование, но из-за отсутствия финансирования в
1997 г. строительство было прекращено.
78
Рассмотрим основные характеристики наиболее распространенных в
мировой практике технологий сероочистки и оценим их применительно к
отечественным условиям.
3.4.2. Мокроизвестняковый способ (МИС) очистки дымовых газов
от SO2
Мокроизвестняковый способ основан на интенсивной промывке ды-
мовых газов в абсорбере, установленном за высокоэффективным золо-
уловителем, известняковой суспензией с получением двухводного гипса.
Эта технология является абсолютно безопасной, поскольку и известняк,
и гипс — нейтральные малорастворимые вещества.
В основе этого процесса лежит химическая реакция, протекающая при
контакте дымовых газов с известняком в объеме распыленной суспензии
известняка с образованием твердого сульфита кальция и углекислого
газа:
СаСО3 + SO2 ----- CaSO3 + СО2. .
Процесс протекает в абсорбере башенного циркуляционного типа. В
нижней части абсорбера накапливается суспензия сульфита кальция. При
барботаже воздуха через слой этой суспензии (Происходит доокисление
сульфита кальция в двуводный сульфат кальция (гипс) по реакции
CaSO3 + ‘/2О, + 2Н,0 — CaSO4 • 2Н,О. ,
Рассмотрим схему включения сероочистки, работающей по МИС, в
систему газоходов котельного агрегата (рис. 3.3).
Дымовые газы после электрофильтра и дымососа 1 направляются че-
рез регенеративный газовый подогреватель (РГП) 3 к промывочной баш-
не 4. Необходимость охлаждения дымовых газов перед промывочной
башней вызвана тем, что взаимодействие карбоната кальция СаСО3 с ди-
оксидом серы SO2 происходит эффективно только при относительно низ-
Рис. 3.3. Принципиальная схема включения сероочистки, работающая по МИС
1, 2 — дымососы; 3 — регенеративный газовый подогреватель (РГП); 4 — промывочная
башня (абсорбер или скруббер); 5 — дымовая труба; 6 — байпасная линия
79
Рис. 3.4. Принципиальная схема установки для удаления серы по МИС
1 — первая зона очистки газов в слое частично обработанного известняка; 2 — вторая
зона очистки газов в слое свежей известняковой суспензии; 3 — зона промывки газов от
механических частиц; 4 — каплеуловитель; 5 — воздуходувка; 6 — циркуляционный на-
сос; 7 — дробилка извести; 8 — мешалка; 9 — насос подачи известняковой суспензии;
10 — гидроциклон
ких температурах (приблизительно 50 °C). В то же время температура
уходящих газов перед дымовой трубой должна быть не ниже 70—80 °C.
Для регулирования температуры уходящих газов предусмотрена байпас-
ная линия 6. Для подачи очищенных газов в дымовую трубу использует-
ся вспомогательный дымосос 2.
Принципиальная схема установки МИС с абсорбером представлена на
рис. 3.4. Основным элементом МИС является абсорбер. Дымовые газы
поступают в нижнюю часть абсорбера и движутся снизу вверх, проходя
последовательно две зоны очистки: первую 1, где происходит реакция
связывания SO2 последовательно в слое частично отработанного извест-
няка, и вторую 2, где очистка осуществляется в зоне свежей известняко-
вой суспензии. Затем газы проходят зону промывки технической водой 3,
где удаляются механические включения. Далее очищенный газ подается
в каплеуловитель 4, где он практически полностью освобождается от ка-
пель воды. Образовавшиеся частицы CaSO3 поступают в нижнюю часть
абсорбера, где в результате барботажа воздуха доокисляются в гипс. Из
нижней части абсорбера суспензия гипса подается в гидроциклон 10, в
котором происходит отделение суспензии гипса от воды, а более мелкие
частицы известняка с водой возвращаются в абсорбер. Для повышения
80
Рис. 3.5. Схема установки для получения товарного гипса но МИС
I — бак суспензии гипса; 2 — вакуумный фильтр; 3 — сушилка; 4 — циклон; 3 — башня
для гипса; б — бак сточных вод; 7 — возврат сточных вод со шламом в абсорбер; 8 —
сточные воды на очистку
эффективности связывания SO2 и снижения расхода известняка в абсор-
бере обеспечена многократная циркуляция известняковой суспензии с
помощью циркуляционного насоса 6.
На рис. 3.5 показана схема установки для получения товарного про-
дукта из суспензии гипса. Суспензия гипса из бака 1 подается на обезво-
живание и промывку в вакуумный барабанный или ленточный фильтр 2
(остаточная влажность после фильтра около 10 %). Затем она проходит
сушку горячим воздухом в воздушной сушилке 3. После этого в циклоне
4 из порошка гипса удаляется загрязненный воздух, который возвращает-
ся в абсорбер на доокисление сульфита кальция в сульфат. Товарный
гипс из сушилки и циклона поступает в башню для хранения гипса 5.
Сточная вода отводится из вакуумного фильтра в бак сточных вод 6.
Оттуда она частично возвращается обратно в абсорбер, а небольшое ко-
личество стоков (продувка) направляется на обязательную очистку. Спо-
собы очистки сточной воды сероочистки будут рассмотрены в § 11.7.
К достоинствам рассмотренного способа сероочистки следует отнести
его высокую надежность и эффективность (из дымовых газов можно уда-
лить до 98 % SO2), а также получение конечного высококачественного
товарного гипса.
Из гипса получают алебастр (CaSO4 • !/гН2О), применяемый в строи-
тельстве как вяжущее средство. Для этого его обжигают в печах при тем-
пературе 150—170 °C, где происходит следующая реакция:
2(CaSO4 • Н2О) + Q ---- 2(CaSO4 • ЦН2О) + Н2О.
81
Таблица 3.5. Состав гипса, %, полученного из дымовых газов ТЭС в Германии
Параметр Значение нормируемого па- раметра Достигнутое значение пара- метра по схеме МИС
Влажность, % < 10 7—10
CaSO4 • 2Н2О >95 98—99
CaSO4 • ‘/iH2O <0,5 0—0,5
MgO <0,1 <0,1
Na2O <0,06 0,01
СГ <0,01 <0,01
pH 5—9 —
Обычно башенный абсорбер устанавливают за электрофильтром, что
обеспечивает высокую чистоту гипса.
Данный способ сероочистки получил широкое распространение в ФРГ
в связи с очень высокой степенью связывания SO2 и возможностью полу-
чения ценного конечного товарного продукта. В США с 1978 г. установка
скрубберов похожего типа стала обязательной для всех строящихся ТЭС
на пылевидном топливе. В результате этого в энергетике США сейчас
больше скрубберных установок, чем во всех остальных странах [3.23]. В
отличие от Германии в США в ряде случаев не производят товарный
гипс, а ограничиваются получением инертного сульфита кальция, кото-
рый в дальнейшем поступает на захоронение.
К недостаткам МИС следует отнести большое количество образую-
щихся минерализованных сточных вод и большие размеры установки.
Однако основным недостатком способа являются большие капитальные
затраты, составляющие 150—200 долл, на 1 кВт установленной мощно-
сти; также возрастает расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС
(на 3—5 %). Еще один недостаток — большой дополнительный расход
технической воды.
Ниже приводится состав гипса, полученного по МИС, в сопоставле-
нии с требованиями к строительному гипсу, принятыми в Германии
(табл. 3.5) [3.20, 3.21].
Эти результаты достигнуты при обезвоживании гипса на вакуумных
фильтрах с промывкой его в слое технической воды. Как видно из
табл. 3.5, гипс, полученный по МИС, вполне пригоден для использования
его в строительстве.
3.4.3. Мокросухой способ (МСС) очистки дымовых газов от SO2
Способ основан на эффективном поглощении SO2 известью Са(ОН)2
или содой Na2CO3.
Мокросухим называется такой способ, когда в полый абсорбер, проду-
ваемый дымовыми газами, впрыскивают суспензию, которая связывает
диоксид серы, а жидкость суспензии за счет теплоты дымовых газов пол-
82
Котел СКВ-установка Установка для
Рис. 3.6. Схема мокросухого способа очистки дымовых газов от SO2
1 — катализатор; 2 — РВП; 3 — электрофильтр; 4, 7— дымососы; 5 — абсорбер; 6 —
тканевый фильтр; 8 — подогреватель; 9 — дымовая труба; 10 — питательная вода; II —
пар; 12 — угольная пыль; 13 — зола; 14 — воздух; 15 — впрыск аммиака; 16 — летучая
зола; 17 — известь; 18 — вода; 19 — продукты реакции (сульфит и сульфат кальция)
ностью испаряется. При этом имеют место реакции с образованием суль-
фитов кальция или натрия:
Са(ОН)2 + SO2 ---- CaSO3 + Н2О;
Na2CO3 + SO2 ----► Na2SO3 + CO2.
Если абсорбер установлен перед золоулавливающей установкой, то
продукты сероочистки сорбируются вместе с летучей золой и складиру-
ются на золоотвале.
Структурная схема мокросухого способа очистки дымовых труб от
SO2 представлена на рис. 3.6.
К преимуществам МСС относятся:
1) простота технологической схемы;
2) меньшие, чем при МИС, капитальные затраты;
3) меньший расход тепловой энергии на подогрев дымовых газов по
сравнению со схемой МИС;
4) отсутствие сточных вод.
Недостатками способа являются:
1) значительное энергопотребление (3—6 % мощности ТЭС);
2) повышенный расход дорогих реагентов (извести или соды);
3) низкое качество сухих отходов (отсутствие гипсовых вяжущих ве-
ществ);
4) необходимость установки системы очистки дымовых газов от твер-
дых частиц (продуктов реакций) после абсорбера.
Из-за этих недостатков МСС получил ограниченное применение.
83
3.4.4. Магнезитовый способ очистки дымовых газов от SO2
При очистке по магнезитовому способу дымовые газы поступают в
абсорбер типа трубы Вентури, где орошаются суспензией, содержащей
оксид магния. При этом происходит химическая реакция
MgO + SO2 ------ MgSO3.
Полученный твердый сульфит магния обезвоживается и подвергается
термическому разложению при температуре 900 °C с образованием кон-
центрированного сернистого ангидрида SO2 и оксида магния:
MgSO3 + Q ------ MgO + SO2.
Концентрированный SO2 используется для приготовления серной ки-
слоты или элементарной серы, MgO используется повторно.
Достоинствами способа являются незначительный расход химических
реагентов (только на восполнение потерь в технологическом цикле), по-
лучение высококачественных побочных продуктов: серной кислоты или
элементарной серы. Недостатки способа — невысокая степень улавлива-
ния серы (до 90 %), и большой расход тепловой энергии на разложение
сульфита магния. Способ не нашел широкого применения.
3.4.5. Аммиачно-сульфатный (АСС) и аммиачно-циклический
(АЦС) способы очистки дымовых газов от SO2
Аммиачно-сульфатный способ АСС основан на связывании диоксида и
триоксида серы водным раствором аммиака с последующим окислением
образовавшихся продуктов взаимодействия веществ до стабильного суль-
фата аммония. Основными химическими реакциями в АСС являются:
а) при абсорбции SO2:
SO2 + Н2О = H2SO3; NH3 + Н2О = NH4OH
(при использовании водного раствора аммиака последняя реакция от-
падает);
2NH4OH + H2SO3 = (NH4)2 SO3 + 2H2O;
(NH4)2 SO3 + H2SO3 = 2NH4HSO3;
б) при абсорбции SO3:
2NH4OH + SO3 = (NH4)2 SO4 + H2O;
в) при окислении продуктов абсорбции:
(NH4)2 SO3 + 'ЛОЗ = (NH4)2SO4;
NH4HSO3 + '/2O2 = NH4HSO4;
NH4HSO4 + NH4OH = (NH4)2SO4 + H2O.
К числу основных преимуществ АСС следует отнести получение
сульфата аммония, который служит удобрением в сельском хозяйстве.
84
Аммиачно-циклический способ очистки дымовых газов от SO2 осно-
ван на поглощении SO2 из дымовых газов распыленным раствором
сульфита аммония (NH4)2SO3 с образованием бисульфита аммония по
реакции
(NH4)2SO3 + Н2О + SO2 ----► 2NH4HSO3.
После промывки газов раствор бисульфита аммония подвергают на-
греву с образованием концентрированного сернистого ангидрида и суль-
фита аммония:
2NH4HSO3 + Q ------- (NH4)2SO3 + Н2О + SO2.
Сернистый ангидрид используется для получения кислоты или эле-
ментарной серы, а сульфит аммония (NH4)2SO3 используется повторно.
Достоинством способа является практическое отсутствие затрат реа-
гентов и небольшой расход тепловой энергии на восстановление
(NH4)2SO3.
К недостаткам следует отнести то, что все оборудование должно
иметь кислостойкое исполнение, кроме того, достаточно сложна эксплуа-
тация установки. Данный способ находится в стадии освоения.
3.4.6. Удаление серы с помощью технологии WSA, разработанной
фирмой «Хальдор Тоисс АО»
Технология разработана в середине 80-х годов и получила название
WSA (Wet gas Sulphuris Acid), ее можно применять для обработки газов,
содержащих SO2 [3.24].
Технология включает в себя следующие процессы: охлаждение газа до
заданной температуры в реакторе, конверсию SO2 в SO3 на поверхности
катализатора, гидратацию SO3 в H2SO4 и конденсацию паров H2SO4 в
конденсаторе WSA.
Г аз входит в реактор, который имеет один, два или более каталитических
слоев в зависимости от содержания SO2 и необходимой степени конверсии.
Так как реакция в реакторе экзометрическая, газ охлаждается между слоями
для того, чтобы оптимизировать процесс конверсии SO2 в SO3. После по-
следней стадии конверсии газ охлаждается, что обеспечивает эффективное
протекание реакции SO3 с парами воды с образованием газообразной сер-
ной кислоты. Затем технологический газ поступает в конденсатор WSA.
Конденсатор WSA представляет собой вертикально расположенный
корпус с трубами, изготовленными из боросиликатного кислотоупорного
термостойкого стекла. Технологический газ проходит по трубам, которые
охлаждаются атмосферным воздухом. Серная кислота конденсируется в
трубах и стекает вниз, ее концентрация увеличивается при смешивании с
восходящим потоком горячего технологического газа. Серная кислота со-
бирается в нижней части конденсатора, выложенной кирпичом, охлажда-
ется приблизительно до 35 °C в пластинчатом теплообменнике, а затем
перекачивается в хранилище.
85
Технологический газ выходит из конденсатора при температуре при-
мерно 100 °C. Его можно направлять непосредственно в дымовую трубу.
Отличительной чертой конденсатора WSA является то, что газ, выходя-
щий в трубу, содержит лишь незначительное количество паров серной
кислоты.
Подогретый воздух выходит из конденсатора WSA при температуре
около 200 °C. Часть этого воздуха используется для горения, а оставшая-
ся часть может быть выведена в дымовую трубу для увеличения подъем-
ной силы газа или же использована для подогрева воды в котле.
Технология WSA обеспечивает удаление от 95 до 99 % SO2, который
рекуперируется в концентрированную серную кислоту.
Отличительные особенности технологии:
не используются химические реагенты;
отсутствуют сточные воды;
эффективная рекуперация технологической теплоты;
низкий расход воды для охлаждения.
Для очистки дымовых газов котлов ТЭС технология WSA может быть
дополнена технологией селективного каталитического восстановления
(DENOX) для очистки от оксидов азота. Такая комбинированная техноло-
гия известна как технология SNOX.
3.4.7. Упрощенные малозатратные технологии сероочистки
Если содержание диоксида серы SO2 в продуктах сгорания малосерни-
стых углей близко к нормируемым значениям .или если необходимо снизить
выбросы оксидов серы только на 30—70 %, логда для этой цели можно ре-
комендовать использование малозатратных технологий сероочистки.
К ним, во-первых, относится связывание серы путем ввода известняка
в верхнюю часть топки. Этот способ именуется сухой известняковой тех-
нологией (СИТ). Она основана на обжиге тонко размолотого известняка в
топочной камере при температуре 1000—1100 °C до образования извести
с последующим ее взаимодействием с диоксидом серы. Основные хими-
ческие реакции этой технологии:
СаСО3 + Q ----► СаО + СО2;
СаО + SO2 + ЦО2 ----- CaSO4. <
Схема установки сероочистки по СИТ, рекомендованной УралВТИ
[3.5], показана на рис. 3.7. Установка работает следующим образом.
Размолотый известняк из стационарной силосной башни подают в рас-
ходный бункер, а из него — в верхнюю часть топочной камеры, где име-
ется зона с температурой дымовых газов 1000—1100 °C. Частицы извест-
няка при этой температуре разлагаются с образованием активной извес-
ти, которая взаимодействует с SO2 при температуре газов около 850 °C.
При температуре газов приблизительно 500 °C связывание диоксида серы
прекращается, и летучая смесь золы с отходами сероочистки уходит с
дымовыми газами в золоуловитель. В результате реакции образуется без-
водный гипс (ангидрид).
86
Применение СИТ имеет ряд осо-
бенностей:
а) в ней можно использовать из-
вестняк любой степени кристалли-
зации;
б) ввод в дымовые газы извест-
няка изменяет химический состав
золы и снижает в результате этого
температуру начала деформации
золы, что может привести к увели-
чению шлакования поверхностей
нагрева;
в) известь реагирует в первую
очередь с триоксидом серы SO3, так
что температура насыщения (сер-
нокислотная точка росы) снижает-
ся; при больших количествах вво-
димого известняка точку росы
можно снизить почти до точки ро-
сы водяного пара.
Уменьшение температуры точ-
ки росы сказывается на работе ко-
Рис. 3.7. Принципиальная схема сухой
известняковой сероочистки
1 — силосная башня для хранения размо-
лотого известняка; 2 — расходный бункер;
3 — система пневмотранспорта известняка
в топку котла и его распределения в попе-
речном сечении топочной камеры
тельной установки двояко: во-первых, это позволяет снизить температу-
ру уходящих газов и тем самым частично компенсировать затраты на се-
роочистку; во-вторых, электрофизические свойства дымовых газов ухуд-
шаются, что особенно важно при использовании на котле электрофильт-
ра, поскольку в этом аппарате появляется обратное коронирование раз-
личной степени интенсивности, во избежание чего необходимо прини-
мать соответствующие меры. Наличие в продуктах сгорания безводного
гипса может привести к образованию в скрубберах-пылеуловителях
трудно удаляемых отложений, поэтому необходимо обеспечивать точный
химический баланс в золоуловителях.
Известны и другие малозатратные сухие технологии сероочистки с ис-
пользованием извести, соды или поташа (КОН), также предлагаемые
УралВТИ. Опишем одну из них, именуемую ^упрощенной мокросухой
известковой сероочисткой (Е-8ОД).
Технология E-SOX основана на связывании оксидов серы тонко дис-
пергированной водно-известковой суспензией с последующим высуши-
ванием этой суспензии с использованием теплоты очищенных дымовых
газов. Основные химические реакции технологии E-SO/
SO2 + Са(ОН)2 —* CaSO3 • Н2О;
SO2 + Са(ОН)2 + 1/гО2 + Н2О --- CaSO4 • 2Н2О;
СО2 + Са(ОН)2 ----- СаСО3 + Н2О.
87
Форкамера
Рис. 3.8. Принципиальная схема упрощенной мокросухой известковой сероочистки
(E-SOJ
/ — система тонкодисперсных форсунок в форкамере электрофильтра или в подводящем
газоходе; 2 — емкость для хранения суспензии; 3 — насос подачи суспензии к форсун-
кам; 4 — силос извести; 5 — установка гашения извести
Установка сероочистки по технологии E-SOX (рис. 3.8) работает сле-
дующим образом. В уходящие из котла дымовые газы вводят дисперги-
рованную известковую суспензию, имеющую большую поверхность кон-
такта с дымовыми газами, что обеспечивает быстрое поглощение оксидов
серы из газов и быстрое высушивание капель до поступления газов в пер-
вое поле электрофильтра.
Технология E-SOX позволяет наряду с улавливанием оксидов серы
улучшить работу электрофильтра. Это достигается охлаждением дымо-
вых газов при высушивании капель суспензии и увеличением их влагосо-
держания.
Тонкодисперсное разбрызгивание создают путем использования пнев-
момеханических форсунок, рабочей средой в которых служит сжатый
воздух или перегретый пар. Для приготовления известковой суспензии
применяют негашеную СаО или гашеную Са(ОН)2 известь. Гашеная из-
весть всегда размолота, так что при ее наличии реагент из силоса дозиру-
ют в бак-мешалку, и по достижении требуемой концентрации суспензию
подают в форкамеру электрофильтра. Негашеную комовую или размоло-
тую известь подают в аппарат гашения, откуда концентрированную сус-
пензию сливают в бак для приготовления реагента, где ее смешивают с
водой и доводят до нужных параметров.
В заключение рассмотрим технико-экономические показатели различ-
ных технологий сероочистки, полученные по данным фирм США
(табл. 3.6) и данным ВТИ (табл. 3.7).
Из табл. 3.6 можно сделать следующие выводы:
1) существующие технологии очистки дымовых газов от соединений
серы позволяют осуществлять их очистку с высокой эффективностью;
88
Таблица 3.6. Технико-экономические показатели различных технологий
сероочистки по данным американских фирм
Показатель Способ сероочистки
МИС МСС СИТ УМСС (E-SOX)
Содержание серы на рабочую массу в топливе Sp, % 2,0 0,5—2,0 0,5—1,0 0,3—0,8
Эффективность связывания, SO2, % 95—98 86—92 30—50 50—70
Удельные капитальные затра- ты, долл/кВт установленной мощности 150—240 120—160 30—60 40—50
Стоимость удаления одной тонны SO2, долл/т 500—550 450—650 530—650 350
Таблица 3.7. Технико-экономические показатели технологий сероочистки при
изготовлении оборудования российскими заводами (по данным ВТИ) [3-5)
Показатель Способ сероочистки
МИС АСС E-SOX сит
Удельные капитальные затраты, долл/кВт 125—150 80-90 15—20 9—15
Стоимость удаления одной тонны SO2, долл/т 290—320 200—215 240—350 270—330
2) наибольшую эффективность дает мокроизвестняковый способ, при
котором степень сероочистки достигает 98 %;
3) наибольших капитальных затрат требует МИС сероочистки.
Данные табл. 3.7 позволяют сделать следующие выводы.
Аммиачно-сульфатный способ имеет наиболее благоприятные харак-
теристики среди рассмотренных высокоэффективных технологий.
Незначительное потребление (не более 1,5%) производимой ТЭС элек-
троэнергии в сочетании с пониженными (по сравнению с МИС) на 35 %
капитальными вложениями позволяет при самых неблагоприятных соот-
ношениях между стоимостью реагента и продаваемым отходом сероочи-
стки затрачивать на улавливание 1 т диоксида меньше средств, чем при
МИС сероочистки. Это дает возможность использовать ее и на установ-
ках меньшей мощности.
Упрощенная мокросухая сероочистка (E-SOX) наиболее эффективна
при приведенной сернистости сжигаемых углей около 0,1 % • кг/МДж,
она обеспечивает необходимую степень сероочистки в соответствии с
международными требованиями и стоимость улавливания 1 т диоксида
серы на уровне 240—350 долл/т, что соизмеримо с показателями МИС.
Сухая известняковая технология применима при приведенной серни-
стости топлива не более 0,07 % • кг/МДж, при этом улавливается не более
89
35 % диоксида серы. При применении СИТ следует учитывать изменение
шлакующих свойств золы и влияние отходов сероочистки на работу зо-
лоуловителей (мокрых и электрических).
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 3
1. Каковы предельно допустимые концентрации загрязнителей в атмосферном воздухе и
как привести их к нормальным условиям?
2. Как пересчитать концентрацию из объемной в массовую и обратно?
3. Каков механизм воздействия оксидов серы в выбросах ТЭС в атмосферу на окружаю-
щую среду?
4. Каково содержание серы в топливах Российской Федерации по районам.
5. Как рассчитать требуемую степень улавливания оксидов серы из дымовых газов кот-
лов, используя нормативы?
6. Каковы нормативы выброса соединений серы в атмосферу от ТЭС Российской Феде-
рации.
7. В чем заключаются обязательства России о трансграничном загрязнении воздуха по
Конвенции ЕЭК ООН?
8. Каковы основные пути сокращения выбросов соединений серы от ТЭС?
9. Расскажите о методах очистки топлив от соединений серы до их сжигания.
10. Расскажите о связывании соединений серы в процессе горения.
11, В чем заключается перспективность топок с циркулирующим кипящим слоем с пози-
ций снижения выбросов в атмосферу оксидов серы?
12. Расскажите о работах ВТИ по очистке от SO2 дымовых газов ТЭС с 1938 г. по настоя-
щее время (историческая справка).
13. Опишите мокроизвестняковый способ очистки дымовых газов от SO2.
14. Опишите мокросухой способ очистки дымовых газов от SO2.
15. Расскажите об аммиачно-сульфатном способе очистки дымовых газов от SO2.
16. Опишите упрощенные малозатратные технологии сероочистки.
17. Расскажите о сухой известняковой технологии сероочистки по разработке УралВТИ.
18. Опишите упрощенную мокросухую технологию сероочистки.
19. Каковы технико-экономические показатели технологий сероочистки по данным ВТИ
и американских фирм?
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 3
3.1. G. Baumbach. Luftreinhaltung. Springer —Verlag, 1994.
3.2. ГОСТ P 50831-95. Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие
технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1995.
3.3. Экологические аспекты устройчивого развития теплоэнергетики России / Под общ.
ред. Р. И. Вяхирева. М.: Издательский дом «Ноосфера», 2000.
3.4. Развитие теплоэнергетики: Сб. научн. статей / Под ред. А.Ф. Дьякова, Г.Г. Ольхов-
ского. М.: ВТИ, 1996.
3.5. Развитие технологий подготовки и сжигания топлив на электростанциях: Сб.
научн. статей / Под ред. А.Г. Тумановского, В.Р. Котлера. М.: ВТИ, 1996.
3.6. Перспективы развития тепловых электростанций на твердом топливе / Ю.К. Семе-
нов, А.Ф. Дьяков, В.И. Доброхотов и др. // Теплоэнергетика. 1992. № 1. С. 2—7.
90
3.7. Глебов В.П. Управление выбросами тепловых электростанций — от ГОЭЛРО до
наших дней И Электрические станции. 2000. № 12. С. 37—41.
3.8. ГОСТ 17.2.3.02-78. Нормативы предельно допустимых или временно согласо-
ванных выбросов вредных веществ в атмосферу промышленными предприятиями.
М.: Изд-во стандартов, 1978.
3.9. Ольховский Г.Г., Березинец П.А., Малышева В.С. Парогазовые установки с гази-
фикацией угля — решение экологических проблем на угольных электростанциях:
Сб. научн. статей ВТИ // Природоохранные технологии ТЭС. М.: ВТИ, 1996.
3.10. Нетрадиционные технологии — основной путь обеспечения экологической надеж-
ности и ресурсосбережения / А.Ф. Дьяков, А.А. Мадоян, Г.И. Левченко и др. И Энер-
гетик. 1997. № 11. С. 2—4.
3.11. Новые подходы к технологии использования твердого топлива в электроэнергетике
/ А.Ф. Дьяков, А.А. Мадоян, В.И. Доброхотов и др. // Теплоэнергетика. 1998. № 2.
С. 14—18.
3.12. Материалы Междунар. научн.-практ. конф. «Экология энергетики 2000».
г. Москва, 18—20 октября, 2000. М.: Издательство МЭИ, 2000.
3.13. Wittchov Е., Muller R. Fortgeschrittene Kraftwerkskonzepte mit druckaufgeladenen
Kohleumwandlugsverfahren // VDI-Berichte. 1989. Ne 715. S.21—44.
3.14. Muller R. Fluidezed Bed Combustion and Coal Gasification for the Combined Cycle
Process in Europe I State, Effiuency, Development Aims. Tenth International Conference
on Power Stations. Paper Ns 20. Liege, Belgium, September 25—29,1989.
3.15. Мадонн А.А. Особенно экологически чистый высокоэкономичный способ исполь-
зования твердого топлива для производства электроэнергии И Вестник МЭИ. 1994.
№ 1. С. 6—12.
3.16. Семенов Ю.К., Дьяков А.Ф., Доброхотов В.И., Мадоян А.А. Перспективы разви-
тия тепловых электростанций на твердом топливе И Теплоэнергетика. 1992. № 1.
С. 2—7.
3.17. Joyce I. The Development of Integrated Coal-Gasification Combined Cycle / Seminar in
Arnheim. Siemens Druck. 1990.
3.18. Muller R. Kohleumwandlugsverfahren. Anwendung im kombinierten Gas — und damp-
fturbienen Prozessen // Energienwirtschaftliche Tagesfragen 37 (1987) Ns 3. S. 238—244.
3.19. Muller R., Schiffers U. Kohledruchvergasung fur dem Kombi-Prozess // VGB Kraft-
werkstechnik. 1988. B. 68. Ns 10. S. 1022—1030.
3.20. Bundesverbund der Gips- und Gipsbauplatten Industrie V. Der tiberschuP Rauchgasgips
ein Substitutionsrohstoff filr Naturgips // Energie. 1984. Ns 6. S. 40—48.
3.21. Taeufert,U: Verwertnugskonzep filr Restoffe aus Kohlenkraftwerken // VGB-Kraftwerk-
stechnik. 1988. № 11. S. 1172—1179.
3.22. Экологически чистая Ростовская ГРЭС мощностью 2,4 млн кВт с восемью паро-
турбинными энергоблоками по 300 кВт, оснащенными котлами 1000 т/ч для сжи-
гания АШ ухудшенного качества в циркулирующем кипящем слое // Природоохран-
ные технологии ТЭС: Сб. научн. статей ВТИ. М.: ВТИ, 1996.
3.23. Болзхайзер Ричард Э., Игер Курт Э. Будущее тепловых электростанций на
твердом топливе // В мире науки. 1987. Ns 11. С. 68—76.
Глава четвертая
СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСОВ ОКСИДОВ АЗОТА
В АТМОСФЕРУ
4.1. НОРМАТИВЫ ВЫБРОСОВ ОКСИДОВ АЗОТА
Наиболее опасными выбросами ТЭС являются оксиды азота. Содер-
жание оксидов азота по данным И. Я. Сигала, приведенным в [4.1], опре-
деляет токсичность продуктов сгорания угля и мазута на 40—50 %, а
природного газа на 90—95 %. Кроме того, оксиды азота под воздействи-
ем ультрафиолетового излучения активно участвуют в фотохимических
реакциях в атмосфере с образованием других вредных газов.
Источником образования оксидов азота служит азот воздуха и топли-
ва. В атмосферном воздухе содержится 78,1 % азота по объему.
Азот является составной частью рабочей массы топлива. Содержание
азота в топливе относительно невелико: не более 2 % в ископаемом угле,
не более 0,5 % в антраците, до 1 % в торфе и горючем сланце, до 1—
1,5 % в топочном мазуте и природном газе и лишь в отдельных месторо-
ждениях природный газ содержит до 4 % молекулярного азота.
Основное количество оксидов азота поступает в атмосферу Земли в
результате природных процессов. Оксиды азота антропогенного происхо-
ждения составляют менее 10 % всех оксидов азота. Однако именно ан-
тропогенные выбросы представляют наибольшую опасность, поскольку
они сосредоточены в крупных промышленных центрах.
Одним из основных источников антропогенных выбросов NOX в атмо-
сферу являются ТЭС. Количество этих выбросов, зависящих от вида топ-
лива, а при сжигании твердого топлива и от способа шлакоудаления, при-
ведено ниже:
Вид топлива для котла, способ шлакоудаления Концентрации вы-
бросов* NOX, мг/м3,
от котлов
Каменный уголь, жидкое шлакоудаление................... 1300—640
Каменный уголь, сухое шлакоудаление.................... 1100—470
Бурый уголь............................................ 800—350
Мазут................................................. 1320—250
Газовое топливо........................................ 1500—125
* Меньшие значения — для новых установок и для реконструированных старых аг-
регатов.
92
Из приведенных данных видно, что для получения высоких экологиче-
ских показателей необходимы специальные мероприятия по сокращению
выброса NO* в атмосферу.
Среди различных оксидов азота N2O, NO, N2O3, NO2, N2O4, N2O5 прак-
тическое значение в экологическом аспекте имеют только монооксид NO
и диоксид NO2 азота, сумму которых принято обозначать как NO*. Моно-
оксид азота — прозрачный бесцветный газ, превращающийся в жидкость
при температуре -157,7 °C и атмосферном давлении. Это малоактивный,
плохо растворимый в воде газ. Образующиеся при сжигании топлива и
содержащиеся в дымовых газах оксиды азота на 97—99 % состоят из NO.
Монооксид азота относительно менее токсичен, чем NO2. Принятые
значения ПДК оксидов азота в атмосфере — максимально разовая
(ПДКМР) и среднесуточная (ПДКСС), мг/м3, — приведены ниже:
Формы оксидов азота ПДКМР ПДКСС
NO 0,6 0,06
NO2 0,085 0,04
Однако в шлейфе дымовых газов из труб ТЭС происходит доокисле-
ние NO до NO2, степень которого зависит от большого количества факто-
ров (среди которых —- метеоусловия, химический состав атмосферы, вре-
мя суток и др.), и находится в пределах 60—80 %.
В отличие от NO диоксид NO2 более активный в химическом отноше-
нии газ красно-бурого цвета с удушливым и резким раздражающим запа-
хом. Диоксид азота NO2 хорошо растворим в воде, легко сжижается при
атмосферном давлении и/ = 21,15°Св красно-бурую жидкость, которая
при / = 10,2 °C твердеет, образуя бесцветные кристаллы. Диоксид азота
NO2 оказывает отрицательное влияние на здоровье человека и прежде
всего на его дыхательную систему. Крайне опасным для жизни может
оказаться даже кратковременное вдыхание воздуха с концентрацией ди-
оксида азота CN02 = 200—500 мг/м3.
Как уже упоминалось, в 1997 г. в Российской Федерации были введе-
ны нормативы удельных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
для вновь создаваемых котельных установок (ГОСТ Р50831-95), в том
числе и предельное значение выбросов оксидов азота. Нормативы удель-
ных выбросов ориентированы на современный уровень научно-техниче-
ского прогресса (табл. 4.1).
Согласно Конвенции ЕЭК ООН о трансграничном загрязнении возду-
ха на большие расстояния (1994 г.), принятой в Женеве, и Протоколу к
ней, необходимо сдерживать выбросы оксидов азота в атмосферу на
уровне 1980 г. (не превышать максимальный уровень выбросов). Факти-
ческие выбросы оксидов азота в атмосферу для ТЭС РАО «ЕЭС России»,
расположенных на ЕТР, представлены в табл. 4.2 [4.4].
93
Таблица 4.1. Нормативы удельных выбросов NOX по ГОСТ PS0831-95
Производи- тельность котла D, т/ч Вид топлива Массовый вы- брос* NOX, кг/т Массовая концентра- ция** NOX в дымовых газах при а = 1,4, мг/м3
Котельные установки, вводимые на ТЭС до 31 декабря 2000 г.
Менее 420 Газ 1,26 115
Мазут 2,52 250
Уголь бурый: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление 3,5 3,81 320 350
Уголь каменный: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление 4,98 6,75 470 640
Не менее 420 Газ 1,26 125
Мазут 2,52 250
Уголь бурый: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление 3,95 370
Уголь каменный: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление 5,86 7,33 540 700
Котельные установки, вводимые на ТЭС с 1 января 2001г.
Менее 420 Газ 1,26 125
Мазут 2,52 256
Уголь бурый: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление 3,20 3,20 300 300
Уголь каменный: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление 4,98 6,75 470 640
Не менее 420 Газ 1,26 "q 125
Мазут 2,52 250
Уголь бурый: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление 3,20 300
Уголь каменный: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление 3,81 6,16 350 570
* Массовый выброс оксидов азота при расходе топлива в условном исчислении, т.
** При нормальных физических условиях, рассчитанных на сухие газы.
Как видно из табл. 4.2, выполнение обязательств России по Конвенции
до 1991 г. осуществлялось, в основном, благодаря внедрению технологи-
ческих топочных мероприятий по подавлению образования NOx в топках
котлов. Резкое снижение выбросов NOx начиная с 1995 г. произошло в
том числе из-за снижения выработки электроэнергии. Поэтому выбросы
NOX в 1998 г. (542,9 тыс. т) значительно ниже того уровня, который соот-
ветствует обязательствам отрасли по Конвенции.
94
Таблица 4.2. Фактические выбросы в атмосферу оксидов азота для ТЭС
РАО «ЕЭС России», расположенных в ЕТР
Год Выработка электро- энергии, млрд кВт - ч Выбросы NOX, тыс. т Удельный выброс, NOX, т/(млн кВт • ч) [г/(кВт • ч)]
1987 412,2 964,5(985,5)* 2,34
1988 428,1 968,4 2,26
1989 435,9 975,0 2,24
1990 441,9 987,3 2,23
1991 440,2 979,0 2,22
1995 329,0 680,3 2,07
1998 301,8 542,9 1,80
’Данные в скобках относятся к энергетике России в целом.
Ниже приводятся данные по выбросу вредных веществ в атмосферу от
предприятий Российской Федерации, в том числе от электроэнергетики
России и от ТЭС в частности (табл. 4.3).
Таблица 4.3. Выбросы вредных веществ в атмосферу предприятиями России
в год
Наименование предприятия Выброс вредных ве- ществ в атмосферу* Твердые вещества Сернистый ангидрид Оксид углерода Оксиды азота
Только энергети- ческими пред- приятиями 5898,2/24 1812/38 2489/35 191/3 1384/40
В том числе ТЭС 5343,4/22 1706/36 2269/32 83/1,3 1267/37
Всеми предпри- ятиями РФ 24788,3/100 4709/100 7198/100 5866/100 3452/100
* Числитель — выброс в тысячах тонн; знаменатель — выброс в процентах по
отношению к суммарному выбросу предприятиями РФ.
Предприятия энергетики дают 38 % выбросов твердых веществ, 35 %
сернистого ангидрида, 3 % оксида углерода (СО) и 40 % оксидов азота из
числа суммарных выбросов этих веществ по России. Основная часть этих
выбросов связана с работой ТЭС. Поэтому снижение выбросов NOX в ат-
мосферу остается первостепенной задачей для теплоэнергетиков.
4.2. МЕХАНИЗМЫ ОБРАЗОВАНИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
4.2.1. Образование термических оксидов азота
Для разработки путей борьбы с образованием оксидов азота важно
знать, как они образуются. В настоящее время хорошо изучены три прин-
ципиально разных источника оксидов азота:
95
Рис. 4.1. Зависимость образования оксидов азота от температуры при сжигании
органического топлива
1) образование термических NO из молекулярного азота воздуха при
температуре выше 1300 °C (механизм Зельдовича);
2) образование NO из азота, содержащегося в топливе (топливные
NO);
3) образование NO путем реакции молекулярного азота воздуха с уг-
леводородными радикалами («быстрые» NO).
Зависимость образования оксидов азота от температуры представлена
на рис. 4.1 [4.30].
Термические оксиды азота возникают при высоких температурах и
достаточном времени пребывания продуктов сгорания в зоне горения из
молекулярного азота воздуха, подаваемого в топку котла.
Итоговую реакцию можно записать в виде:
°2 + N2 ---2NO.
Экспериментальные исследования показали, что скорость образования
NO намного меньше скорости горения и что основная часть NO образует-
ся после завершения горения, когда повышение температуры приводит к
диссоциации молекулярного кислорода. Скорость обратимых реакций
образования и разложения NO в основном зависит от температуры в зоне
горения и мгновенных концентраций избыточного кислорода, азота и ок-
сида азота.
Из-за высокой энергии активации основное количество термических
оксидов азота образуется в узком диапазоне температур, близком к мак-
симальной температуре в зоне активного горения.
Скорость образования термических NO увеличивается с ростом темпе-
ратуры, она прямо пропорциональна концентрации азота и времени пре-
бывания продуктов сгорания в зоне генерации оксидов азота, а также
корню квадратному из концентрации кислорода. Поэтому первичные (ре-
жимно-технологические) мероприятия для снижения образования терми-
96
ческих NOX основаны на воздействии на один или несколько факторов в
зоне максимальной генерации NOX и на создании специальных условий в
факеле горения, приводящих к восстановлению образовавшихся оксидов
азота до молекулярного азота, как это, например, делается при ступенча-
том сжигании топлива.
4.2.2. Образование топливных оксидов азота
Образование топливных оксидов азота осуществляется в два этапа:
сначала происходит газификация капель мазута или угольных частиц с
выделением азотсодержащих соединений (радикалов R) типа CN, CHN,
NH, NH2, а затем частичное окисление этих соединений по реакции:
RN + О2 ----- NO + RO.
Топливные оксиды азота образуются параллельно с горением топлива
в основной зоне горения за промежуток времени меньший, чем время го-
рения топлива. Из-за малой энергии активации процесс образования NO
из азота топлива происходит уже при относительно низких температурах
(/ > 1000 °C). Зависимость выхода топливных оксидов азота от содержа-
ния молекулярного кислорода в зоне горения близка к квадратичной. Ес-
тественно, важным фактором здесь является содержание азота в топливе.
При сжигании мазута в энергетических котлах доля топливной состав-
ляющей оксидов азота относительно невелика, а при сжигании угольной
пыли в топках с твердым шлакоудалением доля топливных оксидов азо-
та, как правило, превышает 90 %.
4.2.3. Образование «быстрых» NOX
«Быстрые» NO образуются в зоне фронта пламени углеводородных
топлив в результате аномально быстрых реакций молекулярного азота с
углеводородами, содержащимися в топливе:
N2 + СН ----- HCN 4- N,
N + ОН ------ NO + Н.
Эти реакции активно протекают уже при температуре около 1300 °C,
когда образование термических NO еще не происходит. Концентрация
«быстрых» NO растет при увеличении избытка воздуха и температуры и
при сжигании природного газа может составить 70—90 мг/м3. С этим
приходится считаться при разработке мероприятий по подавлению обра-
зования NOx в целях достижения современных норм по выбросу NOX в
атмосферу.
97
4.3. ПЕРВИЧНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ, НАПРАВЛЕННЫЕ
НА УМЕНЬШЕНИЕ ВЫБРОСОВ NO*
Из анализа механизмов образования оксидов азота при сжигании топ-
лив следует, что уменьшения образования NO* можно достичь, реализо-
вав мероприятия, направленные:
1) на снижение температуры горения;
2) уменьшение времени пребывания продуктов сгорания в области
высоких температур;
3) создание зон реакций с восстановительной атмосферой (избыток
воздуха меньше единицы), где образование NO из азота топлива затруд-
нено и восстановление оксидов азота идет до молекулярного азота.
Для снижения выбросов оксидов азота на электростанциях проводят
следующие первичные, или режимно-технологические, мероприятия [4.9]:
1) использование горелок с низким выбросом NO* (снижение NO* до
60 %);
2) ступенчатое сжигание топлива (снижение NO* на 35—45 %);
3) ступенчатую подачу воздуха (снижение NO* до 50 %);
4) рециркуляцию дымовых газов (снижение NO* до 33 %);
5) впрыск воды (или водомазутной эмульсии) в ядро факела (сниже-
ние NO* на 25—44 %);
6) комбинацию первичных мероприятий (снижение NO* до 90 %).
Первичные мероприятия малозатратны, и поэтому их применяют пре-
жде всего для обеспечения нормируемых выбросов оксидов азота.
4.3.1. Горелки с низким выбросом NO*
У горелок с низким выбросом NO*, которые созданы в многочислен-
ных вариантах, организована ступенчатая подача воздуха [4.1]. Принцип
работы такой горелки (рис. 4.2) заключается в следующем. В ядро факела
подается количество воздуха, недостаточное для обеспечения полноты
горения (кислородный «голод»), в то время как во внешнюю зону горе-
ния подается избыточное количество воздуха, чтобы обеспечить полноту
Рис. 4.2. Принципиальная схема
пылеугольной горелки с низким
выбросом NO*
1 — первичный воздух; 2 — пыле-
воздушная смесь; 3 — вторичный
воздух; 4 — третичный воздух
(а — избыток воздуха)
98
сгорания топлива. Кроме того, конструкция горелки позволяет под-
держивать рециркуляцию воздуха внутри зоны горения.
Применение этих горелок дает возможность снизить выбросы оксидов
азота от 50 % для угольных котлов до 60 % для газомазутных котлов, не
ухудшая технико-экономические показатели котла.
4.3.2. Ступенчатое сжигание топлива
При ступенчатом сжигании топлива горелки в топке котла размещают
в несколько ярусов (обычно три-четыре яруса). Подача воздуха (избыток
воздуха) изменяется тоже поярусно. Например, при двухступенчатом
сжигании нижний ряд горелок получает недостаточное для стехиометри-
ческого горения количество воздуха, а верхние ряды горелок, наоборот,
получают избыточное его количество.
Наилучший эффект дает трехступенчатое сжигание, прежде всего, на
котлах с топками с жидким шлакоудалением, и особенно сжигание высо-
косернистых топлив при обеспечении минимальной газовой коррозии эк-
ранных труб.
Суть трехступенчатого сжигания [4.10] состоит в том, что по высоте
топочной камеры организуют три зоны. В первой (нижней) зоне топки
сжигается основное количество топлива (70—85 %) при избытке воздуха
близком к единице. На выход из зоны активного горения подается ос-
тальная часть топлива (15—30 %) и соответствующее количество воздуха
с таким расчетом, чтобы суммарный избыток воздуха в ней составлял
0,9—0,95 (т.е. небольшой недостаток для полного сжигания топлива),
благодаря чему в этой части топки создается зона с восстановительной
средой, в которой продукты неполного горения (СО, Н2, СиНт) восста-
навливают уже образовавшиеся окислы азота NO до N2.
Выше этой зоны в верхней части топки организуется зона дожигания
оставшихся продуктов неполного сгорания с участием третичного возду-
ха, подаваемого под повышенным давлением через специальные сопла
(рис. 4.3).
Уменьшение выбросов оксидов азота при ступенчатом сжигании топ-
лива в среднем составляет: при сжигании угля — до 40 %, при сжигании
Рис. 4.3. Принципиальная схема
трехступенчатого сжигания топ-
лива в топке котла (а— избыток
воздуха)
III — Зона дожигания продуктов
неполного сгорания топлива
II — Зона горения топлива и
восстановления NO
(15—30 % топлива)
I — Зона горения в ядре
факела (70—85 % топлива)
Воздух
* Топливо
99
мазута — до 35 %, при сжигании природного газа — до 45 %. Использо-
вание ступенчатого сжигания топлива в топке котла приводит к сниже-
нию технико-экономических показателей котла. Увеличивается избыток
воздуха на выходе из топочной камеры, и при этом возрастает температу-
ра газов на выходе из топки в среднем на 4—5 °C, а КПД котла снижает-
ся на 0,2—0,5 %. Кроме того, несколько увеличивается расход электро-
энергии на собственные нужды, что приводит к дополнительному сниже-
нию КПД котла нетто на 0,1—0,8 %.
4.3.3. Рециркуляция дымовых газов
Рециркуляция дымовых газов из конвективной шахты в тракт воздуха
осуществляется, как правило, с помощью дополнительного дымососа ре-
циркуляции газов (ДРГ) (рис. 4.4).
Для улучшения перемешивания газов рециркуляции с воздухом, кото-
рый поступает в топочную камеру, устанавливают смесители. Доля ре-
циркулирующих газов обычно не превышает 20 %. Благодаря рециркуля-
ции дымовых газов снижаются концентрация кислорода в зоне горения
топлива и температура горения.
Уменьшение выбросов NO* при использовании данного метода может
быть доведено:
при сжигании угля до 25 %;
при сжигании мазута до 30 %;
при сжигании природного газа до 33 %.
Рис. 4.4. Принципиальная схема рециркуляции дымовых газов котла с использова-
нием дымососов рециркуляции газов
ДРГ — дымосос рециркуляции газов; ДВ — дутьевой вентилятор; ДС — дымосос;
РВП— регенеративный воздухоподогреватель; СК— смесительная камера
100
Технико-экономические показатели ТЭС при этом заметно ухудшают-
ся. Возрастает расход электроэнергии на собственные нужды (за счет
привода дымососов рециркуляции газов). Кроме того, растет температура
уходящих газов, что приводит к снижению КПД котла на 0,6—1,3 %.
Иногда рециркуляцию дымовых газов осуществляют на всасе дутье-
вых вентиляторов, если при этом имеется достаточный запас их произво-
дительности. Доля рециркуляции при этом обычно не превышает 10%.
В этом случае также возрастает температура уходящих газов и снижается
КПД котла, возрастают затраты электроэнергии на собственные нужды
из-за роста расхода электроэнергии на дутьевые вентиляторы.
4.3.4. Впрыск воды или водомазутной эмульсии в ядро факела
Впрыск воды или ввод водомазутной эмульсии в ядро факела снижает
максимальную температуру в нем и тем самым препятствует образованию
термических оксидов азота. Этот способ применяется по большей части в
период неблагоприятных метеорологических условий в районах с повы-
шенной фоновой концентрацией вредных веществ. Количество впрыски-
ваемой в топку котла воды составляет около 10 % расхода топлива.
Этот способ снижает выбросы NO* примерно на 25 % и одновременно
снижает КПД котла приблизительно на 0,7 %. Эффективность впрыска
воды в топку существенно уменьшается, если котел работает с рецирку-
ляцией газов или в режиме ступенчатого сжигания топлива. По этой при-
чине метод впрыска не получил широкого применения.
Выполненные исследования, результаты которых широко опубликова-
ны [4.36—4.40], показывают, что для теплоэнергетики одной из техноло-
гий, направленных на защиту атмосферного воздуха и водного бассейна
от выбросов различных ингредиентов (NOX, СО, сажи, многоядерных уг-
леводородов, нефтепродуктов и других вредных веществ), является сжи-
гание мазута в виде водомазутной эмульсии (ВМЭ), а также природного
газа с применением впрыска в топку сбросных вод.
Метод сжигания водомазутной эмульсии широко известен. В ходе ис-
следований, посвященных этому вопросу, установлено, что для достиже-
ния поставленной задачи ВМЭ должна представлять собой однородную
смесь мазута и добавляемой влаги по типу «вода—масло», в которой во-
да как дисперсная фаза в виде частиц диаметром несколько микрометров
находится внутри топливной оболочки. Только при соблюдении этого
условия и влажности водомазутной эмульсии до 20 % обеспечиваются
надежное воспламенение и устойчивое ее горение с высокой полнотой
сгорания. Повышенная эффективность процесса горения эмульсии (даже
при предельно низком избытке воздуха) обусловлена микровзрывом ее
капель из-за различия температур кипения воды и мазута. При дополни-
тельном дроблении капель эмульсии достигается ускорение их испарения
и улучшается процесс перемешивания топлива с воздухом, в результате
чего благодаря наличию в зоне горения продуктов диссоциации воды
процесс сгорания мазута существенно интенсифицируется. Для приго-
101
товления кондиционных ВМЭ требуемых влажности, дисперсности,
вязкости необходимо применять соответствующие устройства — эмуль-
гаторы.
Использование в качестве добавочной воды сточных вод дает возмож-
ность подвергнуть огневому обезвреживанию их значительную часть
(сточные воды могут составлять до 20 % расхода топлива на котел). Это
позволяет перевести ТЭС или котельную на малоотходную технологию
(по крайней мере, путем утилизации всех сточных вод, загрязненных
нефтепродуктами).
Сжигание ВМЭ приводит к снижению уровня температур в зоне мак-
симальной генерации оксидов азота и, следовательно, к значительному
(25—44 %) снижению их концентрации в дымовых газах. Более глубоко-
го подавления NOX можно достичь в том случае, если в качестве добавоч-
ной влаги вместе со сточными водами использовать растворы азотсодер-
жащих веществ при соответствующей организации процесса сжигания
топлива.
Фирма ИНТРЭК (Россия) разработала и реализовала на ряде ТЭС ОАО
«Мосэнерго» технологию снижения количества вредных газообразных
выбросов и полной утилизации замазученных вод [4.7—4.10].
В результате испытаний, проведенных на ТЭЦ-8, ТЭЦ-11, ТЭЦ-21,
ТЭЦ-25, ТЭЦ-26 и котельной Загорской ГАЭС были сделаны следующие
выводы:
1) исчезает проблема замазученных вод, поскольку именно эту воду
эмульгируют в первую очередь, а приготовленная ВМЭ не расслаивается
в процессе хранения в баках;
2) повышается надежность топливоотдачи, так как отсутствуют водя-
ные пробки в мазутопроводах;
3) облегчается переход от сжигания газа на сжигание мазута;
4) выбросы NOx снижаются на 25—44 % в зависимости от конкретных
производственных условий;
5) снижается выброс СО при работе с теми же коэффициентами из-
бытка воздуха, что и при сжигании неэмульгированного мазута, или сни-
жается коэффициент избытка воздуха при одинаковых значениях концен-
трации СО.
Разработанная технология, с одной стороны, позволит полностью ути-
лизировать все сточные воды, загрязненные нефтепродуктами, а с другой
стороны, улучшить состав газообразных выбросов.
4.3.5. Применение комбинаций первичных мероприятий
Для достижения нормы выбросов NO* при сжигании топлив в топках
котлов, как правило, применяют комбинации первичных методов [4.9].
На газомазутных котлах чаще всего используют следующие комбинации
первичных мероприятий:
1) сочетание ступенчатого сжигания топлив с рециркуляцией дымо-
вых газов;
102
-----------. холодный воздух
—— --------горячий воздух
---------— уходящие дымо-
вые газы
— . — дымовые газы
рециркуляции
> — топливо к горелкам
>V- — вариант ступенчатого
сжигания с отключе-
нием по топливу горе-
лок верхнего яруса в
шахматном порядке
Рис. 4.5. Схема организации ступенчатого сжигания природного газа (мазута) в со-
четании с рециркуляцией дымовых газов на мощном котле СКД (ТГМП-314,
ТГМП-344) с настенной компоновкой горелок
I — горелки нижнего яруса; 2 — горелки верхнего яруса; 3 — подача дополнительного
воздуха; КПВД и КПНД — конвективные пароперегреватели высокого и низкого давле-
ния; ВЭ -— водяной экономайзер; остальные обозначения см. на рис. 4.4.
2) установку полуподовых горелок в сочетании со ступенчатым сжи-
ганием и с рециркуляцией дымовых газов и др.
На рис. 4.5 представлена схема организации ступенчатого сжигания
природного газа и мазута в сочетании с рециркуляцией дымовых газов на
мощном котле СКД (ТГМП-314, ТГМП-344) с настенной компоновкой
горелок. Газы на рециркуляцию забираются ДРГ из газохода за водяным
экономайзером и смешиваются с горячим воздухом в коробе после РВП
перед горелками [4.9].
103
Таблица 4.4. Данные о применении первичных мероприятий по подавлению
оксидов азота на газомазутных котлах ТЭС России
Метод подавления NO* Тип и про- изводи- тельность котла, £>ном, т/ч Топливо Содержание NO, мг/м3 (приаух= 1,4*) ТЭС, ГРЭС, на которых вне- дрены меро- приятия по по- давлению 1ЧОЛ
до внедрения после внедрения
Использование горелок с пониженным выхо- дом NO* и с рециркуля- цией дымовых ггвов Паровой, 670 Газ Мазут 325 510 120 250 Шатурская ГРЭС, котлы ТМ-104
Двухступенчатое сжи- гание топлива Паровой, 420 Газ Мазут 250 425 140 240 ТЭЦ-9 ОАО «Мосэнерго», ТГМ-84
Трехступенчатое сжи- гание топлива Паровой, 480 Газ Мазут 470 370 230 220 ТЭЦ-8 ОАО «Мосэнерго», ТГМ-96Б
Двухступенчатое сжи- гание, рециркуляция дымовых газов, 10 %- ный впрыск воды в го- релки Паровой, 2650 Газ 1200 160 Сургутская ГРЭС, ТГМП-204
Рециркуляция дымо- вых газов в воздуховод перед горелками Водо- грейный Газ Мазут 220 400 50 150 ТЭЦ-21,23 и 25 ОАО «Мос- энерго» КВГМ-180
Рециркуляция дымо- вых газов (г <= 27 %), ступенчатое сжигание топлива Паровой, 950 Газ Мазут 1500 1320 140 210 ТЭЦ-26 ОАО «Мосэнерго», ТГМП-344 А
Использование полу- подовых горелок, ре- циркуляция дымовых газов, ступенчатое сжигание Паровой, 950 Газ Мазут 1500 1320 ПО 250 ТЭЦ-25 ОАО «Мосэнерго», ТГМП-344А
Ступенчатое сжигание с перераспределением топлива по ярусам, ре- циркуляция дымовых газов Паровой, 3950 Газ 1500 300 Костромская ГРЭС, котел блока 1200 МВт, ТГМП-1202
*аух — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах котла.
В табл. 4.4 представлены данные по применению первичных меро-
приятий подавления оксидов азота на газомазутных котлах ТЭС России.
В настоящее время для снижения выбросов NO* при сжигании твердо-
го топлива используются комбинации следующих первичных мероприя-
тий: использование специальных горелок, ступенчатая подача воздуха и
104
топлива, рециркуляция дымовых газов, предварительный подогрев уголь-
ной пыли, подача пыли высокой концентрации и др. С их помощью на
российских ТЭС уже достигнута концентрация NOX 450—550 мг/м3 с кот-
лами, сжигающими каменные угли и концентрация 300—350 мг/м3 с кот-
лами, сжигающими бурые угли [4.9].
Из анализа приведенных выше данных можно сделать следующие вы-
воды:
1) на котлах, в которых сжигается газ, можно при использовании пер-
вичных мероприятий получить концентрации оксидов азота, приближаю-
щиеся к требуемым для экологически безопасных ТЭС (150—200 мг/м3);
2) на котлах, в которых сжигаются мазут и твердое топливо, для по-
лучения экологически безопасных показателей выбросов NOX необходи-
мо использование вторичных мероприятий.
В дополнение к материалу, посвященному первичным мероприятиям
по уменьшению выбросов NO* из топок котлов, следует отметить, что
при использовании малозатратных методов подавления NO* при сжига-
нии природного газа в случае неполного сгорания топлива могут образо-
вываться угарный газ СО, углеводороды СН4, С2Н6, а также канцероген-
ные вещества. Продукты неполного сгорания топлива весьма вредны.
Проблема изучения канцерогенных веществ, образующихся при непол-
ном сгорании топлива, в последнее время привлекла серьезное внимание
специалистов. По своей распространенности и интенсивности воздейст-
вия из многих химических веществ этого типа наибольшее значение име-
ют полициклические ароматические углеводороды (ПАУ) и наиболее ак-
тивный из них бенз(а)пирен С20Н12. Максимальное количество бензапи-
рена образуется в топках при температуре 700—800 °C в условиях не-
хватки воздуха для сгорания топлива.
При камерном сжигании пылевидного топлива содержание этого со-
единения в дымовых газах обычно не превышает 4,2 мкг/100 м3. Пример-
но в такой же концентрации содержатся канцерогены в выбросах котлов,
работающих на мазуте и газовом топливе. Однако при неправильном ве-
дении процесса горения или при несовершенной конструкции топки ко-
личество выбрасываемого бенз(а)пирена может значительно увеличить-
ся: в 50 раз при работе на мазуте и в 10 раз при работе на газе [4.5].
Одной из особенностей низкотемпературного окисления топлива явля-
ется возможное появление диоксинов. Необходимо учитывать чрезвы-
чайную стойкость диоксинов. Каким бы малым ни был выброс диокси-
нов, они на десятилетия остаются в окружающей среде [4.4].
Таким образом, главным средством борьбы с загрязнением атмосферы
канцерогенными углеводородами является обеспечение максимальной
полноты сгорания топлива.
105
4.4. ВТОРИЧНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО УМЕНЬШЕНИЮ
ВЫБРОСОВ NOX
4.4.1. Селективные системы очистки дымовых газов от NOX
Для очистки дымовых газов котлов от оксидов азота используют
селективный некаталитический (СНКВ) и каталитический (СКВ) методы
восстановления NOX до молекулярного азота. В них в качестве восстано-
вителя применяется аммиак. Некаталитические системы проще, их
сооружение обходится не дороже замены горелок, а эффективность
достаточно высока: выбросы оксидов азота снижаются на 40—60 %. Ам-
миак (аммиачная вода, карбамид) вводится в высокотемпературную
(900—1100 °C) область газохода котла с газами рециркуляции, воздухом
или паром. Сочетание технологических методов подавления оксидов азо-
та с методом СНКВ при сжигании угля позволяет снизить концентрации
оксидов азота в дымовых газах до 300 мг/м3.
В странах Европы, в США и Японии системы СКВ и СНКВ на круп-
ных угольных энергоблоках применяются достаточно часто. По мере
ужесточения нормативов выбросов NOX и снижения стоимости подобных
систем последние могут оказаться конкурентоспособными по сравнению
с реконструкцией системы горения в целях снижения образования NO*.
Важнейшей тенденцией является объединение этих двух технологий
(СКВ и СНКВ). Этот процесс может осуществляться по следующей схе-
ме: подача аммиака или мочевины в высокотемпературную зону (система
СНКВ) приводит к частичному восстановлению NOX и повышению со-
держания аммиака в дымовых газах. Путем добавления в газоходы не-
большого количества катализатора за счет аммиака удается обеспечить
дополнительное восстановление NOX. Катализатор в этом случае разме-
щают на поверхности воздухоподогревателя.
По сравнению с СКВ для системы СНКВ не нужны значительные ин-
вестиционные затраты, однако эффективность этой системы очистки за-
метно ниже.
При необходимости с помощью СНКВ можно снизить выбросы NOt
по сравнению с первоначальными вдвое, а с помощью селективного ката-
литического восстановления (СКВ) в 5—10 раз.
При практической реализации системы СНКВ возникает ряд
трудностей:
1) невозможно обеспечить оптимальную температуру дымовых газов
по всему сечению газохода;
2) невозможно предотвратить изменение температуры в реакционной
зоне при изменении нагрузки котла;
3) недостаточна протяженность реакционной зоны для обеспечения
необходимого времени протекания реакции;
106
4) невозможно распределить аммиак по сечению газохода так, чтобы
везде соотношение NH3 / NOX было близко к оптимальному.
Таким образом, эффективность очистки зависит от конструктивных
особенностей котла и его размеров.
По технологии СНКВ в мире эксплуатируется более 20 установок в
Западной Европе, свыше 100 в США и 2 установки в России на Тольят-
тинской ТЭЦ.
По технологии СКВ в мире работают более 300 установок, в России —
2 установки на ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго» [4.8].
Система каталитического восстановления NOX является наиболее эф-
фективной и освоенной для уменьшения содержания оксидов азота в ды-
мовых газах мощных паровых котлов. За рубежом она получила название
технологии DENOX [4.7, 4.20].
Уходящие газы, как известно, содержат большое количество самых
различных химических соединений. Система каталитического восстанов-
ления основана на том, что вводимый в поток газов химический реагент
взаимодействует преимущественно с NOX. Хорошей избирательностью
(селективностью) для уменьшения содержания NOX в уходящих газах об-
ладает аммиак NH3. Однако химические реакции аммиака с NO и NO2
эффективно протекают только при весьма высокой температуре (900—
1000 °C).
Для снижения температуры используют катализаторы. Реакции с мо-
нооксидом азота NO происходят на внешней поверхности катализаторов
и имеют вид:
4NO + 4NH3 + О2 ------ 4N2 + 6Н2О;
6NO + 4NH3 ------► 5N2 + 6Н2О.
Присутствующий в уходящих газах котла диоксид азота NO2 (его не
более 5 %) вступает с аммиаком в несколько иные реакции:
6NO2 + 8NH3 ------ 7N2 + 12Н2О;
2NO2 + 4NH3 + O2 ----► 3N2 + 6H2O.
Помимо этих реакций на катализаторе возможны и нежелательные ре-
акции:
4NH3 + ЗО2 ---->- 2N2 + 6Н2О (увеличивается расход аммиака),
SO2 + */1О2 ---- SO3 (конверсия SO2 в SO3).
О влиянии SO3 на работу котельной установки будет сказано от-
дельно.
К катализаторам предъявляются следующие требования:
1) высокая активность восстановления NOX в N2 в широком диапазоне
температур;
2) высокая избирательность (селективность) по NOX;
3) низкая активность реакций с оксидами серы;
107
4) устойчивость против истирания твердыми частицами и отравления
катализатора;
5) длительный ресурс.
Этим требованиям отвечают следующие материалы: 1) оксиды титана,
алюминия или кремния в пористом виде; 2) смеси оксидов ванадия, мо-
либдена, вольфрама, а также ряда других металлов.
Установки, реализующие метод СКВ (СКВ-установки), имеют макси-
мальную эффективность в интервале температур газов 340—380 °C. При
температурах дымовых газов ниже 340 °C увеличивается интенсивность
нежелательных реакций (например, NH3 с О2). При температуре 450 °C и
выше возникает опасность значительного снижения эффективности рабо-
ты катализатора.
Эффект очистки дымовых газов характеризуется степенью очистки,
%, определяемой по формуле
*NOX = [(С£о, - CnoJ/C’noJ 100 %,
где С^х0 и С^о — концентрации NOX на входе в катализатор и выходе
из него.
На рис. 4.6 представлена зависимость степени очистки T?NO дымовых
газов в СКВ- и СНКВ-установках от температуры дымовых газов и из-
бытка аммиака [4.31]. Кривые соответствуют различным значениям а
(избыток аммиака) по сравнению со стехиометрическим соотношением
между NO* и NH3.
Как видно из рис. 4.6, как на СКВ-установке, так и на СНКВ-установ-
ке степень очистки дымовых газов может быть доведена до 90 %, но эти
установки существенно отличаются одна от другой расходом аммиака
NH3. Если на СКВ-установке степень очистки 90 % достигается при
Рис. 4.6. Зависимость степени очистки дымовых газов от оксидов азота СКВ
и СНКВ-установками от температуры дымовых газов (а — мольное соотношение
NH3 и NOX)
108
12
Рис. 4.7. Взаимосвязь основ-
ных характеристик ката-
лизатора (степени очистки
flNOje, проскока аммиака и
объема катализатора Гк)
мольном соотношении а = 0,9, т.е. аммиак дозируется в недостаточном
количестве, то на СНКВ-установке та же эффективность достигается при
мольном соотношении NH3 и NOX , равном 2,5, т.е. при большом избытке
аммика.
Теоретически имеется возможность дальнейшего повышения эффек-
тивности СКВ-установки, но для этого необходимо увеличивать избыток
аммиака. При этом возникает опасность его нежелательного проскока и
повышения концентрации NH3 за катализатором и в уходящих газах.
По данным фирм-изготовителей у катализатора имеются три взаимно
связанные характеристики, приведенные на рис. 4.7 [4.31]:
1) степень очистки газов T?NO (снижение концентрации NOX в дымо-
вых газах);
2) проскок NH3 (количество аммиака на выходе из установки);
3) объем катализатора.
Взаимосвязь этих характеристик показана на рис. 4.7 (данные фирмы
Steinmuller, Германия). Как видно из рис. 4.7, одинаковой степени очист-
ки дымовых газов от NOX, можно добиться, используя катализатор боль-
шого объема при небольшом проскоке аммиака NH3 и катализатор мало-
го объема при большом проскоке аммиака.
В интервале /?NO 80—85 % имеется почти линейная зависимость ме-
жду проскоком аммиака и объемом катализатора.
Основным элементом СКВ-установки служит каталитический реактор,
устройство которого показано на рис. 4.8 [4.31]. Он состоит из отдельных
керамических элементов ячеистой структуры, которые собирают в моду-
ли и устанавливают в газоходе котла в несколько слоев.
На рис. 4.9 приведены зависимости изменения концентрации NOX и
NH3 при прохождении дымовых газов через трехслойный каталитический
реактор [4.31]. Из рисунка следует, что наиболее «нагруженным» являет-
ся первый слой реактора, на который приходится основная масса восста-
новления NOX.
109
Рис. 4.8. Устройство катализатора
Рис. 4.9. Изменение концентрации NOX и NH3 при прохождении дымовых газов че-
рез трехслойный катализатор реактора
ПО
Рис. 4.10. Характеристики катализатора в зависимости от времени эксплуатации
С течением времени эффективность работы катализатора падает, что
иллюстрирует рис. 4.10. Как видно из рис. 4.10, а, поддерживать с тече-
нием времени первоначальную эффективность работы катализатора мож-
но только путем увеличения проскока аммиака. Сохранение постоянного
проскока аммиака приводит к снижению эффективности катализатора по
восстановлению NO* в N2 (рис. 4.10, б).
Если катализатор состоит из нескольких слоев, то восстановление азо-
та (снижение NO*) в первом слое во много раз больше, чем в последнем
слое. Это различие обусловлено разной концентрацией аммиака и окси-
дов азота.
При работе реактора активность слоев катализатора падает (снижается
эффективность, растет проскок аммиака). В наибольшей степени истоща-
ется верхний слой, за ним второй и т.д. Гарантийное время работы ката-
лизатора определяется сохранением предельного содержания NO* на вы-
ходе из реактора при минимальном проскоке NH3.
Изменение активности каталитического реактора во времени показано
на рис. 4.11 [4.31]. Из рисунка видно, что начальная активность (способ-
ность к восстановлению NO*) всех слоев катализатора одинакова. Даль-
111
100
Рис. 4.11. Изменение активности (способности к восстановлению NOX) трехслойного
каталитического реактора во времени и использование остаточной активности пу-
тем ступенчатого обновления слоев
нейшее изменение активности зависит от положения слоя катализатора:
первый слой теряет свою активность («срабатывается») быстрее, чем по-
следующие, поэтому его (примерно через два года эксплуатации) заме-
няют в первую очередь. Второй слой «срабатывается» примерно через
три-четыре года, и так же осуществляется его замена. Замена третьего
слоя в результате снижения его активности до предельных значений осу-
ществляется через 4,5 года.
Очень важен выбор оптимальной схемы включения СКВ-установки в
газовый тракт котла. Возможны два варианта схемы включения [4.7,
4.31]:
1) СКВ-установка включается в газовый тракт котла перед воздухопо-
догревателем (за водяным экономайзером), т.е. в зону, где температура
газов около 350 °C. Такую установку можно назвать «горячей» СКВ-ус-
тановкой;
2) СКВ-установка включается после электрофильтра и сероочистки
(«холодная» СКВ-установка).
Каждая схема включения имеет как преимущества, так и недостатки.
Оптимальную схему включения следует выбирать с учетом результатов
технико-экономического расчета.
Схема включения «горячей» СКВ-установки приведена на рис. 4.12.
Ее достоинством является то обстоятельство, что дымовые газы на входе
в каталитический реактор имеют температуру, оптимальную для эффек-
тивного восстановления NO* в N2. Таким образом, дополнительный по-
догрев дымовых газов перед реактором не требуется. Однако здесь могут
112
Рис. 4.12. Схема «горячей» СКВ-установки
возникнуть трудности компоновки поверхностей нагрева котла совмест-
но с реактором (для действующей установки).
Кроме того, при пусках котла после ночного простоя возникают неко-
торые ограничения по времени включения реактора в работу, связанные
с температурой дымовых газов за водяным экономайзером.
Для быстрейшего обеспечения оптимальных температурных условий
эксплуатации «горячей» СКВ-установки в пускоостановочных режимах
работы котла необходимы два байпаса: байпас экономайзера (экобайпас)
и байпас реактора (реактор-байпас) (рис. 4.12).
Используя экобайпас, можно быстро поднять температуру дымовых
газов перед реактором на необходимый уровень при пуске котла. Кроме
того, существует возможность повышения температуры газов перед реак-
тором до требуемого уровня при частичной нагрузке котла.
При кратковременных остановах котла (на ночь) температуру в реак-
торе можно поддерживать с помощью специальной тепловой изоляции.
Если температура дымовых газов за водяным экономайзером при пусках
и остановах котла ниже, чем температура в катализаторе, с помощью ре-
актора-байпаса можно пропускать газы в обход реактора, чтобы исклю-
чить захолаживание катализатора. Если температура перед экономайзе-
ром выше 350 °C, а за экономайзером ниже, то с помощью экобайпаса
температуру перед реактором можно поддерживать не ниже 350 °C
(рис. 4.13) [4.31]. При использовании байпасов время до включения СКВ-
установки в работу и подачи аммиака можно сократить до 4 ч. При пуске
113
Рис. 4.13. Сокращение времени пуска «горячей» СКВ-установки с помощью
байпасов
а — повторный пуск после ночного простоя с использованием байпасов; б — повторный
пуск после ночного простоя без байпаса или с экобайпасом; 1 — температура дымовых
газов перед экономайзером; 2 — температура дымовых газов после экономайзера; 3 —
температура катализатора; Ат, — время работы с реактором-байпасом и с экобайпасом;
Дт2 — время работы с экобайпасом; Дт3 — время работы с отключенными байпасами;
3] — температура катализатора при пуске с экобайпасом, но без реактора-байпаса; 32 —
температура катализатора при пуске без экобайпаса и без реактора-байпаса;
Ь1Н3-введение — начало включения каталитического реактора в работу
СКВ-установки без реактора-байпаса с экобайпасом это время составляет
5,8 ч, без байпасов — 11,4 ч.
Другая проблема, связанная с эксплуатацией «горячей» СКВ-установ-
ки, заключается в конверсии (переходе) SO2 в SO3, которая происходит
на поверхности катализатора. При наличии аммиака протекают следую-
щие химические реакции с участием SO3:
NH3 + SO3 + Н2О -----► (NH4)HSO4 (бисульфат аммония),
2NH3 + SO3 + Н2О -----► (NH4)2SO4 (сульфат аммония).
Образующиеся сульфат и бисульфат аммония в твердом виде способ-
ны забивать регенеративный воздухоподогреватель (РВП), в связи с чем
требуется увеличивать число его промывок. При этом возрастает объем
сточных вод и снижается число часов использования установленной
мощности блока.
114
Рис. 4.14. Схема «холодной» СКВ-установки
РВП — регенеративный воздухоподогреватель; РГП — регенеративный газоподогреватель
По этой причине и из-за невозможности смонтировать на «горячей»
стороне действующего котла СКВ-установку и была разработана схема
«холодной» СКВ-установки.
На рис. 4.14 изображена схема «холодной» СКВ-установки. Поскольку
для эффективной работы реактора требуется температура дымовых газов
около 350 °C, уходящие газы перед реактором следует подогревать. Так
как регенеративного подогрева газа в этом случае недостаточно, прихо-
дится использовать дополнительный подогрев — сжигание мазута или
природного газа или обеспечивать подогрев в теплообменнике паром при
повышенных параметрах.
Кроме того, из-за наличия регенеративного газового подогревателя
(РГП) и протечек неочищенного газа в канал очищенного для «холодной»
СКВ-установки нужен больший объем катализатора, чем для «горячей»
СКВ-установки, если использовать в обоих случаях одинаковый тип ка-
тализаторов с одинаковыми ячейками.
Меньшее содержание SO2 в уходящих газах после сероочистки при
работе «холодной» СКВ-установки уменьшает опасность конверсии SO2
в SO3 и забивания РГП твердыми сульфатом и бисульфатом аммония.
Кроме того, появляется возможность активнее использовать материал ка-
тализатора. Меньшее содержание пыли после электрофильтра и после се-
роочистки делает возможным применение ячеек с меньшими размерами.
Оба фактора ведут к уменьшению объема катализатора.
115
Рис. 4.15. Баланс аммиака по элементам газового тракта котла
При использовании «холодной» СКВ-установки сокращается время
для включения в работу реактора и упрощаются возможности размеще-
ния установки. Последнее обстоятельство зачастую оказывается решаю-
щим при сооружении «холодной» СКВ-установки на действующем обо-
рудовании.
Вместе с тем применение СКВ-установки может привести к возникно-
вению других проблем. Одна из них связана с проскоком аммиака. По
данным японских фирм проскок аммиака за каталитическим реактором
при стационарном режиме работы энергоблока составляет около 5 ppm.
Распределение этого проскока по частям газохода, расположенным за ре-
актором «горячей» СКВ-установки, представлено на рис. 4.15 [4.32].
Примерно 10 % аммиака превращается за реактором в бисульфат и
сульфат аммония и откладывается на поверхности нагрева РВП. Большая
часть (около 70 %) проскока аммиака связывается летучей золой в элек-
трофильтре и удаляется вместе с уловленной золой. Если далее располо-
жена сероочистка с получением товарного гипса, тогда 10 % аммиака мо-
жет быть связано как в гипсе, так и в сточных водах сероочистки. Кроме
того, около 10 % избыточного аммиака выбрасывается из дымовой трубы
в атмосферу. Концентрация NH3 в очищенных дымовых газах может со-
ставлять примерно 0,6—0,7 мг/м3.
Стоимость СКВ-установки очень велика. Время эффективной работы
катализатора составляет в среднем 2—3 года на угле, 5 лет на мазуте и
7 лет при работе ТЭС на природном газе. Удельные эксплуатационные
расходы по данным авторов [4.41] составляют 1 пф/(кВт • ч).
По данным немецких источников удельные инвестиции в СКВ-уста-
новки на угольных электростанциях земли Баден-Вюртемберг (Германия)
составляют 120—350 DM (немецких марок) на 1 кВт установленной
мощности. При этом удельные эксплуатационные затраты составляют
116
0,8—1,7 пф/(кВт-ч) при использовании установленной мощности более
5000 ч в год.
Состав вредных выбросов в атмосферу на такой ТЭС соответствует
требованиям, предъявляемым к выбросам экологически безопасных ТЭС.
4.4.2. Применение технологии DENOX компании «Хальдор Топсе
АО» на российских электростанциях
Наиболее эффективным и проверенным методом очистки дымовых га-
зов от NO* на сегодняшний день является селективное каталитическое
восстановление NO* аммиаком на оксидных ванадий-титановых катали-
заторах.
Компания «Хальдор Топсе АО» [4.7] более 10 лет занимается вопроса-
ми очистки дымовых газов в России. В ближайшее время в России в об-
щей сложности предполагается оборудовать шесть энергоблоков систе-
мой DENOX.
В конце 1993 г. ОАО «Мосэнерго» совместно с внешнеторговым объе-
динением «Технопромэкспорт» был организован конкурс по оснащению
энергоблоков вновь строящейся ТЭЦ-27 установками очистки дымовых
газов от оксидов азота. На предварительном этапе были изучены и обсу-
ждены проекты двух японских фирм Hitachi и Mitsubishi, германской
Steinmiiller, шведской АВВ, датской «Хальдор Топсе АО» и ряда других.
В результате было принято предложение датской компании [4.7, 4.8].
Первый из пяти газомазутных котлов на ТЭЦ-27 в Москве был обору-
дован этой системой в 1997 г., второй — в 1999 г. Данная система обеспе-
чивает удаление 67 % исходного содержания NO* с проскоком аммиака
менее 5 ppm.
Впрыск аммиака осуществляется через сопло в газоход. Для хорошего
распределения потока за входным каналом размещены направляющие ло-
пасти. Катализатор (гофрированный катализатор «Топсе») загружен в два
слоя. Спроектированная система не имеет возможности байпасирования
реактора. Предварительный обогрев катализатора осуществляется горя-
чим воздухом. Гарантированные рабочие показатели установки на пер-
вом котле были подтверждены во время испытания в апреле 1997 г.
Катализатор производится на волокнисто-керамическом носителе
TiO2, который пропитывается оксидами ванадия V2O5 и вольфрама WO3.
Указанные компоненты равномерно распределены по поверхности ката-
лизатора.
4.4.3. Электронно-лучевой способ очистки дымовых газов
от NO* и SO2
Электронно-лучевой способ (ЭЛС) основан на облучении дымовых га-
зов потоком |3-частиц (электронов). В результате протекания радиацион-
но-химических реакций образуются реакционно-активные компоненты
О~; ОН ; Н2 . Они взаимодействуют с NO* и SO2, в результате чего
117
Фильтр
Рис. 4.16. Упрощенная схема включения оборудования при использовании ЭЛС
очистки дымовых газов от SO2 и NOX
получаются более высокие оксиды азота и серы (NO3 и SO3), которые с
водяным паром образуют пары азотной и серной кислот. При взаимодей-
ствии с аммиаком, который вводится в газоход до стадии облучения,
получаются твердый нитрат и сульфат аммония. Эти реакции с О- имеют
вид:
NO + 20 ------- NO3;
SO2 + О"------- SO3;
4NO3 + 2Н2О ------- 4HNO3 + 02;
SO3 + Н20 ------ H2SO4;
HNO3 + NH3 ------- NH4NO3;
H2SO4 + 2NH3 ------ (NH4)2SO4.
Этот способ позволяет улавливать до 90 % оксидов серы и азота.
Принцип реализации электронно-лучевого способа газоочистки и схе-
ма установки представлены на рис. 4.16 [4.33]. Примененные в схеме
скруббер, теплообменник и каплеуловитель предназначены для насыще-
ния дымовых газов водяным паром.
Достоинствами способа являются:
1) одновременная очистка дымовых газов как от NOX, так и от SO2;
2) отсутствие отходов;
118
3) получение товарных продуктов;
4) возможность удобного размещения установки на действующих
электростанциях,
К недостаткам ЭЛС следует отнести:
1) высокие капитальные затраты;
2) необходимость дополнительной очистки уходящих газов от твер-
дых частиц сульфата и нитрата аммония;
3) психологическое воздействие на людей понятия «радиационная
защита».
За рубежом способ находится в стадии исследования.
Ввиду дороговизны данного способа, дополнительных эксплуатацион-
ных трудностей при работе с радиационно опасным объектом строитель-
ство подобной установки в России в 1999 г. было приостановлено.
4.5. ОЦЕНКА ЗАТРАТ И ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ
РЕШЕНИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ
NOX В ДЫМОВЫХ ГАЗАХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
В международной и отечественной практике принято вести раздель-
ный анализ капитальных затрат на мероприятия по снижению выбросов в
атмосферу, отнесенных на 1 кВт установленной мощности ТЭС, и экс-
плуатационных расходов, отнесенных на 1 т уменьшения выброса вред-
ного вещества.
Наибольший интерес представляют удельные капитальные затраты на
мероприятия по снижению выбросов NOX в атмосферу, отнесенные на
1 кВт установленной мощности (табл. 4.7). Как видно из таблицы, реали-
зация режимно-технологических мероприятий сопровождается сущест-
венно меньшими капитальными затратами по сравнению с использовани-
ем различных методов азотоочистки. Из данных таблицы также следует,
что реализация в настоящее время мероприятий по защите атмосферы от
выбросов NOX на базе отечественных оборудования и технологий позво-
ляет в 2—3 раза снизить капитальные затраты по сравнению с использо-
ванием зарубежного оборудования.
Однако для технико-экономического анализа эффективности различ-
ных мероприятий по сокращению выбросов оксидов азота необходимо
все затраты свести к единому критерию [4.9]. Для этой цели выбран ме-
тод приведенных затрат [4.34]. При этом принималось, что исходной яв-
ляется концентрация NO* в уходящих газах при стехиометрическом сжи-
гании топлива в котле с вихревыми горелками и что средства подавления
образования NOX в котле отсутствуют. Для каждого типоразмера парово-
го котла на выбранном виде топлива определялись приведенные затраты
на те или иные мероприятия по уменьшению выбросов оксидов азота.
Далее предлагалось построить кривые приведенных затрат в зависимости
от степени снижения концентрации оксидов азота. По этим кривым мож-
но найти оптимальный вариант снижения концентрации NOr Оптималь-
119
Таблица 4.7. Удельные капитальные затраты на снижение выброса NO* в
атмосферу (по данным ВТИ)
Мероприятия по снижению выбросов ок- сидов азота Снижение вы- бросов NO*, % Стоимость мероприятия, долл/ кВт установленной мощности
в России за рубежом
Оптимизация топочного процесса До 15 — —
Двухступенчатое сжигание ~~15—30 3—4 10—15
Малотоксичные горелки 30—40 4—5 15
Трехступенчатое сжигание 40—45 12—15 30—40
Двухступенчатое сжигание и малоток- сичные горелки 40—65 6—8 20—25
Трехступенчатое сжигание и малоток- сичные горелки 60—75 14—18 40—50
СНКВ (топливо — уголь) 40—60 1—3 12—15
СКВ (топливо — уголь) 40—90 25—30 70—90
Двухступенчатое сжигание (или малоток- сичные горелки) совместно с СНКВ 50—75 4—6 13—16
Усовершенствованное трехступенчатое сжигание совместно с СНКВ 70—90 15—20 —
ным считается вариант, при котором либо затраты минимальны при рав-
ном снижении концентрации, либо снижение концентрации наибольшее
при равных затратах.
На рис. 4.17 в качестве примера представлены приведенные затраты
на мероприятия по снижению выбросов оксидов азота применительно к
паровому котлу ТГМП-464 в зависимости от снижения концентрации
NO* [4.9]. При этом были построены кривые затрат на отдельные меро-
приятия, кривые затрат для комбинации двух мероприятий, кривые за-
трат для комбинации трех мероприятий.
Затраты на мероприятия учитывали стоимость дополнительных мате-
риалов и оборудования и его монтаж, кроме того, уменьшение КПД котла
и рост расхода энергии на собственные нужды. Этот котел газомазутный,
однобарабанный, однокорпусный номинальной производительностью
500 т/ч и с параметрами перегретого пара 13,7 МПа и 560 °C. В исходном
состоянии при традиционном сжигании топлива котел имеет концентра-
цию NO* в уходящих газах 700 мг/м3.
Из анализа рис. 4.17 можно сделать следующие выводы:
1) наименьшие затраты могут быть при ступенчатом сжигании с пере-
распределением топлива, обеспечивающим снижение концентрации NO*
до 38 %;
2) далее следует установка новых горелок или рециркуляция продук-
тов сгорания с помощью дымососов рециркуляции газов, что дает сниже-
ние NO* до 50 %;
120
Рис. 4.17. Зависимость приведенных затрат 3 на мероприятия по снижению выбро-
сов оксидов азота в атмосферу применительно к газомазутному котлу типа
ТГМП-464 от степени снижения концентрации NOX ACNO
1 — ступенчатое сжигание; 2 — ступенчатое сжигание с перераспределением подачи
воздуха; 3 — рециркуляция газов с помощью ДРГ; 4 — рециркуляция газов на всас дуть-
евого вентилятора; 5 — установка новых горелок; б — восстановление оксидов азота с
помощью карбамида; 7 — каталитическое восстановление оксидов азота (комбинация
мероприятий, например, 2, 3 и 5 обозначена 2-3-5)
3) следующим по эффективности способом является комбинация сту-
пенчатого сжигания с перераспределением воздуха и рециркуляцией га-
зов, что дает снижение концентрации NOX до 70 %;
4) снижение выходной концентрации NO* до 125 мг/м3 4 5, регламентиро-
ванной ГОСТ, возможно только при использовании комбинации трех пер-
вичных мероприятий (1-2-3) и (2-3-5), в основе которых лежат ступенча-
тое сжигание, рециркуляция и использование горелок с пониженным об-
разованием оксидов азота;
5) установка СКВ в сочетании с одним из первичных методов обеспе-
чивает нормативный уровень очистки дымовых газов, однако при этом
уровень затрат существенно возрастает (не менее чем в 5 раз).
Приведенные данные справедливы только для рассмотренного котла.
Для других котлов затраты будут другими, однако имеющиеся данные
говорят о том, что качественно их характер не изменится.
В [4.35] приводятся данные о росте эффективности природоохранных
технологий, применяемых на угольных ТЭС в США, за период их освое-
ния с 1960 по 1987 г. Эти технологии позволяют более чем на 99 % очи-
щать дымовые газы от золовых частиц, на 97 % от оксидов серы, на 65—
121
70 % от оксидов азота, на 75—80 % от водяных паров. Полезное исполь-
зование золошлаков доведено до 28 %.
Как видно из анализа данных [4.35], расходы на очистку выбросов и
удаление отходов тепловых электростанций в процентах от общей стои-
мости станции возрастали параллельно с ростом доли сокращения выбро-
сов и отходов. Стоимость систем по защите окружающей среды от за-
грязнения, которые установлены в соответствии с требованиями государ-
ственных органов в США, составляет от 30 до 40 % общей стоимости
станции.
4.6. СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСОВ ОКСИДОВ АЗОТА
В ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВКАХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
4.6.1. Особенности газотурбинных и парогазовых установок
электростанций
Г азотурбинные и парогазовые установки — одни из самых перспектив-
ных энергетических установок для производства электрической и тепловой
энергии. Их широкое применение во многих странах мира позволило су-
щественно повысить экономичность электростанций и улучшить их эколо-
гические характеристики.
Газотурбинная установка (ГТУ) служит, как правило, основным зве-
ном технологического процесса в схемах ПГУ и определяет специфику
их работы. Современные тепловые схемы ГТУ выполнены по так назы-
ваемой простой схеме, т.е. без промежуточного охлаждения воздуха и
промежуточного подогрева продуктов сгорания. Газотурбинная установ-
ка с открытой схемой (рис. 4.18, а) работает по термодинамическому
циклу Брайтона (рис. 4.18, б) и состоит из осевого компрессора (ОК), ка-
меры сгорания (КС) и газовой турбины (ГТ) [4.24]. Электрический гене-
ратор (ЭГ) обычно присоединяется к ГТУ посредством соединительной
муфты со стороны всаса воздуха в компрессор. Атмосферный воздух по-
дается в компрессор через комплексное воздухоочистительное устройст-
во (КВОУ) (на рис. 4.18, а не показано), которое обеспечивает поступле-
ние в осевой компрессор воздуха при остаточной среднегодовой запы-
ленности не более 0,3 мг/м3, концентрации пыли с размером частиц более
20 мкм не выше 0,03 мг/м3. Современные ГТУ в большинстве случаев из-
готавливают одновальными с двухопорной конструкцией ротора.
Рабочими телами в ГТУ служат сжимаемый в компрессоре воздух и
продукты сгорания топлива, поступающие после камеры сгорания в газо-
вую турбину для расширения. Начальными параметрами рабочего цикла
можно считать температуру Т3 и давление р3 газов перед ГТ.
Обязательным элементом современной ГТУ должна быть система ох-
лаждения большинства ее горячих деталей. Охлаждаются почти все ло-
патки газовой турбины, а также диски рабочих колес и корпусные дета-
ли. При начальной температуре газов 1100—1300 °C допустимая темпе-
122
6)
Рис. 4.18. Простейшая тепловая схема (а) и цикл Брайтона — Ренкина в 75-диа-
грамме (б) ПГУ с котлом-утилизатором
ОК — осевой компрессор; КС — камера сгорания; ГТ— газовая турбина; ЭГ— электро-
генератор; ГТУ — газотурбинная установка; КУ — котел-утилизатор; ПТУ — паротур-
бинная установка; К— конденсатор; Н— насос; N* — электрическая мощность
ГТУ и ПТУ; @сг — теплота сжигаемого в ГТУ топлива; 01; 02 — температурные напоры
между рабочими телами; — удельное количество подводимой в ГТУ теплоты; ц"г ,
<?2 — удельное количество отводимой теплоты соответственно в конденсатор с паром
и в атмосферу с газами
ратура лопаточного аппарата не должна превышать 900 °C по условиям
длительной прочности. Для охлаждения обычно используют цикловой
воздух, отбираемый за отдельными ступенями компрессора, и применя-
ют открытую систему воздушного охлаждения почти всех рабочих ступе-
ней газовой турбины. На эти цели расходуется до 15 % всасываемого
компрессором воздуха, часть которого может предварительно охлаждать-
ся в теплообменнике-воздухоохладителе.
123
Газодинамический расчет осевого компрессора и определение харак-
теристик установки в целом осуществляют для стандартных внешних ус-
ловий при принятом сопротивлении систем всаса воздуха и выхлопа ухо-
дящих газов. В соответствии с требованиями Международной организа-
ции стандартов ISO, таковыми являются номинальная нагрузка и следую-
щие параметры наружного воздуха: Тн в = 288 К (+15 °C), давление рн в =
= 0,1013 МПа, влажность dHB = 60 %. Такой режим работы ГТУ можно
назвать расчетным (базовым). Однако ГТУ практически редко работают в
таком режиме, так как изменяются начальные параметры воздуха и газа,
частота тока в сети, электрическая нагрузка, сопротивление газовоздуш-
ного тракта, в результате чего меняются и основные показатели установ-
ки — мощность и КПД.
Выхлопные газы ГТУ имеют высокую температуру, которая в зависи-
мости от начальных параметров воздуха и степени его сжатия в компрес-
соре составляет 500—630 °C. Содержание окислителя в этих газах нахо-
дится на уровне 12—16 % при избытке воздуха аух = 2,8—4,0. Эти значе-
ния уменьшаются при увеличении начальной температуры газов. Данное
обстоятельство делает целесообразным использование ГТУ в различных
тепловых схемах ПГУ.
Наибольшее распространение получили ПГУ с котлом-утилизатором
(рис. 4.18). В них выхлопные газы ГТУ направляются в котел-утилиза-
тор, где значительная часть теплоты (процесс 4—5) передается пароводя-
ному рабочему телу и генерируется перегретый пар, который поступает в
паровую турбину.
4.6.2. Особенности сжигания топлива в камерах сгорания ГТУ
Энергетические ГТУ предназначены для сжигания газообразных и
жидких органических топлив, отвечающих весьма жестким требованиям,
которые обусловлены спецификой технологического процесса.
К камерам сгорания (КС) современных энергетических установок
предъявляются различные требования, регламентирующие их экономич-
ность, надежность и ограниченный выброс вредных веществ. Эти требо-
вания не всегда совместимы [4.25, 4.26].
Экономичность работы КС оценивают прежде всего коэффициентом
полноты сгорания топлива (тепловой КПД камеры сгорания) и определя-
ют его из соотношения
Пк.с= Q\^Qn>
где Ql — количество теплоты, кВт, выделяющееся в рабочем объеме КС
при горении топлива за единицу времени и затрачиваемое на нагревание
воздуха, поступающего из компрессора; (Эц — полное количество тепло-
ты, кВт, которое может выделиться за единицу времени при сгорании то-
плива в КС ГТУ.
124
В расчетном режиме современные КС энергетических ГТУ характе-
ризуются высокой экономичностью (т|к с = 0,98—0,99), а в диапазоне воз-
можных рабочих нагрузок соответственно Т)к с = 0,95—0,99.
В камерах сгорания должны обеспечиваться: формирование заданной
перед газовой турбиной температуры газов Тт, надежный и быстрый пуск
ГТУ, устойчивая работа на различных режимах, автоматический переход
с основного на резервное топливо, минимальный выброс вредных
веществ в атмосферу.
При эксплуатации ГТУ такими вредными веществами, выбрасываемы-
ми в атмосферу, являются: оксиды азота NO и NO2, обозначаемые NO*,
оксид углерода СО, образовавшиеся в результате неполного сгорания уг-
леводороды, оксиды серы SO2 и SO3, обозначаемые SOX, и твердые час-
тицы. Несгоревшие углеводороды включают в себя летучие органические
соединения, которые способствуют образованию атмосферного озона.
Большая часть оксидов азота образуется при связывании атмосферно-
го азота в пламени КС, их называют термическими. Оксиды азота полу-
чаются также в результате реакции химически связанного азота, присут-
ствующего в топливе.
Скорость образования термических оксидов NOX имеет экспоненци-
альную зависимость от температуры пламени. Количество образующихся
оксидов азота является функцией не только температуры пламени, но
также и времени, в течение которого смесь горючих газов находится при
температуре пламени (рис. 4.19). Данная зависимость является почти ли-
нейной функцией времени. Таким образом, температура и время нахож-
дения газов при этой температуре определяют уровень выхода термиче-
ских оксидов азота и являются важнейшими переменными, которыми
конструктор должен оперировать, чтобы снизить уровни выбросов NOX.
Для конкретного топлива скорость образования оксидов азота можно
представить в виде функции избытка воздуха (рис. 4.20). Как следует из
рисунка, наивысшая скорость образования оксидов азота имеет место
при стехиометрической (для а ~ 1) температуре пламени. Из-за того что
разные виды сжигаемого топлива различаются по температуре пламени,
следует ожидать существенных различий в выходе оксидов азота, что и
наблюдается на практике.
Скорость образования оксидов азота уменьшается по мере обеднения
топливной смеси (а >1) в зоне пламени «сухой» КС, что связано с умень-
шением его температуры. Аналогичный эффект можно получить при
впрыске воды (пара) в «мокрую» КС. В сухих КС в отличие от мокрых не
применяют впрыск пара и воды для подавления оксидов азота.
Количество впрыскиваемой воды (пара) DB может меняться в широких
пределах от 0,5 до 1,5 расхода топлива на турбину.
Высокие экологические показатели КС и всей ГТУ можно получить
тремя основными способами:
125
2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 a
Рис. 4.19. Зависимость концентрации термических оксидов азота от температуры
газов и времени пребывания этих газов в зоне максимальных температур (для су-
хих газов при концентрации кислорода 15 %; топливо — природный газ, темпера-
тура воздуха после компрессора 400 °C); L, мс — время пребывания газов в зоне
максимальных температур: L - 150 мс — для выносных КС; L = 30 мс — для коль-
цевых КС; L = 15 мс —для КС нового поколения
Рис. 4.20. Зависимость скорости обра-
зования термических оксидов азота
от коэффициента эквивалентности
К3 = 1/а и температуры пламени
(К, >1 — обогащенная топливная
смесь; К3 < 1 — обедненная топливная
смесь; a — коэффициент избытка
воздуха)
а) применением мокрых КС обычной конструкции с диффузионным
факелом и с впрыском воды (пара);
б) использованием микрофакельного многоступенчатого сжигания
сильно обедненной топливной смеси в сухих КС;
в) применением первых двух технических решений совместно с ката-
литической очисткой выхлопных газов ГТУ.
126
1
10
Рис. 4.21. Схема установки СКВ DENOX фирмы «Хальдор Топсе АО» для СКВ ок-
сидов азота NO*
1 — инжекторная решетка с соплами для подачи разбавленных паров водного раствора
аммиака в поток выхлопных газов ГТУ; 2 — испаритель водного раствора аммиака; 3 —
газодувка на байпасе выхлопных газов ГТУ; 4 — смеситель паров водного раствора ам-
миака с выхлопными газами байпасного потока; 5 — байпасный поток газов; 6 — клапан
контроля водного раствора аммиака; 7 — насос подачи водного раствора аммиака с сис-
темой постоянного давления в коллекторе; 8 — бак хранения водного раствора аммиака;
9 — расходомер; 10 — катализатор
Процесс селективного каталитического восстановления — СКВ
(DENOX) — наиболее широко применяемая технология восстановления
оксидов азота NO* в выхлопных газах ГТУ. В качестве примера на
рис. 4.21 приведена схема установки, разработанной датской фирмой
«Хальдор Топсе АО». Восстановление оксидов азота происходит при
впрыске восстанавливающего агента — водного раствора аммиака в вы-
хлопные газы ГТУ при температуре 300—420 °C и последующем
пропуске смеси аммиак—выхлопные газы через катализатор. В присутст-
вии катализатора оксиды азота превращаются в азот и водяной пар:
4NO + 4NH3 + О2 — 4N2 + 6Н2О;
6NO2 + 8NH3 ------- 7N2 + 12Н2О.
Таким образом, конверсия оксидов азота не создает вторичного за-
грязнения атмосферы.
Катализатор СКВ — это рифленый монолитный катализатор на волок-
нистом носителе, усиленном TiO2. Его изготавливают в виде элементов,
заключенных в стальные пластины размером 466 х 466 х 572 мм. В каче-
стве каталитически активных материалов используют оксиды металлов
(например, пентоксид ванадия), что позволяет связывать до 90 % оксидов
азота.
127
В перспективе ожидается переход к каталитическим КС, в которых ка-
талитический реактор расположен внутри самих КС.
Современные энергетические ГТУ, работающие на природном газе,
дают весьма низкие уровни выбросов оксида азота (в пределах 10—
40 ppm). Здесь 10 ppm следует понимать как 10 частей на 1 миллион объ-
ема в сухом состоянии газов при содержании в них 15 % О2.
nox
Под С подразумевается содержание в выхлопных газах оксидов
азота (NO и NO2). В стандартных случаях NOX всегда рассчитывается как
NO2 (молярная масса 46).
Под терминами «концентрация NOX», «содержание NOX» и «уровень
NOX» обычно подразумевается количество NOX в ppm.
Для того чтобы привести концентрацию NOX во влажном газе к содер-
жанию его в сухом газе или наоборот, используется формула
NO NOX 1
СУХ Свл Н2О[ о/о] >
1 юб—
NO
где Сщ, — средняя концентрация NOX при реальном значении концен-
NOx
трации Н2О во влажных газах; Ссух — то же для сухого газа; Н2О — за-
данное влагосодержание, измеренное в процентах (по объему).
Эта формула применима для перевода концентраций всех компонен-
тов, содержащихся в выхлопных газах, из содержания в сухом газе в со-
держание во влажном газе и наоборот (за исключением Н2О). Реальное
содержание О2 во влажном газе не равно содержанию О2 в сухом газе,
т.е. нужно использовать вышеприведенную формулу.
Для пересчета концентрации NOX в газовой смеси, содержащей любую
концентрацию Z кислорода, в концентрацию газовой смеси, содержащей
15 % О2 (стандартная концентрация кислорода в газовой смеси), ис-
пользуется другая формула:
NOx NOx
Qz%o2] Ц15% о2]
21-Z = 21-15”’
NOx
где Сщо/оО.^ — концентрация NOX, отнесенная к 15 % объемной концен-
NOx
рации О2 в сухом газе; C[z%о2] — концентрация NOX, отнесенная к Z %
оьемной концентрации О2 в сухом газе.
4.6.3. Технические решения по улучшению экологических
характеристик ГТУ
Процесс горения топлива в КС энергетических ГТУ сложнее, чем в то-
почных камерах обычных энергетических установок.
При относительно невысоких температурах химическая реакция горе-
ния протекает достаточно медленно, а потребление кислорода во много
раз меньше возможности его доставки к фронту пламени, который разде-
ляет топливовоздушную смесь от продуктов сгорания. Общая скорость
реакции ограничена кинетикой химического реагирования на условной
поверхности контакта топлива и окислителя, и эту температурную об-
ласть реакций называют кинетической областью горения.
При высоких температурах процесса общая скорость реакции опреде-
ляется условием подвода кислорода. Доставляемый диффузией к поверх-
ности кислород практически мгновенно вступает в реакцию, а его кон-
центрация у поверхности приближается к нулю. Эта температурная
область горения называется диффузионной областью горения. Таким об-
разом, скорость процесса горения при смешении струй топлива с возду-
хом ограничивается не химической реакцией, а более медленными диф-
фузионными процессами массообмена. Такие горелки называются диф-
фузионными.
Диффузионный факел способен устойчиво гореть в смеси, имеющей
широкий диапазон составляющих, но плотность теплового потока и ус-
тойчивость скорости его истечения невелики. Эти недостатки могут быть
устранены применением искусственных приемов стабилизации горения и
интенсификации смесеобразования. Происходящее при этом смещение
процесса горения из диффузионной области в кинетическую сопровожда-
ется заметным повышением чувствительности процесса к избытку возду-
ха. Становится невозможной работа при высоких значениях избытка воз-
духа. Классическим приемом для выхода из этого положения может быть
разделение воздуха на первичный и вторичный.
На рис. 4.22 представлена принципиальная схема одноступенчатой КС
энергетической ГТУ. В ней выделены две зоны: горения и смешения.
Часть воздуха поступает непосредственно в завихритель (регистр) КС, а
другая его часть — в щели охлаждения КС и в смеситель. Воздух, по-
ступающий в смеситель, используется для поддержания заданной темпе-
ратуры газов перед газовой турбиной. Рассмотрим основные принципы
организации рабочего процесса в КС ГТУ и технические решения, улуч-
шающие их экологические .характеристики.
1. В связи с вышеизложенным необходимо разделить КС ГТУ на две
зоны. Деление осуществляется либо по воздуху (рис. 4.23, а), либо по то-
пливу (рис. 4.23, б). Температура газов перед газовой турбиной Тт нахо-
дится на уровне 1100—1300 °C и имеет тенденцию к увеличению. Рост
температуры ограничен жаропрочностью и жаростойкостью материалов.
Для обеспечения температуры 1100—1300 °C необходимо повышать из-
129
1
2
Рис. 4.22. Принципиальная схема одноступенчатой КС
1 — корпус; 2 — пламенная труба; 3 — форсунка; 4 — завихритель воздуха (регистр);
GB, Gp G0XJ1, G2 — воздух, поступающий соответственно в КС, регистр, щели охлаждения
и смеситель; Gr — количество продуктов сгорания, поступающих в газовую турбину;
Т— топливо, поступающее в форсунку; рф — угол раскрытия топливного факела; Гн т —
начальная температура; ЗОТ — зона обратных токов; Lr - зона горения; £см — зона
смешения
быток воздуха в газах до значения в пределах акс = 2,5—4. Температура
воздуха после компрессора в зависимости от степени повышения его дав-
ления составляет 300—350 °C, а скорость потока воздуха 6Н доходит до
50 м/с. Ни один из видов органического топлива при таких условиях
(скорости, температуре потока и избытке воздуха) быстро и качественно
гореть не может.
Вернемся к рис 4.22. В пространстве, ограниченном корпусом КС
(пламенной трубы), выделяют зону горения. В эту зону подают только
часть общего количества воздуха Вместе с топливом Т это количест-
во обеспечивает образование высокореакционной смеси, сгорающей дос-
таточно быстро при температуре около 1500 °C. Другая часть воздуха G2
подается в зону смешения, где она формирует заданную начальную тем-
пературу Гнт. Небольшое количество воздуха G’OXJI через специальные
щели и отверстия охлаждает корпус и детали пламенной трубы.
2. Стабильное горение движущейся топливовоздушной смеси возмож-
но при равенстве скоростей потока и распространения пламени. Для
реализации этого равенства применяют специальные технические реше-
ния. Прежде всего стремятся турбулизировать поток в зоне горения, что
интенсифицирует процесс тепло- и массообмена, улучшает смесеобразо-
вание и увеличивает скорость распространения пламени. Для турбулиза-
ции потока используют лопаточные завихрители или плохообтекаемые
тела, располагаемые во фронтальном устройстве пламенной трубы. За
этими элементами возникает зона обратных токов (ЗОТ) (см. рис. 4.22) с
пониженным статическим давлением. Создается эжекция газа кольцевой
струей, вытекающей из лопаточного завихрителя, что стабилизирует по-
130
Плоскость
отверстий
б)
Рис. 4.23. Камеры сгорания
а — многоступенчатая по топливу; б — многоступенчатая по воздуху
ложение фронта пламени и обеспечивает зажигание всей топливной сме-
си. При такой аэродинамической рециркуляции происходит перенос горя-
чих газов навстречу поступающим свежим порциям топлива. За счет те-
плоты подсасываемых к корню факела продуктов сгорания происходит
подогрев, испарение и зажигание свежих порций топлива.
3. Подвод первичного воздуха по длине зоны горения осуществляется
не сразу, а в определенной последовательности, которую определяют на
основе теоретических представлений, экспериментальных и эксплуатаци-
онных данных. Средняя температура газов в зоне горения должна быть
не ниже 1500 °C.
4. Переход к микрофакельному сжиганию топлива с увеличением
числа горелок (например, в кольцевых КС их число достигает до 100—
150 шт.) сокращает длину пламени факелов и общую длину КС.
5. Сжигание топлива в КС энергетических ГТУ характеризуется изме-
нением параметров сжигаемого в компрессоре воздуха, нагрузки и режи-
ма работы, поэтому в таких условиях для стабилизации процесса горения
используют еще один способ — дежурные горелки, служащие источни-
ком постоянного поджига топлива.
131
Рис. 4.24. Влияние впрыска воды или
пара па выбросы NOv и СО, ppm, при
15 % О2 и сухом газе (т — отношение
масс воды или пара и топлива)
Перечисленные технические ре-
шения не всегда позволяют добиться
удовлетворительных экологических
показателей работы КС энергетиче-
ских ГТУ, принципы конструкций ко-
торых были рассмотрены выше.
В определенных режимах их перево-
дят в так называемый мокрый режим
работы, впрыскивая в поток газов оп-
ределенное количество воды (пара).
Это позволяет значительно сократить
количество NO* в газах. Побочными
явлениями такого решения являются:
сокращение периодов между про-
филактическим техобслуживанием и
уменьшение срока службы оборудо-
вания;
дополнительные затраты на подготовку и впрыск воды (пара) и др.;
увеличение эмиссии СО (рис. 4.24).
Международный концерн «Асеа Броун Бовери» (АББ) (Швейцария —
Швеция) достиг значительных успехов в разработке современных сухих
малотоксичных КС оригинальной конструкции. Это так называемые EV-
горелки, (Environmental Burner — экологическая горелка). Общая схема
такой горелки представлена на рис. 4.25.
Рис. 4.25. Экологическая EV-горелка (АББ)
132
Как видно из рисунка, EV-горелка состоит из двух конусов, которые
смещены один относительно другого в осевом направлении. В результате
их смещения образуются два шлица по всей длине горелки. Через эти
шлицы в горелку поступает воздух для горения, который перемешивается
с природным газом, вводимым через небольшие отверстия по краям шли-
цов. Благодаря специальной форме внутри горелки образуется топливо-
воздушная смесь, которая покидает конус и поступает в факел. Послед-
ний стабилизируется рециркуляционной зоной перед горелкой без помо-
щи механического стабилизатора пламени.
В результате того что обтекающий EV-горелку «холодный» воздух
для горения поступает внутрь и факел не имеет контакта с корпусом го-
релки, последняя остается сравнительно «холодной» и таким образом не
подвергается износу.
EV-горелка пригодна для смешанного режима сжигания газообразного
и жидкого топлива. При работе на жидком топливе оно распыляется на
вершине конуса и перемешивается с воздухом для сжигания.
При работе на природном газе без впрыска пара (воды) EV-горелки га-
рантируют выбросы NO* меньше 25 ppm, а при работе на жидком топли-
ве около 42 ppm.
Продолжающееся ужесточение норм по выбросам вредных веществ с
выхлопными газами ГТУ заставляет разрабатывать все новые типы КС
ГТУ. Фирмой CCS (США) предложена система ступенчатого сжигания
топлива в КС типа Хопоп (обратное английскому словосочетанию «нет
NOX») с использованием катализатора при пониженной температуре газа.
На рис. 4.26 приведена конструкция такой КС, которая имеет четыре ос-
новные части:
Рис. 4.26. Конструкция каталитической КС типа Хопоп энергетической ГТУ
I — вход топлива в камеру предварительного горения; 2 — камера предварительного го-
рения; 3 — вход основного топлива; 4 — инжектор основного топлива; 5 — катализатор;
6 — видеокамера; 7 — емкость для посткаталитической реакции; 8 — участок перехода;
9—сопловая коробка (вход турбины); 10—вход воздуха; 11 — перфорированная пластина
133
камеру предварительного сгорания топлива для запуска ГТУ. Расход
топлива в ней изменяется от пускового до необходимого при номиналь-
ной нагрузке для поддержания перед катализатором требуемой темпера-
туры реакции. При этой температуре катализатор активируется и обеспе-
чивается его нормальная работа;
основной топливный инжектор, состоящий из множества мультитру-
бок Вентури (МТВ), каждая с четырьмя отверстиями для впрыска топли-
ва. Система включает 93 такие МТВ, которые снабжают топливовоздуш-
ной смесью катализатор;
катализатор, сформированный из гофрированной, устойчивой к окис-
лению металлической фольги толщиной 50 мкм. В нем сжигается такое
количество топлива, которое обеспечивает на выходе температуру, дос-
таточную для ускорения гомогенного горения на последнем участке КС;
емкость для посткаталитической реакции с футеровкой, где происхо-
дит заключительная реакция гомогенного горения, заканчивается окисле-
ние топлива с образованием продуктов сгорания и СО с минимальными
выбросами. Гомогенные реакции горения топлива должны закончиться
до присадки вторичного воздуха, формирующего температуру газов пе-
ред газовой турбиной Тн т.
Камеры сгорания типа Хопоп характеризуются однородным темпера-
турным полем выходных газов и минимальными перепадами давления.
Они снабжены специальной автоматической системой управления техно-
логического процесса, обеспечивающей сверхнизкие выбросы NO* на
уровне 3 ppm.
В энергетических ГТУ осуществляется непрерывное совершенствова-
ние КС. Ведущие фирмы-производители ГТУ снижают эмиссии вредных
веществ путем разработки системы предварительного смешения топлива
с воздухом в КС для создания обедненных смесей в сочетании с системой
каталитического горения. В результате эмиссия NO* снижается до 3 ppm.
Фирма «Сатурн» (Россия) в своих ГТУ решает эту проблему удалением
азота из воздуха и сжиганием топлива в среде, обогащенной кислородом.
Это позволяет осуществить горение при высоких температурах при ис-
пользовании мембранных технологий отделения азота и обогащения воз-
духа кислородом.
4.6.4. Определение массовых выбросов оксидов азота
с выхлопными газами энергетических ГТУ
Проблема снижения выбросов NO* занимает одно из первых мест в
энергетике в силу своего негативного воздействия на окружающую среду
независимо от вида органического топлива и типа сжигающего устройст-
ва [4.27].
Массовый выброс оксидов азота NO* в единицу времени, г/с, в пере-
счете на NO2 в атмосферу с выхлопными газами энергетических ГТУ
можно определить из выражений, представленных ниже.
134
А. При сжигании газообразного топлива в КС ГТУ
no, „ В _3
Х'^.Ю3.
Рг.тл
Здесь И" — объем, м3/м3, дымовых газов при сжигании 1 м3 топлива с
избытком воздуха а > 1, определяемый по формулам нормативного мето-
да расчета котлов; тл — плотность, кг/м3, сухого газообразного топли-
ва, которая определяется по формуле нормативного метода расчета кот-
лов; ВГЛ, — количество, кг/с, сжигаемого в КС ГТУ топлива.
При определении вышеперечисленных величин избыток воздуха а
принимают равным избытку воздуха в КС ГТУ акс, который опре-
"°2
деляется из теплового расчета этих камер; Ст — массовая концентра-
ция, мг/м3, оксидов азота (например, NO2) в выхлопных газах ГТУ, опре-
деляемая при концентрации кислорода О2 в них 15 %. Если концентрация
NO2 приведена к объемной концентрации (ppm), то пользуются соотно-
шением
NO, NO, ,
Ст = 2,053 Су 2, мг/нм3.
Когда концентрация оксидов азота в выхлопных газах ГТУ приведена
для другого содержания О2 в них, то ее приводят к нормальному значе-
нию CNO2 для содержания О2, равного 15 %:
* 21-15
Cno2 = Cno22i _z%•
В некоторых случаях в КС ГТУ в процессе сжигания топлива впры-
скивается вода или пар для подавления образования вредных примесей,
увеличения мощности и др. Влияние впрыска на снижение концентрации
оксидов азота можно определить из выражения
no,
cN02 _ СКсух
’-Ивл _ г- ’
Лвл
где /Гвя = 1,5—4,0 в зависимости от соотношения впрыска и количества
сжигаемого топлива.
Б. При сжигании жидкого топлива в КС ГТУ
NO, и -3
mNo2 = Q 2и"(вгт-ю 3).
Массовые выбросы оксидов серы SOX, углекислого газа и других вред-
ных веществ определяют аналогичным образом.
135
Пример определения массового выброса NOX при эксплуатации ГТУ.
Рассмотрим энергетическую ГТУ ОАО «Ленинградский металлический
завод» (ЛМЗ) типа ГТЭ-180. Для условий Международной организации
стандартов (ISO) она имеет следующие параметры:
электрическая мощность брутто = 180 000 кВт;
КПД производства электроэнергии брутто 1% = %,
расход органического топлива (100%-ный метан) при =
= 50 056 кДж/кг Вгг = 9,989 кг/с;
общая концентрация оксидов азота NOX в выхлопных газах ГТУ
NO,
Су = 20 ppm.
Определяем массовую концентрацию оксидов азота при содержании
О2 в выхлопных газах 15 %:
NO, а
Ст = 2,053 • 20 = 41,04 мг/нм3.
Рассчитываем по формулам нормативного метода расчета котлов объ-
ем дымовых газов при сжигании 1 м3 природного газа (метана) и избытка
воздуха за КС ГТУ ак с = 2,42: = 23,409 м3/м3, находим плотность су-
хого природного газа (метана) р'тл - 0,716 кг/м3.
Массовый выброс оксидов азота с выхлопными газами ГТУ
Л/гту = A/no = 41,04 23,409^||| • 10-3 = 13,409 г/с.
Для сравнения приведем параметры конденсационного энергоблока с
паровым котлом типа Еп-690-13,8-540 КТ (БКЗ-960-140) ОАО «Таганрог-
ский котельный завод» и паровой турбиной К-210-130-6 ОАО ЛМЗ.
В сопоставимых условиях имеют место следующие параметры энерго-
блока:
электрическая мощность брутто N36p = 180 МВт;
КПД производства электроэнергии брутто т|э бр = 40 %;
расход топлива (природный газ, 100 %-ный метан) при =
= 50 056 кДж/кг;
ы°2 3
массовая концентрация оксидов азота Ст =140 мг/м .
з
Определяем объем дымовых газов котла при сжигании 1 м природно-
го газа (100 %-ный метан) с избытком воздуха а = 1,4 в соответствии
с ГОСТ Р50831-95 по формулам нормативного метода расчета котлов
К" = 14,542 м3/м3
136
и плотность сухого природного газа (100 %-ный метан)
Р™ = 0,716 кг/м3.
п.к
Расход топлива, сжигаемого в топке парового котла, составит
В = = 8 990 кг/с
п к ОРП 50 056 0,40 й’ууикг/с‘
«иЧэ.бр.
Массовый выброс оксидов азота с уходящими газами парового котла
14 542 -з
Л/ПСу = A/NOx = 140 • • Ю = 25,562 г/с.
Следовательно, при одинаковой мощности энергетическая ГТУ с вы-
сокоэффективной двухступенчатой КС генерирует примерно в 2 раза
меньший массовый выброс оксидов азота.
За год разница валового выброса для этих энергетических установок
составит
А,, _ 3600Лг,,, . 3600-8000
- 6 (Л^псу _ ^гту ) - а
х 10 ю
= 28,8(25,562-13,403) = 350,18 т/год.
4.6.5. Выбросы оксидов азота при эксплуатации ПГУ
Проблемы снижения выбросов NOX с уходящими газами в энергетиче-
ских установках возникают во всех случаях использования органическо-
го топлива, в том числе и при эксплуатации ПГУ. Наиболее распростра-
ненные среди них — это ПГУ с котлами-утилизаторами. Они отличаются
простотой и высокой эффективностью производства электрической энер-
гии. Эти ПГУ —- единственные в мире энергетические установки, кото-
рые при работе в конденсационном режиме отпускают электроэнергию с
КПД нетто до 55—58 %. Эксплуатационные издержки мощной современ-
ной ПГУ вдвое ниже по сравнению с издержками пылеугольной ТЭС.
Простейшая тепловая схема ПГУ с котлом-утилизатором была пред-
ставлена на рис. 4.18, а. Выхлопные газы энергетической ГТУ поступают
в котел-утилизатор, где большая часть теплоты передается пароводяному
рабочему телу. Генерируемый в котле-утилизаторе пар направляется в
паротурбинную установку (ПТУ), где вырабатывается дополнительное
количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине пар кон-
денсируется в конденсаторе ПТУ, а конденсат с помощью насоса подает-
ся в котел-утилизатор.
Тепловая схема генерации пара в этом котле может состоять из одного
контура либо иметь два или три таких контура пара более низкого дав-
ления.
Выбросы оксидов азота в ПГУ с котлом-утилизатором не отличаются
от выбросов энергетических ГТУ, так как топливо по нормальной схеме
137
сжигается только в их камерах сгорания. Отличается только температура
газов, которая после ГТУ составляет 500—600 °C, а после котла-утилиза-
тора — 80—100 °C. Это следует учитывать при проектировании дымовых
труб.
В ряде случаев в ПГУ целесообразно сжигание некоторого добавочно-
го количества топлива в котле-утилизаторе в среде выхлопных газов ГТУ.
Это позволяет повысить их температуру, мощность ПГУ и стабилизиро-
вать параметры генерируемого в котле-утилизаторе пара.
Для организации такого дожигания существуют довольно жесткие
требования к горелочным устройствам камеры дожигания. Они должны
обеспечить высокую полноту сгорания топлива, устойчивое горение при
высоких скоростях набегающего потока выхлопных газов ГТУ, надежное
воспламенение дожигаемого топлива, малое гидравлическое сопротивле-
ние горелок. Обычно этим условиям отвечают микрофакельные горелки,
выгорание топлива в которых осуществляется в зоне рециркуляции газов.
Повышение степени разбавления выхлопных газов ГТУ инертными
газами ухудшает полноту сгорания топлива и сужает область его устой-
чивого горения в зависимости от коэффициента избытка воздуха. Суще-
ствует некая критическая точка, ниже которой горение дожигаемого топ-
лива вообще невозможно. По данным ВТИ при температуре газов в пре-
делах 400—550 °C при содержании кислорода в окислителе 13—19 % ус-
тойчивое горение возможно до значений а ~ 4,0—5,0. При содержании
О2 < 15 % и пониженной температуре отработавших газов ГТУ 100—
150 °C интервал устойчивой работы горелочного устройства резко сужа-
ется. Таким образом, при определенных условиях (содержание О2 < 13—
13,5 % и tr < 100—150 °C) в горелки камеры дожигания необходимо по-
давать дополнительный воздух в зону рециркуляции.
В тепловых схемах ПГУ с котлами-утилизаторами эксплуатация горе-
лочных устройств камер дожигания возможна при содержании О2 > 12—
14 % и а > 2.
На рис. 4.27 дан пример конструкции диффузионно-стабилизаторной
горелки камеры дожигания, достаточно часто применяемой на практике.
Эти горелки можно устанавливать в переходном газоходе, соединяющем
выхлопной патрубок ГТУ с котлом-утилизатором.
Горение топлива при таком диффузионно-стабилизаторном способе
сжигания природного газа осуществляется в камерах дожигания в турбу-
лентном слое за стабилизатором. Для этого природный газ вводится в зо-
ну рециркуляции системой струй через специальный трубчатый коллек-
тор или через отверстия в тыльной стороне стабилизатора. Выхлопные
газы ГТУ поступают в зону горения из обтекающего стабилизатор пото-
ка. Сюда же рециркуляционным противотоком подается некоторое коли-
чество продуктов сгорания, способствующих стабилизации процесса го-
рения. Такой способ дожигания топлива отличается высокой интенсивно-
стью процесса смесеобразования при малой длине факела по потоку, не-
смотря на раздельную подачу выхлопных газов и топлива. Режим горе-
138
Рис. 4.27. Диффузионно-стабилизаторная горелка камеры дожигания
1 — стабилизатор; 2 — направление струи топлива; 3 -— газовый коллектор
ния рассматриваемого диффузионного факела близок к режиму турбу-
лентного горения гомогенных смесей.
Дожигание топлива на входе в котел-утилизатор ПГУ в среде выхлоп-
ных газов ГТУ (f ~ 500—600 °C; содержание О2 ~ 12—15 %) приводит к
дополнительному выбросу оксидов азота NO* (в пересчете на NO2), кото-
рый добавляется к выбросам, генерируемым в ГТУ Этот дополнитель-
ный выброс, г/с, можно определить из зависимости
A/N02 = 0,2785^1
где В — расход дожигаемого топлива в условном исчислении, т/ч;
^no2 — коэффициент, характеризующий удельный выход оксидов азота
на 1 т дополнительного топлива в условном исчислении, кг/т; q4 — поте-
ри теплоты от механического недожога при сгорания топлива (для при-
родного газа = 0), %; р, — коэффициент, учитывающий конструкцию
горелок для дожигания топлива (для вихревых горелок pj = 1,0; для пря-
моточных Р] = 0,85).
Коэффициент можно определить из соотношения
^no2
= 7,5
£)ф
^к.у
„НОМ
£»ку + 50
Здесь Г>*у, — соответственно фактическая и номинальная суммар
ные паропроизводительности котла-утилизатора ПГУ, т/с.
139
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 4
1. Какова зависимость выбросов оксидов азота от вида топлива и способов его сжи-
гания?
2. Назовите нормативы выбросов NOX в атмосферу.
3. Каковы механизмы образования оксидов азота?
4. В чем сущность теории образования термических и топливных оксидов азота?
5. Назовите первичные или режимно-технологические мероприятия по уменьшению вы-
бросов NOX?
6. Опишите принципы работы горелки с низшим выбросом NOX.
7. Какова сущность ступенчатого сжигания топлива?
8. Опишите схемы рециркуляции дымовых газов.
9. Расскажите о первичных мероприятиях подавления оксидов азота на котлах России.
10. Назовите вторичные мероприятия по уменьшению выбросов NOX.
11. В чем заключается селективный каталитический метод очистки дымовых газов котлов
от оксидов азота?
12. В чем заключается селективный некаталитический метод очистки дымовых газов кот-
лов от оксидов азота?
13. Опишите устройство катализатора для СКВ-установки.
14. Какова зависимость проскока аммиака за каталитическим реактором от степени очи-
стки газов и от объема катализатора?
15. Изобразите характеристику катализатора СКВ в зависимости от времени эксплуата-
ции.
16. Опишите схему «горячей» и «холодной» СКВ-установки.
17. Каков баланс аммиака по элементам газового тракта котла при СКВ-установке.
18. Каков принцип оптимизации технических решений по снижению концентрации окси-
дов азота в дымовых газах энергетических котлов?
19. Каковы особенности ГТУ электростанций?
20. Назовите особенности сжигания топлива в камерах сгорания ГТУ.
21. Какова сущность каталитического восстановления NOX для выхлопных газов ГТУ?
22. В чем заключаются технические решения по улучшению экологических характери-
стик ГТУ?
23. Опишите новые типы горелок для камер сгорания ГТУ с малыми выбросами NOX.
24. Дайте определение массовых выбросов оксидов азота с выхлопными газами ГТУ.
25. Каковы размеры выбросов оксидов азота при эксплуатации ПГУ?
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 4
4.1. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л.: Недра, 1988.
4.2. ГОСТ 17.2.3.02-78. Нормативы предельно допустимых или временно согласован-
ных выбросов вредных веществ в атмосферу промышленными предприятиями. М.:
Изд-во стандартов, 1978.
4.3. ГОСТ Р50831-95. Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие
технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1995.
4.4. Экологические аспекты устройчивого развития теплоэнергетики России / Под общ.
ред. Р.И. Вяхирева. М.: Издательский дом «Ноосфера», 2000.
4.5. Развитие теплоэнергетики: Сб. науч, статей / Под ред. А.Ф. Дьякова, Г.Г. Ольхов-
ского. М.: ВТИ, 1996.
140
4.6. Развитие технологий подготовки и сжигания топлив на электростанциях: Сб. науч,
статей / Под ред. А.Г. Тумановского, В.Г. Котлера. М.: ВТИ, 1996.
4.7. Серен С. Эневолдсен. Хальдор Топсе АО Люгбю, Дания. Применение технологии
DENOX компании «Хальдор Топсе АО» на российских электростанциях:
Материалы Междунар. научн.-практ. конф. «Экология энергетики — 2000», Москва,
18—-20 октября 2000 г. М.: Изд-во МЭИ. 2000. С. 106—109.
4.8. Горюнов И.Т., Сандлер Н.М., Долинин И.В. Северная ТЭЦ: реализация новейших
научных, технических и экологических решений И Электрические станции. 1997.
№ 7. С. 65—69.
4.9. Горюнов И.Т. Анализ, разработка и выбор оптимальных мероприятий по повыше-
нию экологической эффективности эксплуатации крупной энергосистемы: Дис. ...
канд. техн. наук. М., 1998.
4.10. Юрков Д.А. Результаты одноступенчатого и трехступенчатого сжигания мазута и
газа на котле БКЗ-420ПГМ // Электрические станции. 1999. № 12. С. 6—11.
4.11. Самаренко В.И. Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом экологических фак-
торов: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. М., 1994.
4.12. Енякин Ю.П., Горбаненко А.Д., Эфендиев Т.Б. Образование и пути снижения
концентрации оксидов азота в уходящих газах энергетических котлов. М.: Информ-
энерго, 1985.
4.13. Клименко В.В., Терешин А.Г. Эмиссия окислов азота и состояние окружающей
среды: климатический аспект // Тезисы докл. ежегод. научн.-техн. конф. М.: Изд-во
МЭИ, 1998. Т.2.
4.14. Волков Э.П., Прохоров В.Б., Серебряников Н.И., Рогалев Н.Д. Экологические
аспекты развития теплоэлектроцентралей Москвы // Теплоэнергетика. 1990. № 5.
4.15. Баумбах Г., Шплитхофф X., Хайн К. Проектирование и эксплуатация ТЭС на твер-
дом топливе — эффективность и технология охраны окружающей среды.
Материалы Междунар. научн.-практ. конф. «Экология энергетики — 2000» М.:
Издательство МЭИ, 2000. С. 270—273.
4.16. Глебов В.П. Управление выбросами тепловых электростанций — от ГОЭЛРО до
наших дней // Электрические станции. 2000. № 12. С. 37—41.
4.17. Горев Е.Н., Гуща В.И. Динамика загрязнения окружающей среды и изменения
природоохранных затрат в электроэнергетике // Энергетик. 1996. № 2. С. 12—14.
4.18. Новые подходы к технологии использования твердого топлива в электроэнергетике
/ А.Ф. Дьяков, А.А. Мадоян, В.И. Доброхотов и др. //Теплоэнергетика. 1998. № 2.
С. 14—18.
4.19. Мадоян А.А. Особенно экологически чистый высокоэкономичный способ исполь-
зования твердого топлива для производства электроэнергии // Вестник МЭИ. 1994.
№ 1. С. 6—12.
4.20. Hein D Balling L. DENOX-Katalysatoren fUr unterschiedliche Feuerungsarten und
Brennstoffe-Entwicklung, Erprobung, Einsatz. DECHEMA-Monographien. Band 111
«Katalyse». 1989.
4.21. Becker B. Berenbrink P. Premixing Gas and Air to Reduce NOX Emissions with Existing
Proven Gas Turbine Combustion Chambers/ ASME International Gas Turbine Conference
and Exhibition/ Paper 86-GT-157/ Dusseldorf,West Germany, June 8—-12, 1986.
4.22. Joyce. I. The Development of Integrated Coal-Gasification Combined Cycle/ Seminar in
Arnheim. Siemens Druck. 1990.
4.23. Baumbach G. Zufurenhaltung. Springer, 1990.
4.24. Стационарные газотурбинные установки: Справочник / Л.В. Арсеньев, В.Г. Ты-
рышкин и др. Л.: Машиностроение, 1989.
4.25. Пчелкин Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей. М.: Машиностроение,
1984.
141
4.26. РТМ 108.022.11-83, Установки паротурбинные и парогазовые. Расчет и проектиро-
вание камер сгорания.
4.27. РД 34.02.305-98. Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу от котельных установок ТЭС. М.: ВТИ, 1998.
4.28. Росляков П.В., Егорова Л.Е., Иоикин И.Л. Методы расчета вредных веществ с
дымовыми газами котлов / Под ред. М. А. Изюмова. М.: Изд-во МЭИ, 2000.
4.29. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых уста-
новок электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров и др. М.: Изд-во МЭИ, 2000.
4.30. Technische Vereinigung der Gropkraftwerkgbetreibere. V.: NOX — Bildung und NOX —
Minderung bei Damtferzengem fuer fossille Brenstoffe. VGB — Handbuch. В 301, Essen
1986.
4.31. L. und C. Steinmueller GmbH: Minderung der NOX — Emission, SekundaermaPnahmen.
Firmenprospekt. P. 8711-10-04/2. L. Gummersbach. 1987. S. 25.
4.32. Energie — Versorgung Schwaben AG: Heikzraftwerk Heilbronn. Drucksrift, Stuttgart.
5/89.
4.33. Jordan, S; Paur, H-R; Schikarski, W: Simultane Entschwefelung und Entstickund mit
dem Elektronenstralverfahren // Physik in unsere Zeit 19. 1988. №1. S. 8—15.
4.34. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы: Справочник / Под общей ред.
А.В. Клименко и В.М. Зорина. М.: Изд-во МЭИ, 1999.
4.35. Ричард Э. Болзхайзер, Курт Э. Игер. Будущее тепловых электростанций на уголь-
ном топливе // В мире науки. 1987. № 11. С. 68—76.
4.36. Кормилицын В.И,, Лысков М.Г., Румпиский А.А. Комплексная экосовместимая
технология сжигания водомазутной эмульсии и природного газа с добавками
сбросных вод // Теплоэнергетика. 1996. № 6. С. 13—17.
4.37. Преснов Г.В., Булгаков Б.Б., Булгаков А.Б. Опыт внедрения технологии сжигания
мазута на предприятия Мосэнерго фирмой ИНТРЭК И Электрические станции. 1997.
Спец, выпуск. С. 70—72.
4.38. О применении водомазутной эмульсии для сжигания в котельных установках /
Б.Б. Булгаков, А.Б. Булгаков, Г.В. Преснов и др. // Энергетическое строительство.
1995. № 6. С. 48—50.
4.39. Опыт освоения водомазутных топливных эмульсий па тепловых электростанциях /
Б.Б. Булгаков, А.Б. Булгаков, Р.П. Булкин и др. // Энергетик. 1998. № 4. С 7—9.
4.40. Воликов А.Н. Уничтожение замазученных вод отопительных котельных путем
сжигания в воде водомазутных эмульсий И Промышленная энергетика. 1999. № 10.
С. 48—50.
4.41. Neckarswerke Eliktrizitatsversorgung — Ag. Heizkraftwerk Neckar — Altbach — Deiz-
isau Block funf. Firmenprospekt. S. 23.
Глава пятая
СОКРАЩЕНИЕ ВЫБРОСОВ ВОДЯНОГО ПАРА
В АТМОСФЕРУ
5.1. СИСТЕМА ОХЛАЖДЕНИЯ КОНДЕНСАТОРОВ ТУРБИН
Одним из выбросов в атмосферу от ТЭС является водяной пар. Он не
оказывает непосредственного вредного влияния на организм человека, на
животный и растительный мир. Однако он приводит к образованию тума-
на, наледи на сооружениях и дорогах, наросту льда на проводах, к обры-
ву линий электропередач. Выброс водяного пара отрицательно влияет на
климатические условия, способствует ускорению процесса окисления с
последующим образованием паров серной кислоты, а также образованию
фотохимического тумана — смога. Как любой трехатомный газ он вносит
свой вклад в парниковый эффект. Наличие над градирней парового обла-
ка приводит к снижению урожайности сельскохозяйственных культур.
Для регионов с дефицитом пресной воды ограничение образования во-
дяных паров на ТЭС оправдано также с технико-экономической точки
зрения.
Основными источниками выброса водяного пара в атмосферу от ТЭС
являются система прямоточного или оборотного охлаждения (СПО или
СОО) конденсаторов турбин и дымовые трубы.
Прямоточные системы технического водоснабжения на современных
ТЭС практически не применяются из-за значительного роста единичных
мощностей паротурбинных ТЭС и отсутствия крупных рек с достаточ-
ным дебетом воды. Мало таких крупных рек даже в России, не говоря
уже о Западной Европе. Отказ от прямоточного охлаждения для ТЭС
обусловлен кроме технических причин экологическими факторами, не
допускающими повышения температуры в реках более чем на 3—5 °C.
На ряде ГРЭС России применяется система оборотного охлаждения
с прудами-охладителями, образуемыми при сооружении плотин на ма-
лых и средних реках. В этом случае испарение воды с поверхности пруда
значительно меньше, поскольку большая доля отвода теплоты от цирку-
ляционной воды происходит за счет контакта воды с воздухом при ее
движении в границах акватории.
Водоемы-охладители проектируются с помощью номограмм и с при-
влечением методов гидротехнического моделирования. Наибольшее рас-
пространение в энергетике получили системы оборотного охлаждения с
градирнями.
143
5.2. СИСТЕМЫ ОБОРОТНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ (СОО)
С ГРАДИРНЯМИ
На ТЭЦ России широко применяется система технического водоснаб-
жения с градирнями. Все чаще она используется и на конденсационных
электростанциях (КЭС). Преимущественное распространение получили
противоточные градирни с естественной тягой (рис. 5.1). Схема конден-
сационной установки с градирней испарительного охлаждения циркуля-
ционной воды изображена на рис. 5.2.
Градирни подразделяются на башенные, вентиляторные и открытые.
Особое место занимают сухие градирни, в частности градирни Геллера—
Форго. В Западной Европе, особенно в ФРГ, градирни различных типов
широко используются в системах технического водоснабжения ТЭС.
Принцип охлаждения циркуляционной воды в распространенных на
ТЭС градирнях основан на испарении части подогретой в конденсаторе
турбины воды. На испарение затрачивается теплота. Благодаря этому ох-
лаждается основная часть циркуляционной воды, а образовавшийся пар
выбрасывается в атмосферу через вытяжную башню градирни. Этот про-
цесс именуется испарительным охлаждением циркуляционной воды. До-
полнительное охлаждение происходит за счет теплопередачи контакт-
ным способом от воды к более холодному атмосферному воздуху, цирку-
лирующему через градирню.
Весьма приближенно количество выбрасываемого при этом в атмо-
сферу пара можно определить из простого соотношения: на каждый ки-
лограмм конденсирующегося в конденсаторе пара в градирне в результа-
те испарительного охлаждения из циркуляционной воды образуется и
выбрасывается в атмосферу примерно такое же количество пара. Более
точно потери воды на испарение можно найти из формулы, приведенной
в [5.6]:
ДВь.п = *испДЧ- (51>
Здесь Дг = ti - t2 — перепад температуры воды (в градусах), определяе-
мый как разность температур поступающей в охладитель (градирня) и
охлажденной воды; GI( — расход охлаждающей циркуляционной воды,
м3/ч; Кисп — коэффициент, учитывающий долю теплоотдачи испарением
в общей теплоотдаче и принимаемый для градирен в зависимости от тем-
пературы воздуха по сухому термометру от 0,001 до 0,0016.
Для иллюстрации выбросов водяного пара в атмосферу от ТЭС приве-
дем пример с оценочным расчетом. Для КЭС с распространенными и
применявшимися ранее в строительстве блоками с турбинами К-300-240
и с котлами на твердом топливе (экибастузский каменный уголь, дубль-
блоки Каширской ГРЭС) при работе с номинальной нагрузкой расход от-
работавшего пара в конденсатор составляет DK = 568 т/ч [5.4]. Примерно
такое же количество пара образуется из циркуляционной воды в градир-
144
Рис. 5.1. Градирня противоточного типа с естественной тягой
а — разрез и фасад; б — план; в — деталь; 1 — подводящие трубы; 2 — водораспреде-
лительные трубопроводы с разбрызгивающими соплами; 3 — щиты оросительного уст-
ройства пленочного типа; 4 — каркас оросителя; 5 — водоуловитель; 6 — водосборный
бассейн; 7 — вытяжная железобетонная гиперболоидальная башня; 8 — воздухонаправ-
ляющие щиты; 9 — отводящие трубы; 10 — светоограждение
145
Рис. 5.2. Схема конденсационной установки с градирней испарительного охлажде-
ния циркуляционной воды
I — конденсатор поверхностного типа; 2 — циркуляционный насос охлаждающей воды;
3 — бассейн охлажденной воды градирни; 4 — жалюзи на входе атмосферного воздуха в
градирню; 5 — оросительное распределительное устройство; 6 — контактный заполни-
тель пленочного или капельного типа; 7 — вытяжная башня
нях и выбрасывается в атмосферу. Сопоставим это с выбросом водяного
пара из дымовой трубы, образующегося в результате сгорания топлива.
Расход натурального топлива (экибастузский каменный уголь с характе-
ристикой по [5.5]), определяем по общеизвестной формуле
R ^0(AO-^n.B)+Z)n.n(A"n.n-^n.n)
=-----------------------------, (5.2)
ЙПк
где Dq — расход свежего пара в голову турбины, кг/с; Dna — то же на
промежуточный перегрев, кг/с; й0 — начальная энтальпия пара, кДж/кг;
Лп в — энтальпия питательной воды; Лп'п — энтальпия пара до промежу-
точного перегрева; Л" п — то же после промежуточного перегрева; Q? —
низшая рабочая теплота сгорания топлива кДж/кг; Г|к — КПД котла.
При номинальной нагрузке блока В составляет около 157 т/ч. КПД
котла здесь принят по справочнику [5.3], параметры пара и питательной
воды по [5.4]. При избытке воздуха в топке ат= 1,2 в результате расчетов
состава и объема продуктов сгорания по формулам [5.5] объем выбрасы-
ваемого в трубу водяного пара определим около 71 500 м /ч. Используя
формулу для газовых смесей [5.7], пересчитываем массовый выброс в
дымовую трубу водяного пара и получаем приблизительно 60 т/ч, что со-
ставляет около 10 % общего выброса водяного пара в атмосферу от одно-
го энергоблока.
146
При работе на природном газе (моноблоки той же Каширской ГРЭС)
доля выбросов водяного пара в атмосферу через дымовые трубы воз-
растает.
Для теплофикационных блоков Т-250/300-240 ТЭЦ г. Москвы, рабо-
тающих на природном газе в зимнее время с большой тепловой нагруз-
кой и малым расходом пара в конденсаторы, доля выброса водяного пара
через дымовые трубы котлов еще более возрастает. Более подробно этот
вопрос рассмотрим ниже.
5.3. ВЫБРОСЫ ВОДЯНОГО ПАРА С ДЫМОВЫМИ ГАЗАМИ
В АТМОСФЕРУ
Помимо градирен источником выбросов водяного пара от ТЭС явля-
ются дымовые газы котлов. Водяной пар образуется в результате сгора-
ния топлива, содержащего влагу W р и водород Н р. Особенно много Н2О
содержится в продуктах сгорания природного газа, меньше — в
продуктах сгорания мазута и еще меньше — в продуктах сгорания иско-
паемых углей. Водяной пар образуется в результате реакции горения в
топке котла содержащегося в топливе водорода. Чтобы получить пред-
ставление об относительном количестве получаемого при этом водяного
пара, нужно рассмотреть элементарный состав некоторых топлив России,
известный из опубликованных данных, приведенных в табл. 5.1 [5.3].
В табл. 5.2 приведены аналогичные данные об элементарном составе
природного газа для некоторых газопроводов, опубликованные в [5.3].
Рассмотрим для примера те же два типа установок: блоки с турбинами
типа К-300-240 и Т-250/300-240, а в качестве топлив: экибастузский
каменный уголь (А); мазут (Б); природный газ (газопровод Серпухов —
С.-Петербург) (В).
Таблица 5.1. Состав некоторых топлив
Топливо Марка Wp Ар \р Ср Нр № Ор
Каменный уголь
Кузнецкого бас- Д 12 13,2 о,3 58,7 4,2 1,9 2,7
сейма Г 8,5 11 0,5 66 4,7 1,8 7,5
Т 6,5 16,8 0,4 68,6 3,1 1,5 3,1
Назаровского ме- Б 39 7,3 0,4 37,6 2,6 0,4 12,7
сторождения
Экибастузского СС 7 38,1 0,4 0,4 43,4 2,9 0,8 7,0
месторождения
Мазут Сернистый 3 0,1 1,4 83,8 11,2 0,5
147
Таблица 5.2. Состав природного газа для некоторых газопроводов
Газопровод Состав газа по объему, %
сн4 с2н6 С3Н8 с4н10 С5Н,2и более тяжелые n2 со2
Саратов — Москва 84,5 3,8 1,9 0,9 0,3 7,9 0,8
Серпухов — Ленинград 89,7 5,2 1,7 0,5 0,1 2,7 0,1
Таблица 5.3. Расходы топлива для некоторых блоков
Блок Вариант топлива 0РН, кДж/кг Пи, % В, т/ч
А 15 880 91,8 157
К-300-240 Б 39 763 93,1 62
В 46 882 93,8 52,2
Б 39 763 93,1 68,5
Т-250/300-240 В 46 882 93,8 57,6
Теплоту сгорания газа целесообразно пересчитать в килоджоулях на
килограмм, приняв = 0,799 кг/м3 (см. [5.5]). В качестве котла для
варианта А принять котел типа П-39-2, а для вариантов Б и В котел типа
ТГМП-344. Расход топлива определяется по формуле (5.2).
Для турбины типа К-300-240 рассматривается номинальный, а для
турбины типа Т-250/300-240 теплофикационный режим работы. В
табл. 5.3 даны соответствующие расходы топлива.
Количество образующегося водяного пара при сжигании ископаемого
угля и мазута находится по формуле
^н2о
Нр+ И* =В(9НР+ И*).
(5.3)
<*4
Здесь при расчетах для природного газа объемный состав газовой сме-
си нужно вначале пересчитать в массовые доли. Соответствующий рас-
чет приведен в табл. 5.4.
Зная атомные массы углерода С (12) и водорода Н (1), по соотно-
шению атомных масс и по массовым долям подсчитываем массовые
ЦП,
концентрации водорода А; = — ( в каждой составляющей смеси га-
зов и их сумму А = lAj.
Соответствующий пересчет приведен в табл. 5.5.
Как видно из табл. 5.5, в природном газе данного состава массовая
концентрация водорода равна 23 %,
148
Таблица 5.4. Расчет массовых долей компонентов природного газа
Химическая формула компонента газа Объемная доля компо- нента Молекуляр- ная масса, p.j И, г, Массовая доля ком- м, понента а, = г,—
сн4 0,897 16 14,352 0,8978 0,8053
с2н6 0,052 30 1,56 1,6833 0,0875
C3Hg 0,017 44 0,748 2,4689 0,042
С4Н10 0,005 58 0,29 3,254 0,0163
с5н12 0,001 72 0,072 4,04 0,004
n2 0,027 28 0,756 1,5711 0,0424
со2 0,001 44 0,044 2,4689 0,0025
Примечание. ц = Ец(- г, = 17,822 — кажущаяся молекулярная масса газовой смеси
(природного газа).
Таблица 5.5. Расчет массовой концентрации водорода Н2 в газовой смеси
природного газа
Химическая формула компонента газовой смеси природного га- за, содержащей Н2 Массовая доля ком- понента ’“нсЛн,. Ai
сн4 0,8053 — = 0,25 16 ’ 0,2013
с2н6 0,0875 £ = 0,2 30 0,0175
с3н8 0,042 — = 0,18 44 ’ 0,0076
с4н|0 0,0163 77 = 0,172 □о 0,0028
С5Н|2 0,004 12 1| = 0,167 0,00067
Примечание. Суммированием чисел в правой колонке находим массовую концен-
трацию водорода в газовой смеси природного газа: А = £4, = 0,2299 = 0,23.
Используя реакцию горения водорода 2Н + О = Н2О (2 + 16 = 18), по-
лучаем формулу для расчета количества образующегося водяного пара в
час при сгорании природного газа:
дн2о = 9-°>235 = 2’075- (5.4)
Итоговые результаты выбросов водяного пара в атмосферу для указан-
ных выше энергоблоков и используемых топлив приведены в табл. 5.6.
149
Таблица 5.6. Выбросы водяного пара в атмосферу
Энергоблок Вариант топлива В, т/ч Выбросы водяного пара в атмосферу
дымовой трубой градирней ИТОГО
т/ч % т/ч % т/ч
А 157,365 52,086 8,4 568,08 91,6 620,166
К-300-240 Б 62,002 64,36 10,2 568,08 89,8 632,44
В 52,155 107,96 16 568,08 84 676,04
Т-250/300-240 Б 68,478 71,08 48,5 75,5 51,5 146,58
В 57,66 119,23 61,2 75,5 38,8 194,73
Анализируя данные этой таблицы, следует обратить внимание на су-
щественное снижение общих выбросов водяного пара в атмосферу и вы-
бросов его через градирни при теплофикационных энергоблоках по срав-
нению с выбросами конденсационных установок. Кроме того, при работе
теплофикационных блоков ТЭЦ на природном газе более 60 % водяного
пара выбрасывается через дымовую трубу и лишь немногим менее 40 %
пара поступает в атмосферу от градирен.
Из зарубежной и отечественной литературы известно применение тех-
нологий получения воды из водяного пара уходящих газов. Технологии
основываются на использовании поверхностных, или так называемых
контактных, теплообменников, в которых конденсация водяного пара из
уходящих газов осуществляется на поверхности струй или капель воды,
вводимой в поток дымовых газов котла. Такие технологии могут найти
применение из-за возможности не только уменьшить расход технической
воды, но и возвратить в цикл теплоту, затраченную в котле или камере
сгорания топлива на испарение воды. Получаемую при этом воду необхо-
димо очистить от загрязнений [5.8, 5.9].
5.4. СУХИЕ ГРАДИРНИ
Схемы конденсации отработавшего пара турбин и охлаждения цирку-
ляционной воды в сухих и полусухих градирнях представляют интерес в
отношении уменьшения выбросов в атмосферу водяного пара.
Одна из схем (рис. 5.3) обеспечивает прямое охлаждение (конденса-
цию) отработавшего пара турбины в поверхностном паровоздушном теп-
лообменнике с принудительным движением охлаждающего воздуха (су-
хое охлаждение — конденсация пара), В этом случае полностью исклю-
чается выброс водяного пара из градирни в атмосферу. В теплообменни-
ке используются оребренные трубы с радиаторными пластинами. Суще-
ственным недостатком такой системы являются большие диаметры и
большая длина пароотводящих труб на выхлопе из турбины и большие
габаритные размеры поверхностного теплообменника при весьма низком
150
Рис. 5.3. Схема конденсационной установки с прямым охлаждением
Рис. 5.4. Схема установки с непрямым сухим охлаждением и струйным смешиваю-
щим конденсатором (установка Геллера—Форго)
коэффициенте теплопередачи, приводящие к значительным капиталовло-
жениям. Возникают также компоновочные трудности с размещением
конденсатора в машинном зале ТЭС.
Давление отработавшего пара турбины в данном случае определяется
температурой воздуха при весьма низком коэффициенте теплопередачи в
конденсаторе. Кроме того, из-за сопротивления пучка пароотводящих
труб конденсатора давление отработавшего пара на выхлопе турбины су-
щественно выше (остаточное давление выше — «вакуум хуже») и может
составлять 15—24 кПа вместо обычного 3—5 кПа.
На рис. 5.4 изображена другая принципиальная схема конденсацион-
ной установки турбины с сухой градирней. В ней используется конденса-
тор смешивающего (контактного) типа, в который поступает отработав-
ший пар из турбины. Конденсатор в этом случае располагается непосред-
ственно вблизи турбины. В качестве охлаждающей воды используется
турбинный конденсат, который предварительно охлаждается в поверхно-
стном теплообменнике, смонтированном на входе атмосферного воздуха
в градирню. При /к = 30 °C и нагреве циркуляционной воды на А/ = 5 °C
потребуется кратность охлаждения т = Сгц /DK = 116. В результате по
сравнению с нормальной кратностью охлаждения в конденсаторах тур-
бин (т ~ 60) расход охлаждающей воды (конденсата) через теплообмен-
151
Рис. 5.S. Схема установки с непрямым сухим охлаждением и поверхностным
конденсатором
ник градирни возрастет почти вдвое по сравнению с расходом воды в
обычной градирне. Соответственно вдвое увеличится и расход электро-
энергии на привод циркуляционного насоса. При скорости воздуха через
теплообменник градирни (о = 5 м/с коэффициент теплопередачи в нем со-
ставит только ак = 60,8 Вт/(м2 • град). При температурном напоре в нем
Д/ср = 20 °C для блока с турбиной К-300-240 потребуется теплообменник
с площадью поверхности F = 316,4 • 103 м2. При эксплуатации такой уста-
новки возникают проблемы с поддержанием требуемого качества основ-
ного конденсата — циркуляционной воды (солесодержание, содержание
растворенного кислорода, продуктов коррозии).
На рис. 5.5 изображена еще одна схема конденсационной установки с
конденсатором турбины поверхностного типа, расположенным обычным
способом (непосредственно около турбины), с охлаждением циркуляци-
онной воды в градирне в теплообменнике поверхностного типа и с есте-
ственной тягой.
Недостаток этой схемы — необходимость установки теплообменника
в градирне с низким коэффициентом теплоотдачи к воздуху, что влечет
за собой большие капитальные вложения. Другой недостаток — высокое
остаточное давление в конденсаторе турбины из-за недостаточного охла-
ждения циркуляционной воды в градирне, связанного также с температу-
рой атмосферного воздуха. Сухие градирни не образуют шлейфа тумана
над вытяжной башней.
Ввиду отмеченных выше недостатков сухих градирен их можно при-
менять лишь в странах, где существует дефицит охлаждающей воды.
Стоимость сухой градирни при фиксированных требованиях к охлаж-
дению намного больше, чем стоимость испарительно-влажной градирни.
Так, для турбоустановки мощностью 120 МВт стоимость сухой градирни
примерно в 2 раза выше стоимости испарительно-влажной градирни.
152
5.5. ГРАДИРНИ КОМБИНИРОВАННОГО ТИПА
Помимо систем циркуляционного водоснабжения конденсаторов па-
ровых турбин с сухими градирнями в некоторых случаях могут быть по-
лезными смешанные системы охлаждения с испарительно-сухой градир-
ней (так называемая гибридная градирня). В этом случае используется
комбинация испарительно-влажного охлаждения с сухим (воздушным).
Принципиальная схема такой гибридной градирни представлена на
рис. 5.6.
В верхней части градирни расположен теплообменник поверхностного
типа и окна входа в него атмосферного охлаждающего воздуха. Ниже
находятся водораспределитель оросительного устройства и контактные
поверхности пленочного или капельного типа с испарительным охлажде-
нием воды. Переключающие задвижки на подводе и отводе циркуляцион-
ной воды позволяют включать в работу первую и вторую ступень градир-
ни раздельно или обе вместе.
На рис. 5.7 изображена схема другой сухой градирни с водяным оро-
шением. У градирни сухого типа с водяным орошением для интенсифи-
Рис. 5.6. Схема циркуляционного водоснабжения с градирней смешанного (полусу-
хого) типа
Рис. 5.7. Схема сухой градирни с водгным орошением
153
Рис. 5.8. Схема комбинированной (гибридной) вентиляторной градирни с поверхно-
стным конденсатором
кации теплообмена в поверхностном воздуховодяном теплообменнике
используется ороситель трубок водой, забираемой из бассейна градирни
специальным циркуляционным насосом. Орошающая вода частично ис-
паряется, снижает температуру поверхности теплообмена до температу-
ры влажного термометра и интенсифицирует теплообмен. Убыль воды из
бассейна надо восполнять из водоисточника (вода из реки, озера, пруда
или артезианской скважины). В этой схеме требуются два циркуляцион-
ных насоса: один большой производительности для подачи охлаждаю-
щей воды в конденсатор турбины, а другой — значительно меньшей про-
изводительности для оросительной системы. Его производительность
приблизительно в т раз меньше, где т = 6? !DK = 60—100-кратность ох-
лаждения в конденсаторе турбины.
На рис. 5.8 представлена схема комбинированной (гибридной) венти-
ляторной градирни. Нагретая охлаждающая циркуляционная вода из
обычного поверхностного конденсатора поступает в вентиляторную гра-
дирню, состоящую из двух частей — сухой части в виде поверхностного
теплообменника с ребристыми трубами и мокрой испарительной части с
оросительным устройством пленочного типа. Возможны различные ре-
жимы работы такой комбинированной гибридной градирни.
При комбинированном (смешанном) режиме работы большая часть
охлаждения циркуляционной водой обеспечивается ее частичным испа-
рением и 20—25 % отдается в воздушном теплообменнике. Чисто испа-
рительный режим работы характеризуется отключением поверхностного
теплообменника, и вся циркуляционная вода направляется сразу на оро-
сительное устройство, минуя сухую часть.
Вентиляторы мокрой части подают атмосферный воздух противото-
ком навстречу стекающей по оросителю вниз воды. Охлаждение воды
154
происходит преимущественно за счет испарения. Охлажденная вода на-
сосами направляется снова в конденсатор. Воздух нагревается и увлаж-
няется испарившейся водой и из вытяжной башни градирни выводится в
атмосферу. Если этот воздух перемешивается с относительно холодным
атмосферным воздухом, то над градирней образуется облако тумана. Воз-
никающие при этом потери воды восполняются специально подготовлен-
ной водой.
При смешанном режиме работы циркуляционная вода сначала прохо-
дит полностью или частично через теплообменник в сухой части и, час-
тично охладившись, поступает в испарительную часть, а воздух на выхо-
де из сухой части нагревается. В дальнейшем оба потока воздуха из су-
хой и испарительной частей смешиваются. При этом относительная
влажность воздуха на выходе из градирни снижается, а его температура
повышается. В этом случае туман над вытяжной башней либо уменьша-
ется, либо исчезает вообще в зависимости от температуры и влажности
окружающего наружного воздуха. В зимний период, когда расход цирку-
ляционной воды существенно снижается, в основном или даже полно-
стью функционирует сухая часть градирни, что позволяет практически
исключить образование тумана.
Такие градирни могут оказаться эффективными для строительства
экологически безопасных электростанций.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 5
1. Каково влияние выбросов водяного пара в атмосферу на энергооборудование и на
климатические условия в зоне ТЭС?
2. Опишите системы охлаждения конденсаторов турбин.
3. Опишите системы технического водоснабжения с градирнями.
4. Каковы типы градирен и принципы их работы?
5. Как рассчитать потери воды в градирнях?
6. Сравните выбросы водяного пара от градирен и через дымовые трубы.
7. Опишите схемы циркуляционного водоснабжения при сухих градирнях.
8. Расскажите о градирне комбинированного (гибридного) типа и ее эффективности для
экологической безопасности ТЭС.
9. Расскажите о воздушных конденсаторах и их применении на ТЭС за рубежом.
10. Расскажите о применении искусственной вентиляции в воздушных конденсаторах.
11. Каковы технико-экономические характеристики воздушных конденсаторов?
12. Опишите устройство, технические характеристики воздушных конденсаторов зару-
бежных установок и условия их эксплуатации.
13. Дайте технико-экономическое сопоставление сухих систем охлаждения для конденса-
ции отработавшего пара энергоблоков по зарубежным данным.
155
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 5
5.1. Материалы Междунар. научн.-практ. конф. «Экология энергетики — 2000». Моск-
ва, 8—20 октября 2000 г. М.: Изд-во МЭИ, 2000.
5.2. Природоохранные технологии ТЭС: Сб. научи, статей / Под ред. Г. Г. Ольховского,
А.Г. Тумановского, В.П. Глебова. М.: ВТИ, 1996.
5.3. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Гри-
горьева, В.М. Зорина. — 2-е изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 1989.
5.4. Цанев С.В., Тамбиева И.Н., Короткова Л.С. Тепловые схемы и показатели кон-
денсационных паротурбинных установок. М.: Моск, энерг. нн-т. 1983.
5.5. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Под ред. Н.В. Кузне-
цова и др. М.: Энергия, 1973.
5.6. СНиП 2.04.02-84. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения // Минстрой Рос-
сии. М.: ГП ЦПП, 1996.
5.7. Сушков В.В. Техническая термодинамика. — 5 изд., перераб. М.: Госэнергоиздат,
1953.
5.8. Дикий Н.А., Шкляр В.И., Дубровская В.В. Исследование химического состава
конденсата при конденсации водяного пара из уходящих газов в теплоутилизи-
рующем контуре ПГУ // Теплоэнергетические установки. 1999. Т. 21. № 6.
С. 31—34.
5.9. Романов В.И., Кривуца В.А. Комбинированная газотурбинная установка
мощностью 16—25 МВт с утилизацией тепла отходящих газов и регенерацией воды
из парогазового патока // Теплоэнергетика. 1996. № 4. С. 27—30.
Глава шестая
СОКРАЩЕНИЕ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ
В АТМОСФЕРУ
6.1. ВЛИЯНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА НА ГЛОБАЛЬНОЕ
ПОТЕПЛЕНИЕ КЛИМАТА НА ЗЕМЛЕ
Еще два-три десятилетия назад о глобальном потеплении климата
вследствие парникового эффекта знали только ученые-экологи. Сегодня
это стало проблемой, которой озабочено человечество.
В прошлом до индустриализации в природе был устойчивый кругово-
рот углекислого газа. Из атмосферы изымалось и расходовалось расти-
тельным миром на биосинтез с использованием энергии солнечного излу-
чения определенное количество углекислого газа. При этом производи-
лась биомасса. Точно такое же количество СО2 возвращалось в атмосфе-
ру в результате параллельно протекающих процессов разложения био-
массы при использовании выделившегося при фотосинтезе кислорода.
Таким образом, создание биомассы не приводило к увеличению содержа-
ния ни кислорода в атмосфере, ни СО2 при биологическом разложении
биомассы.
Теперь с развитием индустрии и техники этот установившийся баланс
нарушился из-за сжигания биомассы, накопленной на Земле 200—
600 млн лет назад в ископаемых органических топливах. В результате
сжигания ископаемых топлив на Земле теперь возникает ежегодный
прирост на 15 млрд т СО2 сверх сбалансированного круговорота [6.1], что
способствует образованию так называемого парникового эффекта. На
долю ТЭС при этом приходится примерно 22 % общих мировых выбро-
сов СО2.
Парниковый эффект заключается в следующем: углекислый газ спо-
собствует проникновению к Земле коротковолнового излучения Солнца,
а длинноволновое тепловое излучение Земли задерживается. В результа-
те происходит длительный нагрев атмосферы.
В декабре 1997 г. в японском городе Киото проходила Международная
конференция ООН по проблемам предотвращения необратимых климати-
ческих изменений на Земле, в которой принимали участие представители
около 160 стран, в том числе и Россия. В решениях конференции во избе-
жание этого опасного и чреватого прекращением жизни на Земле явления
указывалось на необходимость уменьшения индустриальных выбросов
СО2. За уровень отсчета были взяты выбросы 1990 г. При этом было ука-
157
зано, что по сравнению с уровнем 1990 г. индустриальные выбросы СО2
необходимо снизить: в США на 5 %, в странах Европейского союза на
8 % и в Японии на 4,5 % [6.1 ].
Аналогично углекислому газу описанное выше влияние на атмосферу
и климат Земли оказывают и другие газы: метан, диоксид азота, озон,
фтористые углеводороды и водяной пар. Значительной проблемой при
этом является длительное пребывание некоторых газов в атмосфере. В
частности, срок пребывания полученного СО2 в атмосфере составляет
около 120 лет. Это означает, что образовавшиеся на сегодня выбросы бу-
дут оказывать отрицательное влияние на несколько поколений людей.
К середине XXI столетия (2050 г.) можно ожидать удвоения концен-
трации СО2 в атмосфере Земли по сравнению со временем, предшество-
вавшим индустриализации (примерно 1850 г.). Таким образом, несомнен-
но существует угроза антропогенного парникового эффекта при сжига-
нии ископаемого топлива.
В декабре 1995 г. Международное совещание экспертов опубликовало
сводный отчет, согласно которому следует ожидать к 2100 г. глобальное
потепление на 2 °C. Ранее в отчетах этой же организации указывались
другие цифры: в отчете 1990 г. 3,5 °C, в отчете 1992 г. 2,5 °C.
Несмотря на изменение прогноза к лучшему, никто не будет отрицать
безусловную необходимость принятия неотложных мер.
По данным, приведенным Международным совещанием экспертов,
необходимо к 2050 г. в мировом масштабе обеспечить сокращение вы-
бросов СО2 в атмосферу примерно на 60 %, чтобы не произошло глобаль-
ного изменения климата Земли. В то же время расчеты Мирового энерге-
тического совета показывают, что к 2020 г. произойдет увеличение вы-
бросов СО2 в атмосферу более чем на 40 %. Рост выбросов СО2 в основ-
ном связан с дальнейшим ростом мировой потребности в энергии более,
чем на 6 млрд т в условном исчислении к 2020 г., причем большая часть
этого прироста относится к странам третьего мира (развивающимся стра-
нам), что иллюстрирует табл. 6.1.
Таблица 6.1. Численность населения в мире, млрд человек, и общее и на душу
населения потребление энергоресурсов по годам, т *
Показатель Страны 1960 1994 2020
Численность населения в мире, млрд Развитые 0,8 1,4 1,5
человек Развивающиеся 2,2 4,3 6,6
Итого 3,0 5,7 8,1
Удельный расход энергоресурсов на Развитые 3,6 5,0 6,7
душу населения т/год* Развивающиеся 0,9 1,1 1,4
Потребление энергоресурсов за год Развитые 2,88 7,0 10,05
млрд т/год* Развивающиеся 1,98 4,73 9,24
Итого 4,86 11,73 19,29
* В условном исчислении.
158
Согласно рамочной Конвенции ООН об изменении климата Земли
Российская Федерация взяла на себя обязательства до 2008—2012 г. не
превышать выбросы парниковых газов относительно базового уровня
(1990 г.) и представлять данные ежегодной инвентаризации выбросов в
Секретариат Конвенции.
По прогнозам в электроэнергетике уровень выбросов СО2 в 2010 г. со-
ставит порядка 640 млн т, т.е. будет ниже уровня 1990 г. При этом струк-
тура выработки электрической и тепловой энергии в России в целом со-
храняется на уровне 1999 г.: примерно 70 % электроэнергии будут произ-
водить ТЭС, причем доля выработки тепловой энергии станциями в мас-
штабах всей страны составит около 30—35 %.
Удельный выброс СО2 в РФ, т.е. количество СО2 на единицу
суммы выработанной электрической и тепловой энергии, составляет
0,414 кг (кВт • ч). Это лучший показатель в мире, и достигнут он благода-
ря двум решающим факторам: высокому (до 30 %) уровню развития теп-
лофикации — комбинированному производству электрической и тепло-
вой энергии на ТЭЦ и большой (63 %) доле природного газа в структуре
сжигаемого на этих ТЭС топлива [6.13].
Для расчета эмиссии углекислого газа были обоснованы и приняты
следующие коэффициенты эмиссии [6.1, 6.8]:
Вид топлива
Твердое
Газообразное
Мазут
Коэффициенты эмиссии СО2 при сжигании топлива
т СО2/т* т СО2/ГДж
2,76 25,68
1,62 15,07
2,28 21,22
В условном исчислении.
Указанные выше значения коэффициентов эмиссии для твердого топли-
ва получены с учетом структуры топливного баланса отрасли и средних ха-
рактеристик наиболее значимых видов топлива, данных по неполному сго-
ранию для различных видов угля при сжигании в котельных установках
разной мощности, в том числе и в котлах малой производительности.
Эти данные охватывают весь диапазон применяемого в России котель-
ного оборудования, поэтому приведенные коэффициенты должны быть ре-
комендованы для использования во всех отраслях промышленности для
расчета эмиссии от установок, сжигающих органическое топливо. Анализ
коэффициентов эмиссии СО2 показывает, что при переходе ТЭС на сжига-
ние твердого топлива вместо природного газа эмиссия углекислого газа
возрастает в 2,76/1,62 = 1,7 раза. Это обстоятельство необходимо учиты-
вать при реализации планируемого изменения структуры топливно-энер-
гетического баланса в сторону увеличения доли твердого топлива.
159
6.2. СПОСОБЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ВЫБРОСА УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА
В АТМОСФЕРУ ОТ ТЭС
Уменьшить выбросы СО2 значительно сложнее, чем выбросы других
вредных веществ. Очистка уходящих газов ТЭС от углекислого газа ап-
паратными средствами (например, с помощью абсорбционной или мем-
бранной технологии) на сегодняшний день исключительно дорога, неце-
лесообразна и не находит применения. Однако, учитывая необходимость
решения данной проблемы, в индустриально развитых странах ведутся
работы и в этом направлении.
Реальное уменьшение выбросов углекислого газа от ТЭС дают:
1) сжигание ископаемых топлив с малым содержанием углерода (при-
родный газ);
2) использование энергоносителей, не содержащих углерод (ядерное
топливо);
3) использование возобновляемых источников энергии;
4) энергосбережение;
5) теплофикация;
6) реализация технических решений, повышающих КПД ТЭС.
Рассмотрим последовательно эти направления и их возможности.
1. Сжигание ископаемых топлив с малым содержанием углерода.
Мазут в число таких топлив включать нельзя, поскольку в нем содержит-
ся лишь 11 % водорода, а массовая концентрация углерода около 83 %.
Основным ископаемым топливом с малым содержанием углерода являет-
ся природный газ, в состав которого преимущественно входит метан СН4
(объемная концентрация 90—95 %). Массовая концентрация углерода в
12
метане равна --100 = 75 %, водорода 25 %. Ввиду высокой удельной те-
16
плоты сгорания водорода, а следовательно, и природного газа выход СО2
в атмосферу на 1 кВт • ч вырабатываемой на ТЭС электроэнергии суще-
ственно меньше, чем при использовании на ТЭС ископаемого угля.
По данным [6.1] доля электроэнергии, полученной в России при сжи-
гании газа, составляла в 1998 г. 40,5 %, а при сжигании угля —Jl,9 %.
Доля газа в топливно-энергетическом балансе ТЭС в РФ составляет бо-
лее 60 %. Однако для многих других стран это не характерно. США вы-
рабатывают электроэнергии на базе угля свыше 55 %, Германия —
55,1 %, Великобритания — 50 %, Япония — 20 %, Австралия — 88 %.
Использование угля в большом объеме в энергетике объясняется его
очевидной конкурентоспособностью как энергоносителя на мировом
рынке органического топлива. По данным исследовательских организа-
ций США и Японии современное производство 1 кВт • ч электрической
энергии на угле дешевле, чем на нефти, на 77 % в США и 30 % в Японии,
на газе — на 55 и 19 % соответственно. Оно даже дешевле, чем на АЭС,
поэтому 36 из 60 новых ТЭС Америки, ориентированных на использо-
160
вание горючих ископаемых, будут работать на угле. В Германии, из
вновь сооруженных в 1995—1999 гг. электростанций 66,2 % генерирую-
щих мощностей приходятся наугольные ТЭС [6.1].
Следует учитывать дороговизну природного газа и ограниченность его
запасов в недрах Земли. Ряд индустриально развитых стран вообще не
имеют или имеют мало собственных месторождений природного газа.
На основании этого сжигание ископаемых топлив с малым содержани-
ем СО2 нельзя рассматривать в качестве перспективного направления
уменьшения выбросов СО2 в атмосферу.
2. Использование ядерной энергии. Ядерное топливо по прогнозам
сохраняет свои объемы использования в производстве электроэнергии,
однако в ряде стран его доля снижается. Ряд стран приняли решение о
свертывании своей сети АЭС (Швеция). В России после аварии на Черно-
быльской АЭС развитие ядерной энергетики существенно снизилось и
новые АЭС практически не сооружаются. Однако в 2000 г. был пущен
первый блок Ростовской АЭС. Согласно программе развития ядерной
энергетики планируется достройка третьего блока Калининской АЭС и
пятого блока Курской АЭС. По этой программе до 2010 г. планируется
возвести еще 10 энергоблоков и подготовить к выводу из строя девять
старых.
Многие государства отказались от строительства новых АЭС, однако
некоторые продолжают их возводить. К числу последних относятся Ин-
дия, Южная Корея, Япония, Иран. В Западной Европе по этому пути идет
только Франция (четыре новых объекта). В России выработка электро-
энергии на ядерном топливе в 1998 г. составила 97,5 млрд кВт • ч, или
12 % общей выработки электрической энергии [6.1].
В условиях дефицита природного газа РАО «ЕЭС России» заинтересо-
вано в высоких темпах развития ядерной энергетики и поддерживает пла-
ны Министерства РФ по атомной энергии по увеличению выработки
электроэнергии на АЭС, однако, учитывая значительные трудности, с ко-
торыми придется столкнуться на этом пути, в расчетах энергетического
баланса РАО «ЕЭС России» принимает умеренные темпы роста мощно-
сти на АЭС [6.2].
Таким образом, использование АЭС для решения топливно-энергети-
ческих и экологических проблем пока не однозначно.
3. Использование возобновляемых источников энергии. Использо-
вание возобновляемых источников энергии на Земле может стать карди-
нальным решением проблемы взаимодействия энергетики с окружающей
средой.
На первое место здесь следует поставить гидроэнергетику, которую
можно отнести к числу традиционных возобновляемых источников энер-
гии. Гидроэнергия широко применяется во всем мире. Как правило, ос-
воение гидроэнергии основных рек идет по пути строительства каскадов
электростанций, что способствует более полному и эффективному ис-
пользованию водных ресурсов. Наряду с мощными ГЭС строятся и «ма-
лые» ГЭС мощностью от нескольких десятков киловатт до нескольких
161
мегаватт. Согласно прогнозам до 2020 г. доля использования гидроэнер-
гии при производстве электроэнергии будет возрастать.
Кроме энергии рек имеются значительные энергоресурсы морских
приливов.
В России ГЭС произвели в 1998 г. 158,4 млрд кВт-ч электроэнергии,
что составило 19,4 % общего производства электрической энергии.
Кинетическая энергия атмосферы — энергия ветра является наиболее
доступной, но и наименее стабильной и концентрированной энергией. В
настоящее время она находит применение в «малой» энергетике.
Использование энергии солнечного излучения связано с нерегулярно-
стью и очень низкой удельной плотностью поступления солнечной энер-
гии и, как следствие этого, низким КПД и высокими капитальными затра-
тами. Ввиду географического расположения России использование энер-
гии солнечного излучения в нашей стране неперспективно.
Геотермальная энергия состоит из теплоты термальной воды с темпе-
ратурой до 250 °C, нагретых газов и паров, теплоты некоторых горных
пород, способных отдавать ее пропускаемым через них газам или жидко-
стям, а также вулканической теплоты. Для производства электроэнергии
ГеоТЭС нашли ограниченное применение из-за низкого КПД и высоких
капитальных затрат. Геотермальная теплота используется для снабжения
горячей водой территорий, расположенных вблизи геотермальных источ-
ников (в России — Камчатка). В настоящее время в России работает гео-
термальная Верхне-Мутновская ГеоТЭС мощностью 12 МВт.
Океанические электростанции, проекты которых описывались в тех-
нической литературе, где используется перепад температуры поверхност-
ных и глубинных слоев воды, могут иметь лишь очень низкий КПД, ме-
нее 4 %, и высокие капитальные затраты.
Имеются и другие возобновляемые нетрадиционные источники энер-
гии. В целом объемы их использования возрастают, однако доля их оста-
ется незначительной.
4. Энергосбережение. Энергосбережение дает важный вклад в сниже-
ние выбросов СО2 в атмосферу. Критерием оценки возможной экономии
энергии служит удельная энергоемкость мирового валового продукта
(МВП). Речь, конечно, не идет о том, что энергоемкость МВП должна не-
прерывно уменьшаться во всех секторах народного хозяйства и при всех
обстоятельствах. Например, в странах, где электрификация находится в
ранней стадии развития, для обеспечения необходимого экономического
развития темпы роста потребности в электроэнергии будут, очевидно,
опережать темпы увеличения производства национального валового про-
дукта (НВП). Но в основном мероприятия по экономии энергии направ-
лены на снижение удельной энергоемкости МВП.
На основании прогнозов потенциальные возможности экономии энер-
гии, выраженные показателями относительной удельной энергоемкости
МВП, в 2020 г. могут составить 48 % [6.1].
162
5. Теплофикация. Экологическая эффективность теплофикации свя-
зана с экономией топлива при комбинированной на ТЭЦ, раздельной на
КЭС и районной котельной выработке тепловой и электрической энер-
гии.
Экологический фактор наряду с экономическим стал одним из опреде-
ляющих для широкого развития теплофикации в таких странах Европы,
как Германия, Дания, Финляндия, Швеция и др. Лучшие показатели сре-
ди зарубежных энергокомпаний имеет датская «Elkraf», которая получи-
ла выбросы СО2 0,535 кг/(кВт • ч) (SK Power company, Annual Report’96)
благодаря высокой (около 50 %) доли производства электроэнергии на
тепловом потреблении. ТЭС этой энергокомпании работают в основном
на угле, который при сжигании дает наибольший удельный выброс СО2.
В тех развитых странах, где теплофикация не получила широкого распро-
странения, данный показатель хуже и составляет порядка 0,9 кг/(кВт • ч)
(Япония, Канада и др.).
Имеющийся опыт использования технологии по комбинированному
производству электрической и тепловой энергии в России и за рубежом
показывает, что теплофикация дает возможность обеспечить существен-
ное (до 30 % в сравнении с раздельной схемой энергоснабжения) умень-
шение потребности страны в органическом топливе и соответствующее
уменьшение выбросов парниковых газов. Страны Европейского союза
планируют увеличить, по сравнению с 1995 г., долю производства элек-
троэнергии на ТЭЦ к 2010 г. с 9 до 18 % («Watt's new», March 1998; issued
by UNIPEDE & EUROELECTRIC). Даже в такой стране, как США, где
климатические условия в отличие от российских не требуют больших
объемов тепловой энергии для обеспечения нормальной жизнедеятельно-
сти страны, компания «Trigen Energy Corp.» (США) собирается удвоить
эффективность ТЭС в Филадельфии, Чикаго и Тулсе путем простого
превращения «сбросной» теплоты в пар для обогрева офисных зданий и
использования его в производственных процессах промышленных пред-
приятий [6.12].
Абсолютная экономия топлива при теплофикации АВтф по сравнению
с раздельной выработкой электрической энергии на конденсационных
электростанциях и тепловой энергии в котельных может быть представ-
лена как сумма двух слагаемых [6.13]
Д5 х = АВ + АВ ,
‘-‘Х- J ‘-“"т ’
где АВЭ — разница в расходах условного топлива на КЭС и ТЭЦ на вы-
работку одного и того же количества электрической энергии, АВт — раз-
ница в расходах условного топлива в котельных и на ТЭЦ для теплоснаб-
жения одной и той же группы потребителей.
163
Разница в расходах условного топлива, кг, при централизованном теп-
лоснабжении от ТЭЦ (В^ЭЦ) и районных и промышленных котельных
(В*) при подаче абонентам одного и того же количества теплоты Qa
дВ _ ^ТЭЦ _ дК _ 34,1 Qa Лк сЛс т ।
Т“ Т ” Т " Пк.сПс.т1 ПкПск ”
Здесь "Ик с — КПД котельной электростанции с учетом потерь теплоты
от котельной установки до машинного зала; Т)к — КПД районной или
промышленной котельной; Т|ст, т]ск — КПД тепловых сетей ТЭЦ и ко-
тельной соответственно.
Как правило, Т|ст < Т]с к» поскольку радиус действия тепловых сетей
ТЭЦ обычно больше, чем у котельных. Однако КПД котельной ТЭЦ Т]к с
нередко выше КПД районных или промышленных котельных, а тем бо-
лее местных котельных Т]к, т.е. Т]к с > Т|к. В итоге для оценочных расчетов
ДВт можно принять равным нулю.
В современных условиях при широком развитии наряду с теплофика-
цией централизованного теплоснабжения от районных и промышленных
котельных основное значение при определении ДВтф имеет первое сла-
гаемое АВЭ, равное экономии топлива благодаря комбинированной выра-
ботке электрической энергии на ТЭЦ.
Разница в расходах условного топлива на КЭС и ТЭЦ на выработку
одного и того же количества электрической энергии может быть опреде-
лена по формуле Л.А. Мелентьева [6.13]
Ч = эДэ-\3)-эХ -&’)
Здесь Эт — производство электроэнергии на ТЭЦ на базе теплофика-
ции; Эт к — производство электрической энергии на базе теплоты, отво-
димой в конденсаторе, т.е конденсационным методом; 6тэ и 6тэк — удель-
ный расход топлива на выработку электрической энергии на базе тепло-
фикации и на базе теплоты, отводимой в конденсаторе ТЭЦ соответст-
венно; Ь* — удельный расход топлива на выработку электрической энер-
гии на КЭС.
Первое слагаемое — это экономия топлива, получаемая благодаря
комбинированной выработке на ТЭЦ электрической энергии на базе теп-
лофикации. Второе слагаемое представляет собой перерасход топлива на
ТЭЦ из-за выработки на ней электрической энергии конденсационным
методом.
Как видно из формулы, экономия топлива возрастает при увеличении
выработки на ТЭЦ электрической энергии на базе теплофикации, что мо-
жет быть обеспечено прежде всего увеличением параметров свежего пара
либо снижением температуры отпускаемой теплоты, например благодаря
ступенчатому подогреву сетевой воды.
164
Приведенная формула удобна для подсчета экономии топлива от ком-
бинированной выработки тепловой и электрической энергии, а также для
анализа тепловой экономичности ТЭЦ [16.13].
Для определения полученной экономии топлива благодаря комбини-
рованной выработке тепловой и электрической энергии на основе отчет-
ных данных удобнее пользоваться другой формулой. В этом случае эко-
номия топлива при комбинированной выработке рассчитывается по раз-
ности расхода топлива на ТЭЦ (ВТэц ) и при раздельной выработке тако-
го же количества электроэнергии на КЭС (5КЭЭС ) и тепловой энергии в
районных или промышленных котельных (BJ):
= ^кэс + ~ ^тэц
Экологическую эффективность теплофикации можно оценить на сле-
дующем примере. Удельный расход условного топлива на выработку
1 кВт • ч электроэнергии на КЭС в Европейской части России составляет
примерно 0,40 кг условного топлива [6.1]. Производство электроэнергии
в энергосистеме «ОАО Мосэнерго» достигло в 1998 г. 61 000 млн кВт • ч.
В том же году с коллекторов ТЭЦ «ОАО Мосэнерго» было отпущено
73,4 млн Гкал тепловой энергии [6.9]. При раздельной выработке тепло-
вой и электрической энергии на выработку электроэнергии было бы из-
расходовано топлива в условном исчислении
^кэс = ^кэс^тэц ~ 0’40 х 61 000 000 000 = 24,40 млн т/год,
а на выработку тепловой энергии в районных котельных:
Втк = /’кбтэц = 157,2 • 73 400 000 = 11,53 млн т/год,
где Ьтк = 143/Т|К = 143/0,91 = 157,2 кг/Гкал.
В 1998 г. на теплоэлектроцентралях ОАО «Мосэнерго» было сожжено
27,93 млн т топлива в условном исчислении. Таким образом, экономия
топлива в условном исчислении на электростанциях ОАО «Мосэнерго»
от использования комбинированного способа
АВтф = 24,40 + 11,53 - 27,93 = 8,0 млн т/год,
что составляет около 22,3 % общего расхода топлива на раздельную вы-
работку тепловой и электрической энергии.
Более точный экономический и экологический эффект от теплофика-
ции следует определять с учетом дополнительных тепловых потерь в те-
плопередающих системах и электрических сетях.
6. Реализация технических решений, повышающих КПД ТЭС. Это
направление как путь снижения выбросов СО2 в атмосферу и предотвра-
щение глобального изменения климата Земли и сохранения жизни на ней
представляется в настоящее время наиболее реальным. Рассмотрим его
подробнее.
165
6.3. РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ,
ПОВЫШАЮЩИХ КПД ТЭС
6.3.1. Повышение КПД на паротурбинных ТЭС
Паротурбинные ТЭС прошли большой путь развития, связанный с по-
вышением их тепловой экономичности.
По данным [6.11], представленным на диаграмме рис. 6.1, лучшие
энергоблоки на твердом топливе имеют КПД-нетто (с учетом собствен-
ных нужд станции) более 41 %. Это было достигнуто применением
сверхкритических параметров, однократного промперегрева пара, умень-
шения остаточного давления в конденсаторах и других мероприятий.
Дальнейшее увеличение КПД-нетто можно обеспечить путем уменьше-
ния избытка воздуха, снижения температуры уходящих газов до 120 °C,
перехода на новый уровень параметров свежего пара (300 бар, 600 °C),
введения вторичного промежуточного перегрева и снижения остаточного
давления в конденсаторе до 0,03 бар. Предельные значения КПД-нетто
для паротурбинных блоков (по данным фирм ФРГ) лежат в диапазоне
45—46 %. Тем не менее, средние показатели тепловой экономичности
энергетики России несколько выше, чем в других странах, по причине
широко развитой у нас теплофикации.
Рассмотрим ближайшие перспективы теплоэнергетики России в отно-
шении снижения выброса парниковых газов в атмосферу.
На ближайшие 20—25 лет рост производства электроэнергии в
теплоэнергетике России будет по-прежнему ориентирован на технологии,
использующие органическое топливо.
46
45
42
30 МПа
600 °C
Двукратный
однократный
ЗиЛа
6,5 кПа
а - 1,15
120 °C
41- а =1,25
Избыток
воздуха
130 °C
Температура
уходящих газов
котла
25 МПа
540 °C
Параметры
свежего пара
Давление в
конденсаторе
перегрев пара
Рис. 6.1. Эффективность мероприятий по повышению КПД паротурбинных ТЭС (по
данным фирмы ФРГ)
166
Таблица 6.2. Мощность установок, вырабатывающих свой ресурс и требующих
замены или реконструкции
Мощность установок Сроки вывода из эксплуатации, годы
1990—2000 2001—2005 2006—2010 2011—2015 Всего
Выводимая мощность, млн кВт 38,5 20,2 20,2 18,6 97,5
Доля существую- щей мощности, % 28,4 14,95 14,95 13,7 72,0
Проблему снижения выбросов в атмосферу парниковых газов (СО2)
энергетикой России целесообразно увязать с необходимостью замены на
существующих ТЭС агрегатов, выработавших свой ресурс и морально
устаревших. В прилагаемой табл. 6.2 приводятся данные мощности ус-
тановок России, вырабатывающих свой ресурс и требующих замены или
реконструкции [6.1], по годам.
Как видно из табл. 6.2, к 2015 г. приблизительно 72 % существующей
мощности ТЭС России потребуют замены. В связи с этим появляется ре-
альная возможность на базе технического перевооружения ТЭС России в
ближайшие десятилетия снизить выбросы СО2 в атмосферу.
Основным направлением технического перевооружения и реконструк-
ции ТЭС в России будет замещение вырабатывающих свой ресурс энер-
гоустановок новым оборудованием и установками, использующими вы-
сокоэффективные технологии, которые будут размещаться в действую-
щих или новых главных корпусах и на тех же площадках. На этом пути
повышения тепловой экономичности энергоустановок и возможно сни-
жение выбросов парниковых газов в атмосферу.
В России энергоблоки со сверхкритическими параметрами пара
24 МПа и 540 °C работают достаточно надежно и обеспечивают КПД при
работе на угле порядка 37—38 %, а при использовании газа 39—40 %.
Повышение тепловой экономичности традиционных паротурбинных
энергоблоков при их реконструкции и замене может осуществляться по
двум направлениям. Первый путь — совершенствование оборудования
путем повышения КПД проточной части турбин со снижением всех ви-
дов внутренних потерь, оптимизация тепловой схемы, снижение темпера-
туры уходящих газов котлов, их гидравлического и аэродинамического
сопротивления, совершенствование процесса сжигания топлива, повыше-
ние эффективности вспомогательного оборудования с целью уменьшить
расход электроэнергии на собственные нужды.
Второй путь — дальнейшее повышение начальных параметров пара,
обеспечиваемое разработкой новых более жаростойких сталей ферритно-
мартенситного класса для изготовления узлов, работающих при высоких
температурах — пароперегревателей котлов, коллекторов, паропроводов,
перепускных труб, арматуры, роторов и корпусов цилиндров высокого
давления турбин [6.1].
167
Таблица 6.3. Пределi...параметры пара при использовании жаростойких
сталей в узлах ПТУ
Параметр Материал
Традиционная сталь X20CrMoV121 Сталь Р91 А-335 XlOCrMoVa Сталь Р92 Р122 9-11 CrMoV- CoNbB Аустенит- ные стали Никелевые сплавы
р0, МПа 16,7 25,0 27,0 30,0 31,5 35,0
'о- °C 538 540 585 600 620 700
Температу- ра промежу- точного пе- регрева, °C 538 560 600 620 620 720
КПД станции, % 41—42 42—43,5 43,5—44,5 44,6—45,3 45,3—45,8 45,8—47,7
Параметры пара, которые могут быть достигнуты при использовании
новых жаростойких сталей и соответствующей тепловой экономичности
блоков, иллюстрирует табл. 6.3.
По самым оптимистическим оценкам применение 9—12 %-ных хро-
мистых сталей может обеспечить повышение температуры пара до 630
или даже до 650 °C. За рубежом прорабатываются возможности дальней-
шего развития термодинамического цикла и совершенствования оборудо-
вания паровых энергоблоков. По программе «Терми» в рамках Евросою-
за ведется разработка энергоблока 2010 г. на давление 37,5 МПа и темпе-
ратуру пара 700—720 °C, его КПД в зависимости от топлива может дос-
тигнуть 55 % [6.1].
Помимо двукратного промежуточного перегрева пара мероприятия по
повышению КПД энергоблока (повышение температуры питательной во-
ды, усовершенствование тепловой схемы, повышение КПД турбины и
котла, снижение расхода электроэнергии на собственные нужды, приме-
нение «скользящего» давления) по данным [6.3] дают дополнительное
относительное повышение экономичности блока на 14,4 % (мероприятия
по совершенствованию тепловой схемы обеспечивают повышение эконо-
мичности на 1,5—1,8 %, повышения КПД турбины на 4,6 %, повышения
КПД котла на 2,7—3,4 %. Благодаря повышению экономичности вспомо-
гательного оборудования можно увеличить КПД еще на 2,7—3,4 %).
Освоение таких блоков с суперкритическими параметрами пара с ис-
пользованием отечественного и зарубежного опыта возможно в 2005—
2007 гг.
Следует полагать, что в период 2010—2015 гг. тенденции совершенст-
вования энергоблоков со сверхкритическими параметрами пара будут иг-
рать заметную роль при разработке и создании оборудования для вновь
строящихся ТЭС. При этом весьма существенное значение будут иметь
экологические характеристики энергоблоков. Преимущество новых энер-
168
гоблоков заключается в сохранении высокой экономичности и длитель-
ного срока службы без заметного увеличения затрат на техническое об-
служивание и ремонт.
Другим путем реконструкции при замене выработавших ресурс агре-
гатов ТЭС России может стать применение парогазовой технологии [6.8],
чему будет посвящен следующий раздел данной книги.
6.3.2. Повышение КПД на ТЭС в результате организации
парогазовых циклов
С учетом законов термодинамики дальнейшее повышение КПД энер-
гоустановок может быть достигнуто прежде всего путем повышения
начальной температуры рабочего тела. Новый путь открывается при
использовании газовых турбин с комбинированием паротурбинного и
газотурбинного циклов. Простейшая тепловая схема ПГУ, работающей по
циклу Брайтона—Ренкина, уже была рассмотрена в § 4.6, рис. 4.18. В
ПГУ обеспечивается объединение паровой турбины с газовой в одном ра-
бочем процессе при наибольшей возможной температуре газов на входе в
газовую турбину. Конструкция современных газовых турбин и используе-
мые материалы позволяют иметь температуру газов на входе в турбину
1300 °C, а в будущем возможно даже повысить ее до 1500 °C [6.4].
В течение последних 30 лет и в перспективе до 2010 г., а может быть и
далее, газовые турбины будут наиболее динамично развивающимся теп-
ловым двигателем. Как видно из приведенных на рис. 6.2 графиков [6.8],
максимальная единичная мощность ГТУ увеличилась за последнее время
с 50 до 235 МВт, ее КПД при автономной работе с 27—28 % до 36,5 %
(многовальные ГТУ, созданные на базе авиационных двигателей с высо-
кими степенями повышения давления, работают с КПД 40 % и более), на-
чальная температура газов, определяющая в основном совершенство га-
зотурбинного цикла, увеличилась с 850 до 1400 °C, а степень сжатия — с
7 до 17. Проектируются еще более мощные и экономичные ГТУ.
Показателен рост заказов на газовые турбины у фирмы Siemens (ФРГ)
после 1986 г. (табл. 6.4), что было опубликовано дирекцией этой фирмы в
90-е годы .
Таблица 6.4. Заказы на газовые турбины фирмы Siemens: количество
и мощность по годам
Показатель Годы
до 1969 1969—74 1975—80 1981—85 после 1986
Количество заказанных газовых турбин 9 35 38 12 114
Суммарная мощность за- казанных турбин, МВт 224 1818 2730 1513 14433
169
a)
Годы
в)
Рис. 6.2. Повышение начальной температуры газов ГТУ (а), единичной мощности
(6) и КПД ГТУ и ПГУ (в); •, , ▲, ▼ — средняя температура торможения в аб-
солютном движении на входе в рабочие лопатки первой ступени турбины; О, □,
Д, V — средняя температура на выходе из камеры сгорания
1 — ГТУ фирмы Westingaus; 2 — ГТУ фирмы General Electric; 3 — фирмы Siemens;
4 — ГТУ фирмы АББ
Среди других зарубежных фирм, выпускающих газовые турбины, упо-
мянем, Alstom, Mitsubishi, General Electric. В России газовые турбины вы-
пускает АО ЛМЗ, ХТЗ (Украина), некоторые авиационные заводы.
У современных турбоагрегатов турбокомпрессор и газовая турбина
располагаются на одном валу с электрическим генератором. Последний
иногда имеет привод через редуктор. Турбомашины образуют ком-
пактный блок со встроенной камерой сгорания: кольцевой или блочно-
кольцевой. Зона высоких температур и давлений локализована. Эти
принципы стали результатом многолетней эволюции конструкций тур-
бины [6.7, 6.8].
В России в течение многих лет ВТИ и ряд других институтов проводят
исследования процессов теплообмена, температурного и напряженного
состояний охлаждаемых сопловых и рабочих лопаток газовых турбин.
Исследования и опыт эксплуатации первых отечественных ПГУ на
Невинномысской и Молдавской ГРЭС вызвали постановку в ВТИ иссле-
дований и разработок циклов и схем ПГУ [6.8]. Использовался и зару-
бежный опыт.
170
На рис. 6.3 приведена зависи-
мость КПД для реальных ПГУ
(Т] рпгу от степени бинарности Р
цикла, где Р = £?сг/(£>сг + £>ку) и
различных значений КПД паро-
силового цикла), здесь Q сг —
теплота, подведенная в КСГТУ,
2КУ — теплота, подведенная в
котельную установку паросило-
вого цикла [6.8]. Характер зависи-
мости реальных Лигу для высоких
значений t|ncy объясняется необ-
ходимостью перехода к более
низким значениям КПД паросило-
вого цикла при приближении зна-
чения Р к единице.
Поскольку в мировой энерге-
Рис. 6.3. Зависимости КПД ПГУ (т1пгу) от
степени бинарности р и различных КПД
паросилового цикла (Ппсу)
тике в настоящее время известно
довольно много различных типов ПГУ, позволяющих в зависимости от
видов используемого топлива и других факторов повысить тепловую эко-
номичность энергоустановок и снизить выбросы СО2 в атмосферу, целе-
сообразно кратко рассмотреть схемы основных типов ПГУ и области их
применения.
Как уже отмечалось, наибольшее распространение получили ПГУ с
котлами-утилизаторами (см. рис. 4.18). Общая мощность такой ПГУ
А^пгу ~ -^тту + у nicy
увеличивается по отношению к электрической мощности ГТУ на 30—
35 %. Соответственно возрастает тепловая экономичность всей установ-
ки. Потеря теплоты с выхлопными газами ограничивается только площа-
дью Г — 1 — 5 — 5' (см. рис, 4.18). Для максимальной утилизации теп-
лоты этих газов в котле-утилизаторе поддерживают минимальные значе-
ния температурных напоров 0] и 02, а температура уходящих газов кот-
ла не превышает 100 °C (при работе на природном газе).
Электрический КПД ПГУ с котлом-утилизатором можно определить
по зависимости
э -Мду+^псу
Опту - с
Qr
В определенных случаях с целью стабилизировать параметры рабочих
тел в рассмотренной выше ПГУ и увеличить ее мощность схему можно
дополнить дожиганием топлива в среде выхлопных газов ГТУ на входе в
171
котел-утилизатор. Для ПГУ с котлом-утилизатором и с дожиганием топ-
лива электрический КПД определяется из соотношения
э Jvrry'г Jvncy
Лпгу- с с
Qr
где 2Д — теплота топлива, дополнительно сжигаемого в камере дожита-
ния перед КУ. Остальные обозначения см. рис. 4.18.
Выхлопные газы ГТУ представляют собой горячий воздух, загрязнен-
ный продуктами сгорания топлива. Это связано с формированием в каме-
ре сгорания ГТУ начальной температуры газов. В итоге в зависимости от
этой температуры избыток воздуха в газах за ГТУ составляет аух = 2,5—
5,0, объемная концентрация кислорода достигает 13—16 %, а температу-
ра выхлопных газов Т4 ~ 450—630 °C. Это обстоятельство позволяет соз-
дать тепловую схему ПГУ со сбросом газов ГТУ в топочную камеру
энергетического котла. «Сбросные» ПГУ обладают рядом особенностей
технологического процесса.
Простейшая тепловая схема такой ПГУ приведена на рис. 6.4. Вы-
хлопные газы ГТУ направляются в горелки энергетического парового
котла, где они благодаря содержащемуся в них кислороду воздуха могут
быть использованы в качестве окислителя. Это обстоятельство позволяет
отказаться от воздухоподогревателя котла и от дутьевых вентиляторов. В
паровом котле можно сжигать любой вид топлива, но с учетом его реак-
ционной способности [6.8]. Для охлаждения дымовых газов котла (их ко-
личество возрастает на 30—40 %) до приемлемой температуры в его хво-
стовой части взамен воздухоподогревателя устанавливают теплообмен-
ник, питаемый частью основного конденсата и питательной водой ПГУ
Технологическим преимуществом данной схемы ПГУ является возмож-
ность обеспечения автономного режима работы газовой и паровой частей
установки. Ее электрический КПД можно определить по формуле,
аналогичной предыдущей:
Л пгу -*
Л^гту + ^ПСУ
Здесь Q „ —• теплота топлива, сжигаемого в паровом котле. Остальные
обозначения см. рис. 4.18.
Парогазовые установки с параллельной схемой (рис. 6.5) в последние
годы применяют достаточно часто. Выхлопные газы ГТУ направляются в
независимый котел-утилизатор, где генерируется перегретый пар высоко-
го или среднего давления. Он поступает в головную часть паровой турби-
ны либо в горячую нитку промежуточного перегрева. В обоих случаях он
смешивается с паром, генерируемым в энергетическом паровом котле.
Паровую нагрузку энергетического котла при этом несколько снижают,
172
Рис. 6.4. Простейшая тепловая схема и цикл Брайтона — Ренкина в TS-диаграмме
сбросного типа
поддерживая номинальную или максимально возможную нагрузку паро-
вой турбины. В хвостовой части котла-утилизатора ГТУ размещают теп-
лообменники, в которые подается часть основного конденсата и пита-
тельной воды ПТУ для снижения температуры уходящих газов и повы-
шения КПД котла-утилизатора. Значительным преимуществом установки
является возможность достаточно простого перехода к автономной рабо-
те газовой и паровой частей ПГУ, связанных между собой только трубо-
проводами пара и воды, поэтому для перехода к автономной работе дос-
таточно перекрыть задвижки I, VI и VII. Установка дает дополнительную
возможность работы по схеме ПГУ с котлом-утилизатором при отклю-
173
Ш1
Рис. 6.5. Простейшая тепловая схема ПГУ с параллельной схемой
ченном энергетическом котле. При этом закрываются задвижки II, III, IV,
VII и IX, а открытыми остаются задвижки I, V, VI и VIII. В этом режиме
паровая турбина работает только на паре, генерируемом в котле-утилиза-
торе, а ее нагрузка соответственно снижена.
Другим преимуществом ПГУ с параллельной схемой является возмож-
ность сжигать в энергетическом паровом котле любой вид органического
топлива.
Похожий технологический процесс реализован в ПГУ с полузависи-
мой схемой (ее схема не приводится). Как и в предыдущем случае, за
ГТУ устанавливается котел-утилизатор. Теплота выхлопных газов газо-
вой турбины утилизируется в теплообменниках высокого (ТОВД) и низ-
кого (ТОНД) давления, куда поступает соответственно часть питательной
воды после питательных насосов и часть основного конденсата обычно
после ПНД-1 ПТУ В такой ПГУ также легко осуществлять переходы к
автономной работе газовой и паровой частей установки, а в энергетиче-
ском паровом котле можно сжигать любой вид органического топлива.
Охлаждение выхлопных газов ГТУ позволяет нагреть воду. Подогрев во-
ды в цикле Ренкина осуществляется в регенеративных подогревателях
отборным паром турбины, а также в экономайзере энергетического паро-
вого котла [6.7].
174
Одной из первых ПГУ, применявшихся в энергетике, была ПГУ с вы-
соконапорным парогенератором. Ее особенность — наличие общей каме-
ры сгорания газовой и паровой частей ПГУ, функции которой выполняет
высоконапорный парогенератор (ВПГ). Технологический процесс ГТУ
разделен. Сжатый воздух после компрессора поступает в ВПГ, куда пода-
ется для сжигания топливо. Дымовые газы генерируют в топке ВПГ пар,
имеются также основной и промежуточный пароперегреватели. Пар на-
правляется в паровую турбину. После промежуточного перегревателя
уходящие газы ВПГ при температуре 600—700 °C направляются в газо-
вую турбину, где, расширяясь, совершают работу. Выхлопные газы ГТУ
поступают в теплообменники нагрева части конденсата и питательной
воды и таким образом нагревают всю питательную воду до состояния,
близкого к насыщению (экономайзерная часть).
В связи с тем что в современных ГТУ начальная температура газов
превышает 1000 °C, за ВПГ приходится устанавливать камеру дожигания
топлива для повышения и стабилизации температуры газов на входе в га-
зовую турбину. Это намного снижает преимущества такой схемы ПГУ.
В ПГУ, рассмотренных выше, рабочие тела — газ и пар-вода — пере-
дают один другому теплоту через поверхности теплообмена. В энергети-
ке используется также схема контактной ПГУ. В ней вода или пар вводит-
ся непосредственно в газовый тракт ГТУ (в осевой компрессор, в камеру
сгорания или в первую ступень газовой турбины). Получающаяся газопа-
ровая смесь расширяется в проточной части газовой турбины. При этом
совместная работа пара и газа примерно соответствует работе, которую
они бы совершили при раздельном расширении. Происходит увеличение
мощности установки, отнесенной к расходу воздуха в компрессоре. Это
обусловлено как ростом общего расхода через газовую турбину, так и
увеличением теплопадения в связи с большей теплоемкостью потока.
Следует учитывать, что пар не требует затрат механической энергии на
сжатие в газовом состоянии, что увеличивает КПД цикла. В зарубежной
практике эти схемы обозначаются ПГУ—STIG.
Термодинамические выгоды от комбинирования газотурбинных и па-
ровых циклов значительно труднее реализовать на угольных электростан-
циях. Если кроме угля для них доступен также природный газ, возможны
газотурбинные надстройки обычных энергоблоков по схеме, показанной
на рис. 6.4 [6.5, 6.6]. В этом случае в ГТУ сжигается природный газ, а в
топке котла — уголь. По исследованиям ВТИ и МЭИ здесь возможен
КПД 45—46 %. Подача отработавших в ГТУ газов в топку котла возмож-
на лишь при высокой реакционности угля (типа канско-ачинского). В
противном случае придется применять термодинамически менее эффек-
тивные, но не затрагивающие топочного процесса схемы с подогревом
питательной воды (ПГУ с параллельной схемой, рис. 6.5). Более перспек-
175
тивны ПГУ с газификацией угля (ГФ) и с прямым его сжиганием в кипя-
щем слое под давлением (КСД).
В ПГУ с ГФ сохраняется энергетическая часть обычных бинарных
ПГУ К ней добавляется система газификации угля и очистки, в которой
вырабатывается очищенный от соединений серы и золы низко- или сред-
некалорийный горючий газ, пригодный для сжигания в КС высокотемпе-
ратурных ГТУ. При использовании освоенных в химической промышлен-
ности процессов газификации на кислородном дутье и низкотемператур-
ных методов очистки искусственного газа из него удаляются практически
все твердые частицы (их концентрация в продуктах сгорания ГТУ не
должна превышать 2—5 мг/кг) и до 99 % имевшейся в угле серы. Эта тех-
нология экологически наиболее чистая. Газификация, однако, усложняет
и удорожает ТЭС и вызывает также дополнительные потери (тепловые
при охлаждении газа перед очисткой и термодинамические, поскольку
часть используемой физической теплоты газов передается в паровой
цикл). Кроме того, увеличивается расход энергии на собственные нужды
установки, например на кислородную станцию. Это повышает удельный
расход теплоты на ПГУ на 15—20 % по сравнению с ПГУ на природном
газе. Чтобы в перспективе снизить эти потери хотя бы до 10 %, разраба-
тываются более экономичные системы газификации, например воздуш-
ное дутье, когда меньше физической теплоты газов отводится в паровой
цикл и частично теряется. Применяются высокотемпературные системы
очистки сопутствующего газа газоочистки, не требующие охлаждения с
последующим подогревом газа перед подачей в ГТУ. Реализация этих и
других возможностей позволит рассчитывать на использование угля с
КПД около 45 %.
Всероссийский теплотехнический институт работает над ГТУ с двумя
различными способами газификации угля. Первый из них — «горновой»
метод газификации малоинерционных углей при жидком шлакоудалении
на воздушном дутье. Во втором способе, разрабатывающемся по государ-
ственной программе «Экологически чистая энергетика» с использовани-
ем технологии Института азотной промышленности (ГИАП) для газифи-
кации бурых углей на кислородном дутье при жидком шлакоудалении,
используется опыт эксплуатации крупной (30 т/ч) опытно-промышлен-
ной установки. С применением обеих технологий были разработаны про-
екты мощных (600—700 МВт) ПГУ с КПД 43—45 %.
Обратимся теперь к зарубежному опыту создания ПГУ по различным
схемам. Большой опыт в этой области, и в частности по газификации уг-
лей, имеет Германия, например фирма Siemens.
Технологический цикл ПГУ с непрямым сжиганием угля основан на
применении пиролиза угля. Тонко раздробленный уголь подвергается
при пониженном содержании О2 пиролизу в среде выхлопных газов ГТУ
с инжекцией известняка для связывания серы. Образующийся кокс сжи-
176
гается в предтопке с жидким шлакоудалением. В основной части топки
установлен высокотемпературный воздухоподогреватель с керамически-
ми элементами. В нем чистый воздух нагревается приблизительно до
1000 °C. Дополнительный его нагрев происходит в камере сгорания ГТУ,
где сжигается небольшое количество природного газа. Пиролизер, пред-
топок и газовая турбина работают при атмосферном давлении. Теплота
уходящих газов топки и газовой турбины используется в котле-утилиза-
торе для генерации пара для паротурбинной установки.
Особое место среди ПГУ занимают газотурбинные и парогазовые
теплоэлектроцентрали, где осуществляется комбинированная выработка
электрической и тепловой энергии. Схемы когенерационных ПТУ
зависят от типа ПГУ. В отдельных случаях в схеме ПТУ осуществляется
отбор теплоты на криогенную или опреснительную установку (три-
генерация).
Прогресс в строительстве энергетических ГТУ связан с ростом, преж-
де всего, начальной температуры газов перед газовой турбиной, которая
за последние десятилетия увеличилась с 700 до 1500 °C. Начальное дав-
ление газа за этот период возросло с 0,6 до 3,0 МПа. В результате повы-
силась и температура выхлопных газов ГТУ с 350 до 630 °C, а объемная
концентрация кислорода в них сократилась с 18 до 12 %. Эти обстоятель-
ства заставили энергетиков переориентироваться в выборе схем приме-
няемых ПГУ. Парогазовые установки с высоконапорными парогенерато-
рами практически вытеснены ПГУ с котлом-утилизатором. Шире приме-
няются ПГУ с параллельной схемой. Использование «сбросных» ПГУ
сдерживается уменьшившимся содержанием окислителя и повышенным
значением температуры выхлопных газов ГТУ.
Производители энергетических ГТУ со своей стороны ориентируются
на новые технические решения в схемах ПГУ. Это выражается в ограни-
чении степени сжатия воздуха в компрессоре и в росте начальной темпе-
ратуры газов.
Признанными преимуществами ПГУ кроме высокой экономичности
являются умеренная удельная стоимость (долл/кВт установленной мощ-
ности), слабое влияние на окружающую среду, возможность сооружения
за короткие сроки и при необходимости поэтапно. Паровая часть совре-
менных ПГУ относительно проста, поскольку паровая регенерация не
выгодна и не используется. Температура перегретого пара на 20—30 °C
ниже температуры отработавших в газовой турбине газов и находится в
пределах стандартных в России значений 535—565 °C.
На рис. 6.6 приведена схема современной ПГУ с внутрицикловой гази-
фикацией угля [6.10]. В схеме предусмотрена система приготовления то-
плива 1, где в зависимости от выбранной технологии газификации (в на-
сыпном слое, кипящем слое или в потоке) происходит приготовление
кускового, пылеугольного или пастообразного топлива. Процесс полу-
177
Рис. 6.6. Схема современной парогазовой установки с внутрицикловой газификаци-
ей угля
1 — топливоприготовление; 2 — газификатор; 3 — охладитель генераторного газа;
4 — очистка генераторного газа; 5 — утилизация серы; 6 — газовая турбина; 7 — котел-
утилизатор; 8 — паровая турбина; G — генератор; а — уголь; Ь — воздух или кислород;
с — зола; d — генераторный газ; е — сера; f - воздух на входе в компрессор;
g — уходящие газы
чения генераторного (искусственного) газа реализуется в газогенераторе
2, куда подается приготовленное топливо, воздух или кислород. В зави-
симости от выбранной технологии газификации в газогенераторе получа-
ют низкокалорийный газ с теплотой сгорания 3,5—5,5 МДж/м3 (800—
1300 ккал/м3) или среднекалорийный газ с теплотой сгорания 8,4—
14,9 МДж/м3 (2000—35 000 ккал/м3) [6.10]. Из газогенератора организо-
вано отведение шлака.
Для реализации процесса очистки газа его охлаждают в охладителе ге-
нераторного газа 3. Полученный в процессе охлаждения пар использует-
ся в дальнейшем в паротурбинной установке 8. Система очистки генера-
торного газа 4 применяется для очистки от серы газа и снижения содер-
жания летучей золы. Для очистки от серы газогенераторного газа исполь-
зуются специальные сорбционные материалы. Следует отметить, что
проблема очистки генераторного газа и связанные с ней проблемы корро-
зии и эрозии турбинных лопаток ГТУ пока до конца не решены [6.10].
Очищенный генераторный газ далее применяется на газотурбинной ус-
тановке 6, выхлопные газы которой используются в котле-утилизаторе 7.
178
Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией уже в бли-
жайшее время могут найти широкое применение.
Одна из современных ПГУ с внутрицикловой газификацией угля мощ-
ностью 285 МВт сооружается в настоящее время в Нидерландах. По мне-
нию авторов, ее КПД можно будет довести до 43 %.
В России научными коллективами накоплен большой опыт газифика-
ции твердого топлива, создания и испытания полупромышленных энерге-
тических установок на их основе. В частности, на опытной установке
Московского коксового завода реализован метод газификации углей в
кипящем слое под давлением (рабочее давление 2 МПа) с горячей очист-
кой газа. Эта технология позволяет получить из угля искусственный газ,
степень очистки от серы которого составляет 93 % [6.10].
На основе этой технологии ВНИПИЭнергопром в 1983 г. разработал
проект опытной ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива
для энергоблока 250 МВт (ОПГУ-250) для Ново-Тульской ТЭЦ,
расчетный КПД установки 50 %.
Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией угля уже в
ближайшее время могут явиться основой кдля решения экологических
проблем на угольных электростанциях.
6.4. СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСОВ СО2 В АТМОСФЕРУ
ОТ РАЗЛИЧНЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК
Возвращаемся к основной теме этой главы — снижению выбросов
СО2 в атмосферу от теплоэнергетических установок. Для сопоставления
различных типов теплоэнергетических установок в отношении выбросов
СО2 в окружающую среду нужно выбрать наглядный критерий. В качест-
ве такого критерия наиболее показательным является выброс СО2 на
1 кВт • ч выработанной на электростанции электроэнергии.
Для ТЭЦ удельный выброс (эмиссия) СО2, кг/(кВт-ч) можно найти
как частное от деления валового газового выброса СО2 в атмосферу,
кг/год, на суммарную выработку электрической и тепловой энергии,
кВт • ч/год.
Ниже представлены данные по удельным выбросам СО2 в атмосферу
для различных электроустановок (данные фирмы Siemens) г/(кВт • ч):
Пылеугольная ТЭС (т] = 42 %)................................... 730
ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением (т| = 43 %). 810
ПГУ на природном газе и твердом топливе (г| = 46 %)............ 660
ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива (т| = 46 %).... 760
ПГУ с использованием природного газа (т| = 52 %)............... 380
179
1300
Рис. 6.7. Удельные выбросы СО2 от энергоустановок в зависимости от их КПД-нетто
/ — бурый уголь; 2 — каменный уголь; 3 — уголь и газ (30/70 — соотношение тепловы-
деления топлив — природного газа и угля — применительно к комбинированной энер-
гоустановке); 4 — сернистый мазут; 5 — улучшенный мазут; 6 — природный газ; А —
ПГУ с газификацией угля; Б — комбинированная установка на природном газе и угле;
В — пылеугольная ТЭС; Г — газотурбинная установка; Д — парогазовая установка
На рис. 6.7 приводятся данные по удельным выбросам СО2 в атмо-
сферу для различных теплоэнергетических установок и для разных видов
топлива в зависимости от КПД-нетто в виде графиков (данные фирмы
Siemens).
Из анализа данных рис. 6.7 следует, что благодаря увеличению КПД
теплоэнергетических установок (от реальных до перспективных) можно
обеспечить степень снижения эмиссии СО2 на 25—30 % для любых топ-
лив, а переход с углеродных топлив (каменных и бурых углей) на углево-
дородные (природный газ) позволяет рассчитывать на снижение эмиссии
СО2 для установок, работающих с одинаковым КПД, приблизительно в
1,5 раза. Эмиссия СО2 может быть снижена примерно в 2 раза.
В табл. 6.5 и 6.6 представлены варианты реконструкции и техническо-
го перевооружения теплоэнергетики России и показатели работы энерго-
блоков и снижения выбросов СО2 в атмосферу при различных вариантах
реконструкции и технического перевооружения [6.1]. В табл. 6.5 даны ре-
180
Таблица 6.5. Варианты реконструкции и технического перевооружения
теплоэнергетики России
Вариант ре- конструкции и техперево- оружения Мощность энергоблоков, МВт, на территории РФ
ЕТР ВТР ДВР
150, 180— 210 300 150, 180— 210 300 до 120, 200— 215 300—500
Вариант I Замена на но- вые блоки СКД Техперевоору- жение Замена на но- вые блоки СКД Техперевоору- жение Замена на но- вые блоки СКД Техперевоору- жение
Вариант II Замена на ПГУ с КСД Надстройка с переходом на суперкритиче- ские парамет- рыро = ЗО— 32 МПа, t0 = = 580—620 °C Замена на ПГУ с КСД Надстройка с переходом на суперкритиче- ские парамет- рыр0 = 30— 32 МПа, t0 = = 580—620 °C Замена на ПГУ с КСД Надстройка с переходом на суперкритиче- ские парамет- ры р0 = 30— 32 МПа, /0 = = 580—620 °C
Вариант III Замена на ПГУ с внут- рицик- ловой газифи- кацией Замена на ПГУ с КСД и СКД пароси- лового цикла Замена на ПГУ с внут- рицик- ловой газифи- кацией Замена на ПГУ с КСД и СКД пароси- лового цикла Замена на ПГУ с внут- рицик- ловой газифи- кацией Замена на ПГУ с КСД и СКД пароси- лового цикла
зультаты трех вариантов реконструкции и технического перевооружения
теплоэнергетики России. По варианту I предусмотрена замена блоков
мощностью — 150—210 МВт на блоки СКД и техническое перевооруже-
ние блоков мощностью 300—500 МВт. По варианту II проектируется за-
мена блоков 150—210 МВт на блоки ПТУ с котлами с кипящим слоем
под давлением КСД и надстройка блоков 300—500 МВт с переходом на
суперкритические параметры свежего пара р0 = 30—32 МПа, /0 = 580—
620 °C. По варианту III предусмотрена замена блоков 180—210 МВт на
блоки ПГУ с внутрицикловой газификацией угля, а блоков 300—
500 МВт — на блоки ПГУ с котлами с кипящим слоем под давлением с
использованием сверхкритических параметров свежего пара в паросило-
вой части энергоблока. Наибольшее снижение эмиссии СО2 в атмосферу,
как видно из данных табл. 6.6, наблюдается при реконструкции и техни-
ческом перевооружении теплоэнергетики России по варианту III.
Анализ табл. 6.6 показывает, что внедрение перспективных техноло-
гий на ЕТР дает больший эффект, чем в других регионах. Например,
181
Таблица 6.6. Показатели работы энергоблоков и снижение эмиссии СО2 при
различных вариантах реконструкции и техперевооружении теплоэнергетики России
Мощность энергоблоков, МВт, на территории
Показатели ЕТР ВТР ДВР
150 180— 210 300 150 180— 210 300 до 120 200— 215 400— 500
Существующее положение
Удельный рас- 399,9 405,6 390 369,5 342,0 356,2 456,1 401,9 357,5
ход условного то- плива, г/(кВт- ч)
кпд, % 30,8 30,3 31,5 33,3 36,0 34,5 34,4 27,0 30,6
При реконструкции и техническом перевооружении по варианту I
Удельный рас- 286,0 286,0 347,5 286,0 286,0 347,5 286,0 286,0 347,5
ход условного то- плива, г/(кВт • ч)
кпд, % 43,0 43,0 35,4 43,0 43,0 35,4 43,0 43,0 35,4
Снижение эмис- сии СО2, кг СО2/кВт-ч 0,314 0,33 0,117 0,23 0,154 0,024 0,469 0,320 0,024
При реконструкции и техническом перевооружении по варианту II
Удельный рас- ход условного то- плива, г/(кВт • ч) 355,9 361,0 370,5 328,8 304,4 338,4 405,9 357,7 339,6
КПД, % 34,6 34,1 33,2 37,4 40,4 36,3 30,3 34,4 36,2
Снижение эмис- сии СО2, кг СО2/ кВт ч 0,121 0,123 0,054 0,112 0,104 0,049 0,139 0,122 0,049
При реконструкции и техническом перевооружении по варианту III
Удельный рас- ход условного то- плива, г/(кВт • ч) 246,0 246,0 279,5 246,0 246,0 279,5 246,0 246,0 279,5
КПД, % 50,0 50,0 44,0 50,0 50,0 44,0 50,0 50,0 44,0
Снижение эмис- сии СО2, кг СО2/ (кВт • ч) 0,425 0,44 0,305 0,341 0,246 0,212 0,58 0,43 0,212
замена блоков 200 МВт на новые блоки СКД снижает эмиссию СО2 по
сравнению с эмиссией его на существующих блоках на ЕТР: 0,33 кг
СО2 / (кВт • ч), а на ВТР — только 0,154 кг СО2 / (кВт • ч).
Основная часть устаревшего оборудования, выработавшего свой
ресурс, сосредоточена на ЕТР, поэтому удельные показатели расхода
182
Рис. 6.8. Удельные выбросы СО2 , кг СО2/(кВт • ч), различными электростанциями
условного топлива здесь хуже и соответственно эффект от такой замены
будет более значительным.
На рис. 6.8 приведены обобщающие данные по удельным выбросам
СО2 в атмосферу для различных электростанций, представленные зару-
бежными фирмами. В них учтены выбросы не только в процессе эксплуа-
тации, но и в период строительства и добычи органического или ядерно-
го топлива. Обращают на себя внимание заметные удельные выбросы
СО2 от электростанций, использующих солнечную энергию, которые свя-
заны с выбросами СО2 при их строительстве.
Рисунок демонстрирует практически безграничные возможности огра-
ничения эмиссии СО2 в атмосферу в энергетике.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 6
1. Расскажите о влияние СО2 и других парниковых газов на глобальное потепление кли-
мата Земли.
2. Какова динамика роста населения на земле и потребления энергоресурсов?
3. Каковы коэффициенты эмиссии СО2 в зависимости от вида топлива?
4. Укажите пути уменьшения выбросов СО2 от ТЭС и их эффективность.
5. Расскажите о выработке ресурсов оборудования ТЭС России и путях его замены.
183
6. Назовите пути повышения тепловой экономичности энергоблоков ТЭС при их замене.
7. Каковы перспективы повышения начальных параметров пара на ТЭС?
8. Расскажите о повышение КПД ТЭС при использовании парогазовых циклов,
9. Каковы показатели совершенствования газовых турбин за последние 30 лет?
10. Расскажите о цикле Брайтона—Репкина и простейших ПГУ.
11. Расскажите об основном поставщике газовых турбин за рубежом — о фирме Siemens.
12. Расскажите о степени бинарности ПГУ и ее влиянии на экономичность ПГУ
13. Опишите схему ПГУ с котлом-утилизатором и ее КПД.
14. Опишите тепловую схему ПГУ сбросного типа.
15. Опишите тепловую схему ПГУ параллельного типа и способ перевода к автономной
работе ее газовой и парогазовой частей.
16. Каков принцип работы ПГУ с полузависимой схемой?
17. Каковы пути реализации комбинирования газотурбинного и парогазового циклов на
угольных электростанциях?
18. Назовите варианты схем ПГУ на природном газе с дополнительным твердым топли-
вом в виде угля.
19. Опишите схему ПГУ с газификацией угля и очисткой искусственного газа от золы и
соединений серы.
20. Опишите схему ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением.
21. Расскажите о работах ВТИ по методам газификации угля для ПГУ.
22. Опишите зарубежные ПГУ на природном газе и с газификацией угля с участием фир-
мы Siemens.
23. Охарактеризуйте данные по удельным выбросам СО2 в атмосферу от энергетических
установок различных типов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 6
6.1. Экологические аспекты устойчивого развития теплоэнергетики России / Под ред.
Р. И. Вяхирева. М.: Издательский дом «Ноосфера», 2000.
6.2. Кучеров Ю.Н. Основные проблемы и направления развития электроэнергетики
России. Материалы Междунар. научн.-практ. конф. «Экология энергетики — 2000».
М.: Изд-во МЭИ, 2000. С. 14—21.
6.3. Паротурбинные пылеугольные энергоблоки нового поколения / В.В. Лыско,
Г.И. Мосеев и др.: Сб. научн. статей ВТИ / Под ред. А.Ф. Дьякова и Г.Г. Ольховско-
го. М.: ВТИ, 1996. С. 45—54.
6.4. Стационарные газотурбинные установки: Справочник / Л. В. Арсеньев, В. Г. Ты-
рышкин и др. Л.: Машиностроение, 1989.
6.5. РТМ 108.022.11-83. Установки паротурбинные и парогазовые. Расчет и проектиро-
вание камер сгорания.
6.6. РД 34.02.305-98. Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу от котельных установок ТЭС. М.: ВТИ, 1998.
6.7. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых уста-
новок электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров и др. М.: Изд-во МЭИ, 2000.
6.8. Ольховский Г.Г. Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и па-
рогазовые технологии: Сб. науч, статей ВТИ / Под ред. А.Ф. Дьякова и Г.Г. Ольхов-
ского. М.: ВТИ, 1996. С. 19—45.
184
6.9. Итоги работы за 1998 год ОАО Энергетики и электрификации «Мосэнерго». М.,
1999.
6.10. Ольховский Г.Г., Бсрезинец П.А., Малышева В.С. Парогазовые установки с гази-
фикацией угля — решение экологических проблем на угольных электростанциях:
Сб. научн. статей ВТИ И Природоохранные технологии ТЭС. М.: ВТИ, 1996.
6.11. VGB Kraftwerkstechmk 73 (1993), Heft 8.
6.12. Еремин Л.М,, Роганков М.П., Малафеев В.А. Теплофикация и выбросы
парниковых газов И ТЭК. 2000. № 3. С. 65—66.
6.13. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Издательство МЭИ, 1999.
Глава седьмая
СНИЖЕНИЕ ВРЕДНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
ЗОЛОШЛАКОВ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
7.1. ХИМИЧЕСКИЙ И ФАЗОВО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ
ЗОЛЫ И ШЛАКА
Золошлаки по объему образования занимают одно из первых мест сре-
ди отходов энергетического производства. Их ежегодный суммарный вы-
ход при сжигании углей, сланцев и торфа на ТЭС и котельных РАО «ЕЭС
России» в конце 90-х годов составлял около 30 млн т. Около 85 % золо-
шлаков размещается на золошлакоотвалах, суммарная площадь которых
превышает 20 тыс. га, и примерно 15 % используется в товарной продук-
ции [7.1].
В соответствии с государственной научно-технической программой
«Экологически чистая энергетика» использование золошлаков в про-
мышленности на экологически чистых ТЭС предполагается довести до
80 %, что является сложной научной и практической задачей. Решение ее
связано с необходимостью существенного изменения традиционного под-
хода к системам золошлакоудаления (ЗШУ) ТЭС.
В соответствии с отраслевыми нормативно-техническими документа-
ми система ЗШУ — это комплекс зданий, сооружений, установок и обо-
рудования, предназначенный для эвакуации золы и шлака от котлов, пе-
реработки и отгрузки их потребителям и складирования на золошлако-
хранилищах невостребованной части золошлаков [7.2].
Структурная схема традиционной системы золошлакоудаления с
возможностью отгрузки золошлаковой смеси представлена на рис. 7.1.
Такие системы ЗШУ имеют неудовлетворительные экологические по-
Осветленная вода
Рис. 7.1. Структурная схема традиционной системы ЗШУ
186
казатели, так как в целом по отрасли около 85 % золошлаков транспорти-
руется в виде пульпы низкой концентрации для размещения на гидрозо-
лоотвалах, которые являются одним из основных источников загрязне-
ния окружающей среды при производстве энергии,
В процессе сгорания топлива происходят сложные химические и фазо-
вые превращения его минерального вещества. Согласно [7.3] основной
глинистый минерал некоторых углей — каолинит А12О3 • 2SiO2 • 2Н2О —
при нагревании до 450—650 °C разлагается и переходит в химически ак-
тивный безводный метакаолинит А12О3 • 2SiO2, а при температуре выше
900 °C образуется фаза муллита ЗА12О3 • 2SiO2. При образовании соответ-
ствующих оксидов в диапазоне температур 400—500 °C происходит раз-
ложение карбоната железа, а в диапазоне температур 600—1000 °C —
разложение карбонатов кальция и магния. Кварц претерпевает полиморф-
ное превращение при 573 °C. Окисление пирита происходит при темпера-
туре 400—700 °C с образованием оксидов железа и серы. В полувосста-
новительной среде гематит переходит в магнетит, FeO может восстанав-
ливаться в железо или соединяться с кремнеземом в легкоплавкие сили-
каты. В зоне высоких температур (1200 °C) появляются эвтектические
смеси, которые составляют стекловидную фазу. В результате превраще-
ний минеральной части топлива образуются вещества с новыми свойст-
вами — зола и шлак. При факельном сжигании углей большая часть ми-
нерального вещества топлива переходит в золу и меньшая часть —
в шлак.
Главные составляющие золошлаковых материалов — это оксиды SiO2,
А12О3, Fe2O3, CaO, MgO. Небольшая доля приходится на сульфаты
CaSO4, MgSO4, FeSO4; в еще меньших количествах присутствуют фосфа-
ты, оксиды щелочных металлов К2О и Na2O. В золошлаковых материа-
лах могут содержаться биогенные (фтор, марганец, кобальт, свинец, медь
и др.) и токсические микроэлементы (бор, ванадий, мышьяк, стронций,
бериллий и др.).
Химический состав золы может колебаться в значительных пределах
при сжигании одного и того же топлива на ТЭС, однако в среднем хими-
ческий состав золы в течение длительного периода времени можно счи-
тать достаточно стабильным для практического применения. Многообра-
зие энергетических топлив приводит к образованию золы самого разно-
образного химического состава [7.4].
Особую роль в формировании свойств золы играют гипс
CaSO4 • 2Н2О, кальцит СаСО3 и доломит CaMg(CO3)2, а также продукты
их частичного термического разложения — ангидрит Са(ОН)2 и свобод-
ный оксид кальция СаО. В золах всех типов содержатся сульфаты и кар-
бонаты кальция [7.5].
Из новообразованных минералов следует отметить так называемые
клинкерные минералы — силикаты, алюминаты и ферриты кальция раз-
личной основности, определяющие способность намываемых золошлако-
вых материалов на гидрозолоотвал к самопроизвольной цементации.
187
Промежуточное положение между кристаллическими и стекловидными
группами веществ занимают продукты термообработки глинистых мине-
ралов с высокой температурой плавления.
Практически во всех золах содержатся органические включения (недо-
жог) в виде кокса и полукокса — в форме либо самостоятельных частиц,
либо включений в крупные фракции золы. В зависимости от типа топоч-
ной камеры (с твердым или жидким шлакоудалением) при сжигании топ-
лива образуются две разновидности шлака — твердый и жидкий. При
жидком шлакоудалении практически все шлаки представляют собой
стекло, при твердом шлакоудалении — в основном стекло, и кристалли-
ческая часть этих шлаков образована преимущественно кварцем, магне-
титом, гематитом, муллитом.
Для оценки возможности образования карбонатных отложений в кана-
лах и трубах при гидротранспорте золошлаковых материалов, а также
для оценки качества золы и шлака при использовании их для возведения
дамб золоотвалов и в качестве сырья для производства строительных ма-
териалов получила распространение предложенная ВТИ классификация
зол в оксидной форме по химическому составу минеральной части. При
этом в качестве основного показателя принято использовать содержание
кальция в золошлаковых минералах.
Согласно этой классификации зола и шлак разделены на три основные
группы. К первой группе отнесены золошлаковые материалы сланцев и
канско-ачинского угля. Эта группа характеризуется большим содержани-
ем общего и свободного кальция, массовая концентрация которого может
достигать 60 %. Зола и шлак указанных топлив обладают свойством са-
мостоятельного твердения, и их можно применять в качестве вяжущего
при возведении дамб золоотвалов и изготовлении строительных изделий
преимущественно методом автоклавного твердения.
Ко второй группе принадлежат золошлаковые материалы челябинско-
го, азейского, райчихинского, печорского и некоторых других углей. От-
личительная черта этой группы — общее содержание оксидов кальция
составляет 5—20 %, а содержание свободного оксида кальция не превы-
шает 2 %. Основное направление использования золошлаковых материа-
лов этой группы — производство изделий, твердеющих при тепловой об-
работке с активизаторами.
К третьей группе отнесены золошлаковые материалы экибастузского,
кузнецкого, донецкого, карагандинского, подмосковного и других углей.
Для золы и шлака этой группы характерно высокое содержание кислых
оксидов (SiO2 и А12О3) и низкое содержание оксидов кальция. Макси-
мальное содержание свободного оксида кальция, который является акти-
визатором процесса твердения, не превышает 1 %, а в некоторых золо-
шлаковых материалах его может не быть совсем. Золу и шлак этой груп-
пы можно использовать в дорожном строительстве, при производстве
кирпича и зольного гравия.
188
7.2. ВЛИЯНИЕ ЗОЛОШЛАКООТВАЛОВ НА ОКРУЖАЮЩУЮ
СРЕДУ
Для электростанций, сжигающих твердое топливо, характерным явля-
ется наличие значительных площадей земли, занятых под золошлакоотва-
лы. В Российской Федерации на конец 1996 г. эти площади составляли
20 тыс. га. В настоящее время в золоотвалах находится около 1,5 млрд т зо-
лошлаков ТЭС, которые удалялись системами гидрозолоудаления (ГЗУ).
Как отмечалось в [7.6], из-за пыления золоотвалов загрязняется окру-
жающая среда прилегающих районов, что отрицательно влияет на здоро-
вье людей, а также на продуктивность сельскохозяйственных угодий. В
ряде случаев из-за пыления были закрыты расположенные вблизи ТЭС
золоотвалы, на которые еще имелась возможность складировать золо-
шлаки в течение длительного времени. В результате пришлось строить
новые дорогостоящие золоотвалы на значительном расстоянии от ТЭС.
Однако это не устранило загрязнения атмосферы, а перенесло его на
сельскохозяйственные угодья.
Высокодисперсные грунты наряду с низкой фильтрацией обладают
способностью поглощать токсичные элементы, поэтому в некоторых слу-
чаях для адсорбции вредных веществ в течение всего периода эксплуата-
ции золоотвала достаточно активности таких грунтов.
Согласно [7.7] негативное влияние золы, сдуваемой с поверхности
золошлакоотвала, проявляется при определенных ее концентрациях в ат-
мосферном воздухе и в почве, а этот фактор зависит от ряда условий, та-
ких, как:
площадь и высота над уровнем земли отработанного золошлако-
отвала;
конфигурация золошлакоотвала в направлении господствующих
ветров;
скорость ветра и количество ветреных дней в сухой теплый период
года;
фракционный состав и влажность золошлаков.
Исследования и расчеты рассеивания золы, поступающей в атмосферу
с поверхности золошлакоотвала, показывают, что при сильном ветре кон-
центрация золы, превышающая предельно допустимую, может наблю-
даться на расстоянии до 4 км от кромки отвала. Для исключения негатив-
ного влияния отработанных карт золошлакоотвалов на окружающую
природную среду проводится их рекультивация (консервация).
Одной из наиболее серьезных и сложных проблем является защита
подземных и поверхностных вод от загрязнения токсичными химически-
ми элементами и их соединениями, содержащимися в оборотных и
фильтрационных водах золоотвалов [7.6].
Чтобы обеспечить максимальное ослабление неблагоприятного воз-
действия фильтрационной воды на грунтовый поток, необходимо пра-
вильно выбрать место расположения золоотвала. Предпочтение отдается
площадкам, состоящим из высокодисперсных грунтов с низкой водопро-
ницаемостью и максимальным удалением их от водоемов и водотоков.
189
Для контроля за эксплуатацией золоотвалов и уровнем фактических
загрязнений подземных вод во всех проектах вновь сооружаемых и нара-
щиваемых золоотвалов необходимо предусматривать комплекс наблюда-
тельных скважин, которые размещают в створах, идущих от наиболее ве-
роятных источников загрязнения (золоотвалов, бассейнов осветленной
воды) до открытых водоисточников или водозаборов. Наблюдательные
скважины оборудуются пьезометрами для контроля за уровнем грунто-
вых вод, с их помощью проводится отбор проб для химического анализа
на загрязняющие и регламентируемые компоненты. Регулярный кон-
троль за скважинами позволяет следить за изменением химического со-
става грунтовых вод и продвижением фронта загрязнения, а также оцени-
вать эффективность работы противофильтрационных и дренажных уст-
ройств золоотвала.
Для уменьшения утечки фильтрационной воды из золоотвалов приме-
няют экранированные ложа отвалов. В качестве экрана можно использо-
вать полиэтиленовую пленку. При содержании свободного оксида каль-
ция в золе свыше 2 г-экв/кг осветленная зола в системе ГЗУ будет пере-
насыщена Са(ОН)2, и для снижения гидратной щелочности часть освет-
ленной воды сбрасывается в виде продувки. В сбрасываемых в водоемы
водах ГЗУ (в том числе и продувочных) должны отсутствовать грубодис-
персные вещества со скоростью оседания 0,25—0,75 м/с. Концентрация
токсичных веществ в водоемах после сброса в них вод ГЗУ не должна
превышать ПДК.
В соответствии с [7.6] проведенные российскими специалистами ис-
следования о воздействии на окружающую среду золы с повышенным со-
держанием оксида кальция показали, что в зонах интенсивного осажде-
ния золы длительное ее воздействие изменило реакцию почвенных рас-
творов со слабокислой на слабощелочную, способствовало накоплению в
почве повышенного содержания кальция, железа и магния, уменьшило
содержание органического углерода, т.е. произошло существенное изме-
нение свойств почвы, что не могло не сказаться на растительном мире.
На таких почвах деревья интенсивнее поглощают магний, железо и
медь и испытывают недостаток в марганце и барии, что ведет к наруше-
нию обменных процессов. У молодых сосен это выражается в гигантизме
стволов и карликовости побегов и хвои и в конечном результате — в от-
мирании побегов. У березы и осины наблюдаются явления преждевре-
менного старения, замедленного прироста и усыхания верхушек взрос-
лых деревьев.
7.3. МЕТОДИКА СОЗДАНИЯ СИСТЕМ ЗШУ С ВЫСОКИМИ
ЭКОЛОГИЧЕСКИМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ
Для создания систем ЗШУ с высокими экологическими показателями
следует руководствоваться указанными ниже основными методическими
положениями.
190
1. Тепловые электростанции на твердом топливе являются источни-
ком не только тепловой и электрической энергии, но и ценного мине-
рального сырья техногенного происхождения в виде золы и шлака.
2. Системы ЗШУ должны выполнять следующие основные задачи:
обеспечивать максимальную отгрузку золошлаков с исходными и из-
мененными свойствами для использования их в качестве заменителей
природного сырья при производстве товарной продукции на предприяти-
ях различных отраслей экономики;
размещать невостребованную часть золошлаков экологически прием-
лемыми способами на золошлакохранилищах (ЗШХ).
3. Так как золошлаковая смесь имеет наименьший спрос со стороны
потребителей, удаление золы и шлака должно быть раздельным, за ис-
ключением тех случаев, когда имеется гарантированный и долгосрочный
рынок сбыта всего объема образующейся золошлаковой смеси.
4. Для расширения возможности отгрузки сухой золы существующим
и потенциальным потребителям при отличающихся требованиях к каче-
ству поставляемых материалов в технических условиях на ее поставку от
исходных свойств золы в узлах и установках ее отгрузки необходимо
предусматривать устройства для отгрузки разнофракционной золы из
бункеров или силосов склада. Такие смесители просты по конструкции, а
затраты на создание и издержки на их эксплуатацию пренебрежимо малы
в общей стоимости систем пневмозолоудаления.
5. С целью удовлетворить специальные требования потребителей на
поставку золы можно создавать узлы (производства) как по кондициони-
рованию (неглубокой переработке) золы с исходными свойствами, так и
по существенному изменению ее свойств (извлечение отдельных фрак-
ций, производство промежуточного продукта и т.п.). В этом случае целе-
сообразность создания специальных производств должна определяться
по изменению технико-экономических показателей всей системы золо-
удаления с учетом экологических требований в соответствии с [7.2], а не
по экономической эффективности утилизации отдельно взятого рассмат-
риваемого продукта.
6. Наилучшим известным в настоящее время способом повышения
надежности систем внутреннего золоудаления является внедрение пнев-
мотранспортных установок, которые при квалифицированном их созда-
нии обладают гораздо большей технологической гибкостью по сравне-
нию с системами ГЗУ. Кроме того, диапазон регулирования нагрузок по
расходу транспортируемой золы у них значительно шире, а изменение
режимов работы существенно проще.
7. Наиболее эффективный способ улучшения экономических показа-
телей систем золоудаления —- максимально возможная реализация золы
потребителям в объеме до 100 % текущего выхода. Следовательно, одной
из наиважнейших задач является не только постоянное исследование су-
191
шествующего и возможного рынка сбыта золы, но и его формирование
благодаря проведению комплекса мероприятий, таких, как:
кондиционирование свойств золы;
создание собственных (находящихся в полной собственности ТЭС)
производств по выпуску товарной продукции в виде промежуточного
продукта и готовых изделий;
создание на долевых условиях совместных производств по переработ-
ке золы в товарную продукцию;
установление льготных тарифов на все виды используемой энергии
потребителям на период освоения технологий производства товарной
продукции с использованием золы и т.п.
8. Из общемировой практики известно, что 100 %-ное полезное ис-
пользование золошлаков ТЭС встречается крайне редко. Следовательно,
невостребованную часть золошлаков необходимо складировать на ЗШХ.
Для достижения минимальных уровней удельной стоимости удаления зо-
лы по системе ЗШУ в целом и загрязнения окружающей среды золошла-
кохранилищами нужно руководствоваться следующими положениями:
создание новых ЗШХ в виде гидрозолоотвалов не позволяет достичь
поставленных целей;
максимальную часть невостребованной золы на ЗШХ следует разме-
щать в виде продукции сезонного или отложенного спроса (хранение до
ввода в эксплуатацию строящихся или проектируемых предприятий);
часть золы, которая не имеет характера сезонного или отложенного
спроса, необходимо складировать только экологически приемлемыми
способами, предпочтительно в виде продукции неглубокой переработки
(гравий, щебень и т.п.) с минимальной стоимостью производства;
решения о видах, способах и технологиях размещения невостребован-
ной части золы на ЗШХ необходимо принимать на основе анализа техни-
ко-экономических показателей систем ЗШУ в целом в соответствии с
[7.2].
9. Для достижения наилучших эксплуатационных показателей надеж-
ности, экономичности и экологичности предпочтение следует отдавать
автоматизированным технологическим узлам системы ЗШУ при прочих
равных параметрах.
10. Для наилучшего адаптирования систем ЗШУ ТЭС к изменению по-
требностей рынка сбыта по объемам и качеству золошлаков, ужесточе-
нию природоохранного законодательства и условий экономической дея-
тельности в схемах технологических узлов (внутреннего и внешнего
транспорта, устройств и установок отгрузки золы и шлака, производств
по переработке золошлаков и ЗШХ) должна быть заложена возможность
их изменения с минимальными затратами.
Таким образом, в соответствии с [7.2, 7.8] для успешного решения
проблемы утилизации золошлаков и нанесения минимального экологиче-
192
Рис. 7.2. Структурная схема перспективной системы ЗШУ
ского ущерба окружающей среде необходимо прежде всего при создании
и модернизации систем ЗШУ соблюдать следующие основные принципы:
а) раздельное удаление золы и шлака;
б) возможность 100 %-ного сбора и отгрузки сухой золы;
в) отбор и отгрузка сухой золы по группам фракции;
г) экологически приемлемые способы размещения невостребованной
части сухой золы и шлаков (грануляция, заполнение горных выработок и
карьеров и др.);
д) минимальные издержки или максимальная прибыль по системе
ЗШУ в целом;
е) возможность дальнейшего технического совершенствования обору-
дования и схемных решений отдельных узлов, установок и системы ЗШУ
в целом — один из основных показателей качества проекта системы
ЗШУ;
ж) максимальная механизация и автоматизация технологических про-
цессов, исключение неоправданного применения ручного труда.
Для осуществления этих принципов системы ЗШУ могут быть по-
строены в соответствии со схемой, представленной на рис. 7.2.
Система сбора и отгрузки золы обеспечивает отбор, транспортировку,
переработку и отпуск сухой золы потребителям по фракциям. Невостре-
бованная часть золы перерабатывается на безобжиговый гравий в уста-
новке грануляции и поступает на склад гравия. Далее гравий забирается
местной стройиндустрией или доставляется на экономически целесооб-
разные расстояния различным потребителям.
193
7.4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗОЛОШЛАКОВ ТЭС
Характеристика золошлаковых материалов. В отечественной теп-
лоэнергетике, когда речь идет о золе и шлаке угольных ТЭС, широко рас-
пространен термин «золошлаковые отходы». Подобная терминология за-
трудняет понимание возможности практического применения зол и шла-
ков ТЭС в различных отраслях промышленности и сельском хозяйстве
страны и реализации их как товарного продукта. В зарубежной литерату-
ре принято говорить о побочных, или попутных, продуктах сжигания уг-
ля (ПСУ). В результате подготовки и высокотемпературной обработки
угля на выходе ТЭС образуются золошлаковые материалы (ЗШМ) — но-
вое минеральное сырье определенного химического, минералогического
и гранулометрического состава.
По зерновому составу ЗШМ принято делить на золу и шлаки. Услов-
ной границей можно принять фракцию 0,25 мм: отходы менее 0,25 мм от-
носят к золам, более крупные — к шлакам.
При удалении мелкой и легкой фракции золы, которая уносится дымо-
выми газами из топок и улавливается фильтрами ТЭС в золосборники
(такая зола называется золой-уноса), получают золу сухого отбора. Зола
сухого отбора поступает с помощью пневмотранспорта либо непосредст-
венно в транспортирующие средства, либо в силосы потребителя. При
очистке золосборников водой зола и шлак в виде золопульпы удаляются
в отвалы и образуют золошлаковые смеси гидроудаления. На этих отва-
лах, имеющихся при каждой ТЭС, хранятся основные массы ЗШМ.
Исследование проб золошлаковых смесей, отобранных из отвалов на
разных расстояниях от места слива золопульпы, показало, что по мере
удаления от него дисперсность смесей возрастает, и если на расстоянии
до 50 м преобладают шлаковые фракции, то на расстоянии 200—300 м —
зольные с частицами размером менее 0,25 мм. Это дает основание для
выделения в пределах отвала зон фракционирования: шлаковой — с пре-
обладанием фракций шлака (более 0,25 мм), золошлаковой — с преобла-
данием фракций золы (менее 0,25 мм) и зольной — в ее пределах фрак-
ции шлака почти отсутствуют. В зависимости от расстояния участка от-
вала от места слива золопульпы и зернового состава золошлаковых сме-
сей протяженность шлаковой зоны обычно не более 50 м, золошлаковой
— до 200 м, зольная же зона, как правило, расположена на расстоянии
более 200 м.
Золошлаковые материалы имеют хорошую перспективу широкого
применения в целях ресурсосбережения. При этом нужно учитывать, что
ЗШМ представляют собой ценное минеральное сырье, которое можно ис-
пользовать в металлургии, строительной индустрии, при сооружении до-
рог, в сельском хозяйстве и др. [7.9].
Существует до 300 технологий, основанных на использовании ЗШМ.
Однако широкое распространение получили не более 10 % из разработан-
ных технологий использования ЗШМ.
По химическому, гранулометрическому и фазово-минералогическому
составу ЗШМ во многом идентичны природному сырью. Это позволяет
194
использовать их для производства строительных материалов и изделий
самой широкой номенклатуры: портландцемента, смешанных и бесце-
ментных вяжущих, обжиговых (зольного гравия, золоаглопорита) и без-
обжиговых заполнителей, стеновых материалов (силикатного и глино-
зольного кирпича, керамических камней, плитки, пенокерамики) и др.
Сложность использования ЗШМ из отвалов заключается в том, что,
как правило, эти ЗШМ неоднородны и представляют собой, за редким ис-
ключением, смесь золошлаков от сжигания различных видов углей. Кро-
ме того, ЗШМ из отвалов обладают повышенной влажностью и не разде-
лены по химическому и гранулометрическому составу. При этом доста-
точно эффективное оборудование для разделения и предварительной
сушки золошлаков из отвалов отсутствует как у нас в стране, так и за ру-
бежом. Для подачи ЗШМ из отвалов в бетоносмесительные узлы с целью
использовать их при производстве строительных бетонов и растворов не-
обходимо строительство дополнительных трактов.
Наиболее качественной для практического применения является зола-
уноса сухого отбора, поскольку она всегда отсортирована по фракциям с
помощью электрических полей электрофильтров. Такая зола может хра-
ниться в силосах в сухом виде и применяться в производстве без допол-
нительной подготовки. Система подачи золы-уноса в бетоносмеситель-
ные узлы аналогична трактам подачи цемента.
На основании исследований многих ТЭС, сжигающих топливо различ-
ных угольных месторождений, все ЗШМ в зависимости от состава
можно разделить на три группы: активные, скрытно активные и
инертные.
В пределах этих групп ЗШМ распределены по форме содержания
кальция в оксиде: общий, свободный, связанный в сульфаты и входящий
в состав клинкерных минералов.
Золошлаковые материалы первой группы (активные) способны к са-
мостоятельному твердению, поэтому их можно использовать взамен це-
мента для устройства оснований из укрепленных грунтов и местных ма-
лопрочных каменных материалов. Способностью к самостоятельному
твердению обладает только зола-уноса сухого отбора. Ее называют само-
стоятельным медленно твердеющим вяжущим, от портландцемента она
отличается меньшим содержанием клинкерных минералов, отсутствием
алита, содержанием минералов низкой активности, извести, ангидрита и
полуводного гипса, округлых сплавившихся частиц, оксидов щелочнозе-
мельных металлов, наличием стеклообразной фазы и органических ве-
ществ, что определяет замедленную гидратацию и замедленное по срав-
нению с укрепленными портландцементом твердение укрепляемых ею
материалов.
Активная зола-уноса сухого отбора может быть использована в каче-
стве минерального порошка в производстве пористого и высокопористо-
го асфальтобетона марок I, II и в горячих и теплых смесях марки III для
плотного асфальтобетона, а также в бетонах, применяемых для строи-
тельства покрытий и оснований дорог.
195
Золошлаковые материалы второй группы (скрытно активные) можно
также применять для производства асфальтобетона совместно с цемен-
том или в качестве добавок к нему в целях его экономии.
Что касается наиболее распространенных ЗШМ третьей группы
(инертных), то они в качестве техногенного грунта могут служить мате-
риалом для сооружения земляного полотна, а также для устройства осно-
ваний из этих ЗШМ или их смесей с песком, укрепленных цементом.
Согласно Закону Российской Федерации «О сертификации продукции
и услуг» № 5151-1 от 10 июня 1993 г. и Постановления Правительства
Российской Федерации от 13 августа 1997 г. № 1013 «Об утверждении пе-
речня товаров, подлежащих обязательной сертификации, и перечня работ
и услуг, подлежащих обязательной сертификации» ЗШМ не подлежат
обязательной сертификации. Однако предприятия, использующие ЗШМ,
для сертификации своей конечной продукции, как правило, должны
иметь данные по радиоактивности ЗШМ. В последние годы вопросами
радиоактивности ЗШМ занимались многие организации. Было доказано,
что в своем большинстве ЗШМ не радиоактивны. Повышенная же радио-
активность некоторых видов углей после высокотемпературной обработ-
ки в топках котлов может снижаться до фонового уровня.
Использование золы-уноса сухого отбора и ЗШМ отвалов гидро-
удаления. Очень широк диапазон использования ЗШМ в бетонах-, от гид-
ротехнического бетона, в котором сухая зола применяется как замени-
тель части цемента (до 25 %), до шлакобетона и стеновых блоков из него,
в которых в качестве мелкого и крупного заполнителя используются зола
и шлак из отвалов и текущего выхода [7.10].
В настоящее время развивается очень важное направление примене-
ния золошлаковой смеси с целью частично или полностью заменить при-
родный крупный и мелкий заполнитель (песок) в тяжелом бетоне, ис-
пользуемом на комбинатах по производству сборных железобетонных
изделий и конструкций, в связи с появлением в ряде районов острого де-
фицита в таком заполнителе.
Перечислим некоторые технико-экономические эффекты, связанные с
введением золошлаков в бетоны различных видов:
улучшение технологических свойств бетонных смесей и сокращение
времени и энергозатрат, связанных с укладкой и уплотнением бетонных
смесей;
улучшение качества лицевой поверхности изделий;
обеспечение нормативных показателей по прочности и морозостойко-
сти при сокращении расхода цемента на 10—30 % (50—150 кг/м3) для
всех видов бетонов;
снижение себестоимости благодаря сокращению расхода более доро-
гостоящего мелкого природного заполнителя и его частичной или полной
замене золошлаками (определяется конкретными ценовыми показателя-
ми на строительный песок и золошлаковую смесь в данном регионе).
В отечественной практике применения золы в бетонах предпочтение
отдается использованию низкокальциевых зол, образующихся при сжига-
196
нии каменного угля. Эти золы менее гидратически активны, чем высоко-
кальциевые, но имеют относительно более стабильный и однородный хи-
мический и зерновой состав и не оказывают отрицательного влияния на
равномерность изменения объема смешанного вяжущего вещества.
Высококальциевые золы можно применять после предварительной пе-
реработки, которая сводится к гашению свободного оксида кальция или к
дальнейшему размолу золы.
Высококальциевые золы обладают бесспорными преимуществами для
более широкого их использования: низкая водопотребность (на уровне
или ниже водопотребности цементов), малое, обычно до 3 %, содержание
частиц несгоревшего топлива, более высокая морозостойкость бетона с
добавками высококальциевой золы, чем с добавками низкокальциевой.
Весьма эффективно использование золы для производства ячеистых
бетонов так называемых пенобетонов, газозолобетонов и ячеистых зо-
лошлакобетонов. При этом используется как автоклавная, так и безавто-
клавная технология.
Использование золы и шлака ТЭС в качестве выгорающих и отощаю-
щих добавок при производстве красного (обжигового) кирпича позволяет
повысить массообменные характеристики сырца и ускорить процесс
сушки с одновременным снижением расхода топлива (на 20—40 %), по-
высить прочность кирпича и снизить долю брака после сушки и обжига.
В силикатном производстве кирпича достигается значительная эконо-
мия извести (до 20 %) при одновременном повышении прочности сырца
и самого кирпича после термообработки.
Применение ЗШМ в промышленности строительных материалов по-
зволяет использовать всю номенклатуру существующего оборудования,
как правило, без каких-либо дополнительных доработок.
Золошлаковые материалы можно использовать для производства лег-
ких заполнителей, таких, как золоаглопоритовый гравий и щебень, золь-
ный гравий, безобжиговый зольный гравий, шлакозит и др. Для произ-
водства этих изделий могут быть применены отечественные тарельчатые
грануляторы и спекательные машины. Для производства искусственного
щебня путем расплава золошлаковой смеси (каменное литье) использу-
ются также отечественные плавильные печи и дробилки.
На основании многочисленных исследований создана база и накоплен
промышленный опыт применения золы и шлака ТЭС в производстве це-
мента. Применение золы и шлака идет по двум основным направлениям
— в качестве активной добавки к цементу и в качестве алюмосиликатно-
го компонента цементной сырьевой шихты. Пылевидные золы, получае-
мые при сжигании углей, могут быть использованы в качестве активной
добавки при производстве обычного (добавка золы до 15 %) и пуццола-
нового портландцемента (добавка золы 25—30 %).
Перспективной является технология производства сухих строитель-
ных смесей с использованием золы-уноса. При этом на заводах железобе-
197
тонных изделий вместо цемента и песка для производства бетона и
строительных растворов может быть применена сухая строительная
смесь, что позволит использовать существующие бетоносмесительные
узлы без какой-либо доработки.
Экономия природных инертных и традиционных вяжущих материалов
в дорожном строительстве может быть достигнута применением ЗШМ.
Можно выделить следующие области применения ЗШМ ТЭС в строи-
тельстве автомобильных дорог:
А. Золы-уноса могут быть использованы в качестве:
самостоятельного медленно твердеющего вяжущего для устройства
оснований дорожных покрытий из укрепленных грунтов и каменных ма-
териалов;
активной гидратической добавки в сочетании с цементом или изве-
стью для устройства тех же оснований,
материала, заменяющего минеральный порошок при приготовлении
асфальтобетонных смесей;
добавки, заменяющей часть цемента и заполнителя при приготовлении
тяжелого бетона и раствора.
Б. Золошлаковые смеси гидроудаления могут быть использованы в ка-
честве:
техногенного грунта для сооружения дорожных насыпей;
материала, укрепленного цементом или другими вяжущими, для уст-
ройства оснований и дополнительных слоев дорожных покрытий;
малоактивной гидратической добавки к извести при приготовлении
золоизвестковых вяжущих для укрепления грунтов и каменных материа-
лов;
материала, заменяющего минеральный порошок и частично песок при
приготовлении асфальтобетона;
заполнителя при приготовлении тяжелого песчаного бетона.
Результаты укрепления цементом золошлаковых смесей гидроудале-
ния показывают, что эти смеси при взаимодействии с цементом проявля-
ют скрытую активность, что выражается в весьма существенном их отли-
чии от естественных грунтов — твердении, замедленном во времени, но
при значительно меньшем количестве цемента. С увеличением расстоя-
ния участка отвала, из которого берется золошлаковая смесь, от места
слива золопульпы, увеличивается количество цемента, требуемое для по-
лучения материала I—II классов прочности.
Экономия цемента при укреплении им золошлаковых смесей по срав-
нению с его расходом при укреплении естественных песчаных грунтов
составляет 25—30 %. При этом обеспечивается достижение аналогичных
или, более высоких показателей прочности и морозостойкости смесей в
соответствии с действующими требованиями.
При использовании ЗШМ в дорожном строительстве применяется тра-
диционная дорожно-строительная техника.
198
В результате плавления минеральных компонентов при сжигании уг-
лей, последующего дробления расплава в газовом потоке на отдельные
мельчайшие капли и раздувания последних благодаря увеличению газо-
вых включений в составе золы-уноса образуется микросфера (ценосфе-
ра). Микросфера — полые стекловидные шарики, имеющие ряд ценных
специфических свойств, обеспечивающих их применение в самых раз-
личных областях. Благодаря правильной сферической форме и низкой
плотности микросферы могут служить прекрасным наполнителем для са-
мых разнообразных изделий.
В настоящее время наиболее широкое применение микросферы
нашли:
легкий заполнитель пластмасс, резины, красок, бумаги;
легкий жаропрочный заполнитель стройматериалов и керамических
изделий;
теплозащитный материал (в том числе для жаропрочного покрытия
космических кораблей);
легкий заполнитель электроизоляционных материалов;
катализатор в нефтепереработке;
сорбент для ликвидации нефтепродуктов на поверхности воды;
пожаротушитель легковозгораемых материалов;
почвенный слой для быстрого выращивания растений методом гидро-
поники;
наполнитель для эмульсионных взрывчатых веществ.
Возможны два основных направления извлечения микросфер из ЗШМ
энергетического производства: из потока гидросмеси и после ее естест-
венной сепарации на золоотвале. Эффективность оборудования, приме-
няемого в настоящее время для извлечения микросферы из потока, неве-
лика, а качество ее существенно ниже, чем качество микросферы из золо-
отвала, поэтому основное внимание уделяется сбору естественно отсор-
тированной на золоотвале плавающей микросферы.
Микросферу можно собирать с помощью плавающих средств автоном-
ного и неавтономного принципа действия. К автономным плавающим
средствам следует отнести средства, имеющие собственный двигатель, к
неавтономным — средства, имеющие энергетическую (кабельную) связь
с берегом или снабженные папильонажной системой. В качестве вариан-
та можно рассмотреть и создание буксируемого средства сбора микро-
сферы. Папильонажная система может работать по принципу землесо-
сного снаряда, когда лебедки установлены непосредственно на судне
(понтонах), или по принципу «волочения» (лебедки расположены на бор-
ту золоотвала).
В качестве примера использования ЗШМ при производстве высоко-
экономичных и эффективных в эксплуатации изделий назовем примене-
ние ЗШМ в производстве контактных щеток электродвигателей с целью
уменьшить расход графитовых материалов. Российскими специалистами
запатентована высокоэффективная технология применения золы в произ-
199
водстве медно-графитовых контактных вставок для пантографов трол-
лейбусов, трамваев и электропоездов.
Для успешного решения задачи, поставленной Государственной науч-
но-технической программой «Экологически чистая энергетика» в части
использования 80 % ЗШМ экологически чистых ТЭС в промышленности,
может оказаться полезным опыт, накопленный за рубежом.
Средний европейский уровень утилизации (переработки и использова-
ния) ЗШМ за период 1995—1999 гг. составляет от 60 до 100 % годового
выхода золошлаков. Так, в 1999 г. в Европе было произведено 47 млн т
угольной золы и продуктов газоочистки, 87 % этих побочных продуктов
сжигания угля было утилизировано главным образом в строительной ин-
дустрии, промышленности, дорожном строительстве, обратной засыпке
шахт, сельском хозяйстве, а также для создания искусственных ландшаф-
тов. В Германии 99 % из 9,9 млн т побочных продуктов сжигания угля на
ТЭС в 1999 г. было направлено на дальнейшую утилизацию по тем же на-
правлениям.
По данным Европейской Ассоциации по использованию продуктов
сжигания угля в 15 странах Европейского сообщества золошлаковые ма-
териалы в 1999 г. использовались следующим образом:
45—48 % — в строительной индустрии;
37—40 % — для восстановления открытых разрезов, выработок и
карьеров;
2 % временно хранились в силосных башнях (для последующего ис-
пользования);
10—19 % хранится в золошлаковых отвалах.
Рекультивация нарушенных земель. Для предотвращения негатив-
ного воздействия полигонов ЗШМ (золошлакоотвалов) на природу и че-
ловека возможна рекультивация отработанных полигонов с целью:
предотвратить загрязнение воздушного бассейна, почвы отработан-
ным золоотвалом, путем фиксации поверхности (нанесением специаль-
ных покрытий, слоя грунта, насаждением трав, кустарниковых и древес-
ных пород);
исключить загрязнение водных объектов, в том числе грунтовых вод,
при вымывании токсикантов из золошлаков путем осушения отобранного
отвала;
обеспечить соответствующей обработкой отвала наиболее эффектив-
ное хозяйственное использование территории золоотвала с учетом хозяй-
ственных и иных потребностей.
Золошлаки — это «стерильные» материалы, лишенные органических
веществ, имеющие лишь следы азота; количество подвижных форм фос-
фора и калия в них недостаточно для питания растений, поэтому самоза-
растание золошлакоотвалов — процесс очень медленный: покрытие его
поверхности растениями до прекращения пыления длится от 10 до 15 лет.
200
Следует подчеркнуть, что чаще всего рекультивация золоотвалов не
может вернуть изъятые под них площади в первоначальное состояние. В
большинстве случаев экономически и экологически нецелесообразна
сельскохозяйственная рекультивация в целях производства товарной про-
дукции растениеводства или выращивания кормов для скота. Для обеспе-
чения экологической чистоты товарной продукции или кормов необходи-
мо уложить на отвал огромный объем грунта и плодородной почвы (сло-
ем толщиной не менее 1 м), так что выращенная продукция становится
явно убыточной, а разработка и перемещение плодородной почвы и грун-
та для укрытия отвала создают новые площади нарушенных земель. Ог-
раничены также возможности использования территории рекультивиро-
ванного золоотвала для выпаса скота, так как это связано с опасностью
нарушения поверхностного слоя и его ветровой эрозии.
Основными направлениями рекультивации нарушенных земель явля-
ются:
биологическая или техническая консервации нарушенных земель, ока-
зывающих отрицательное воздействие на окружающую среду, рекульти-
вация которых для использования в народном хозяйстве экономически
невыгодна;
приведение нарушенных земель в состояние, пригодное для граждан-
ского и промышленного строительства;
создание на нарушенных землях сельскохозяйственных угодий.
Санитарно-гигиеническая рекультивация (консервация) — основной
вид восстановления отработанного золошлакоотвалов, в результате кото-
рого решаются санитарно-гигиенические задачи; рекультивация проводит-
ся в один (технический) или в два (технический и биологический) этапа.
Технический этап рекультивации должен включать в себя планирова-
ние (выравнивание) поверхности, покрытие ее грунтом (сплошным слоем
или полосами). Наиболее рационален гидравлический способ транспор-
тировки и распределения органического материала по поверхности зо-
лошлакоотвала, использующий золошлакопроводы или самотечные лот-
ки, имеющиеся на золошлакоотвале.
Биологический этап рекультивации включает в себя:
внесение в покрывающую золошлаковую почву или в золу минераль-
ных или органических удобрений;
посев многолетних злаковых и бобовых либо местных, неприхотли-
вых, наиболее устойчивых видов трав;
посадку саженцев деревьев и кустарников;
уход за посевами и саженцами.
При покрытии золошлакоотвала сплошным слоем грунта проведение
биологического этапа рекультивации необязательно, поскольку в плодо-
родном грунте всегда находится некоторое количество семян растений,
что в дальнейшем приведет к самозарастанию золошлакоотвала.
Одним из видов санитарно-гигиенической рекультивации является по-
садка деревьев на отработанном золошлакоотвале (на дамбах и примы-
кающих к ним участках зольного поля).
201
С целью уменьшить поступление в атмосферу золы с отработанного
золошлакоотвала целесообразна посадка пылезащитных лесополос. По-
мимо уменьшения пыления посадка саженцев, особенно с наветренной
стороны, будет способствовать самозарастанию поверхности золошлако-
отвала.
Территории отработанных полигонов ЗШМ, расположенных в город-
ской черте либо вблизи населенного пункта, целесообразно передавать
органам местного самоуправления или отдельным организациям под воз-
ведение зданий и сооружений. Проектирование и возведение строитель-
ных объектов выполняются в соответствии с требованиями действующих
строительных норм и правил.
Сельскохозяйственную рекультивацию следует проводить только при
остром недостатке земель, пригодных для выращивания растениеводче-
ской продукции. Растения, произрастающие на золошлакоотвале, поверх-
ность которого не покрыта или покрыта недостаточно мощным слоем
почвы, не предотвращающим проникновения корней растений в золу, мо-
гут накапливать в биомассе большое количество микроэлементов, кон-
центрация которых может достигать потенциально опасного уровня для
животных, пасущихся на подножном корму, и для человека. Следует учи-
тывать, что при проведении сельскохозяйственной рекультивации потре-
буется значительный объем плодородного или потенциально плодород-
ного грунта (от 5 до 20 тыс. м на 1 га золошлакоотвала) и большое коли-
чество минеральных удобрений (до 500 кг/га).
Золоотвал, подвергнутый санитарно-гигиенической рекультивации
(законсервированный), не может быть использован для произвольного се-
нокошения и выпаса скота, поскольку скот может нанести значительный
урон посевам и нарушить плодородный слой, а трава — содержать повы-
шенную концентрацию микроэлементов.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 7
1. В чем заключается проблема золошлакоудаления в Российской энергетике?
2. Назовите химический и фазово-минералогический состав золы и шлаков.
3. В чем проявляется влияние золошлакоотвалов на окружающую среду?
4. Расскажите о классификации золы по химическому составу, предложенной ВТИ.
5. Как защитить подземные и поверхностные воды от загрязнения и влияния золоот-
валов?
6. Опишите структурную схему традиционной системы золошлакоудаления ТЭС в
России.
7. Каковы методические рекомендации по созданию систем золошлакоудаления на ТЭС
России с высокими экологическими показателями?
8. Опишите структурную схему перспективной системы золошлакоудаления для ТЭС
России.
9. Каковы пути использования золошлаков, выбрасываемых от ТЭС?
10. Сопоставьте уровни использования золошлаков в России и за рубежом.
202
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 7
7.1. Путилов В.Я., Демкин В.В., Преснов Г.В. Использование золошлаков ТЭС в
строительном комплексе крупных городов // Энергетик. 2000. № 6. С. 20—23.
7.2. РД 34.02.103-98. Методика оценки технико-экономических показателей системы
золошлакоудаления ТЭС с учетом экологических требований // В.Я. Путилов,
А.Б. Автономов, К.П. Боричев и др. М.: НТФ «Энергопрогресс», 1977.
7.3. Состав и свойства золы и шлака ТЭС: Справочное пособие // В.Г. Пантелеев,
Э.А. Ларина, В.А. Мелентьев и др. М.: Энергоатомиздат, 1985.
7.4. Иванов И.А. Исследование зол электростанций Западной Сибири с целью ком-
плексного использования в строительстве: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. Ново-
сибирск, 1962.
7.5. Гаврилов Е.И. Топливно-транспортное хозяйство и золошлакоудаление на ТЭС.
М.: Энергоатомиздат, 1987.
7.6. Экология энергетики // Краткий конспект лекций для слушателей ЦППЭЭ /
В.Я. Путилов, К.П. Боричев, А.В. Орлов и др. М.: Издательство МЭИ, 1999.
7.7. Орлов А.В, Рекультивация золошлакоотвалов с целью снижения негативного влия-
ния на окружающую среду в районе действия тепловых электростанций. М.: АО
«Фирма ОРГРЭС», 1994.
7.8. РД 34.27.109-96. Методические указания по проектированию систем пневмоудале-
ния золы от котлоагрегатов ТЭС, установок отпуска сухой золы потребителям и от-
грузки ее па насыпные золоотвалы / Б.Л. Вишня, В.Я. Путилов, К.П. Боричев. Ека-
теринбург: Уралтехэнсрго, 1996.
7.9. Целиковский Ю.К. Некоторые проблемы использования золошлаковых отходов
ТЭС в России И Энергетик. 1998. № 7. С. 29—31.
7.10. Анализ состояния и перспективы использования золошлаковых отходов тепловых
электростанций / В.Я. Путилов, К.П. Боричев, Б.Л. Вишня, В.М. Микушевич //
Энергетик. 1997. № 9. С. 12—13.
Глава восьмая
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЭКОЛОГИЧЕСКИ
БЕЗОПАСНЫХ ТЭС
8.1. БЛОК № 5 ТЭС АЛЬТБАХ-ДЕЙЦИЗАУ (ГЕРМАНИЯ)
8.1.1. Описание технологической схемы блока
За последние 15—20 лет в различных странах Западной Европы, США
и Японии построено большое число электростанций, которые можно от-
нести к категории экологически безопасных. В частности, в Германии та-
кие ТЭС получили название «ТЭС, благоприятные для окружающей сре-
ды» (Umweltfreundliche Wermekraftwerk). В их число входит блок № 5
ТЭС Альтбах-Дейцизау [8.1].
Энергоблок работает по теплофикационному циклу и производит
электроэнергию и поставляет горячую воду для дальнего теплоснабже-
ния. Он был присоединен к энергосети в 1985 г. Электрическая мощность
блока составляет 465 МВт (брутто) и 423 МВт (нетто), тепловая мощ-
ность — 280 МВт.
Котел — прямоточный, с твердым шлакоудалением с промперегревом
пара, высота котла (здания) около 98 м. Длина и ширина котельного по-
мещения составляют 36 и 46 м соответственно. На выходе из котла све-
жий перегретый пар имеет температуру 540 °C при давлении 19,5 МПа.
Турбина теплофикационная с нерегулируемыми теплофикационными от-
борами пара. Параметры свежего пара перед турбиной: 18,6 МПа и
535 °C. Турбина имеет три цилиндра: высокого, среднего и низкого дав-
ления, три нерегулируемых теплофикационных отбора пара. Для обеспе-
чения дальнего теплоснабжения используются три сетевых подогревате-
ля, включенные последовательно по сетевой воде. Температура прямой
сетевой воды достигает 130 °C. Отработанный пар при температуре 40 °C
и давлении 0,075 бар (7,5 кПа) поступает в конденсатор, где он конденси-
руется в конденсаторе турбины, а конденсат конденсатными насосами
направляется в систему регенеративного подогрева питательной воды
котлов, состоящую из шести регенеративных подогревателей и деаэрато-
ра. Питательная вода с температурой 250 °C и давлением 26,5 МПа по-
ступает в котел. Паровая турбина и электрический генератор имеют об-
щую длину 37 м. На рис. 8.1 представлена технологическая схема энерго-
блока.
204
205
Рис. 8.1. Технологическая схема блока X» 5 ТЭС Альтбах-Дейцизау
На технологической схеме показаны системы производства тепловой
и электрической энергии, а также очистки уходящих газов от NOx, SO2,
золовых частиц и система оборотного охлаждения конденсатора турбины
с гибридной (полусухой) градирней.
Для удобства пользования схемой ее целесообразно разделить на от-
дельные комплексы оборудования. Ниже приводится состав оборудова-
ния отдельных комплексов (рис. 8.1).
А. Установка по снижению выбросов оксидов азота:
1 — бак запаса аммиака с испарителем для СКВ-установки; 2 — сме-
ситель аммиака с воздухом; 3 — каталитический реактор «горячей» СКВ-
установки; 4 — зона смешения дымовых газов с аммиаком; 5 — трех-
слойный каталитический реактор; 6— дутьевый вентилятор; 7— регене-
ративпый воздухоподогреватель.
Б.Золоулавливание:
8 — электрофильтр; 9 — бункеры сбора летучей золы; 10 — дымосос;
11 — дымосос перед регенеративным газо-газовым теплообменником;
12 — регенеративный газо-газовый теплообменник.
В. Установка по десульфуризации дымовых газов (МИС-установ-
ка):
13 — реакционная колонка сероочистки (абсорбер); 14 — газоход очи-
щенных газов после сероочистки; 15 — гидроциклон для отделения гип-
совой суспензии; 16 — техническая вода для абсорбера МИС; 17 — ввод
известнякового шлама с предочистки в бак приготовления водоизвестня-
ковой суспензии; 18 — бак приготовления водоизвестняковой суспензии;
19 — устройство для дозировки известняка; 20 — расходный бункер из-
вестняка (известняковой пушенки); 21 — бункер запаса известняка.
Г. Устройства для получения товарного осушенного гипса:
23 — промежуточный бак для гипсовой суспензии; 24 — вакуумный
барабанный фильтр; 25 — установка для сушки гипса; 26 — циклон для
отделения сухого гипса; 27— установка для брикетирования гипса; 28 —
установка для переработки сточных вод системы сероочистки.
Д. Топливоподача, пылеприготовление и котельный агрегат:
29 — прямоточный котел башенной компоновки; 30 -— горелки; 31 —
узел пылеприготовления с мельницей; 32 — подогреватель мазута и ма-
зутопроводы; 33 — мазутохранилище (мазутные баки); 34 — конвейер-
ная установка подачи угля в котельную; 35 — склад угля; 36 — разгрузка
угля с железнодорожных вагонов; 37— пристань.
Е. Паровая турбина:
38 — пар промежуточного перегрева к цилиндру среднего давления
турбины; 39 — цилиндр высокого давления турбины; 40 — ЦСД турби-
ны; 41 — цилиндр низкого давления турбины.
Ж. Электрическая часть ТЭС:
42 — генератор с возбудителем; 43 — распредустройство; 44 — линии
электропередач.
3. Дальнее теплоснабжение и вспомогательное оборудование тур-
боустановки:
206
45 — теплофикационные отборы пара; 46 — сетевые подогреватели;
47 — трубопроводы сетевой воды; 48 — тепловые потребители; 49 — ре-
генеративные подогреватели низкого и высокого давления; 50 — деаэра-
тор; 57 — питательный насос.
И. Система оборотного охлаждения:
52 — конденсатор; 53 — гибридная (комбинированная) полусухая гра-
дирня; 54 — система подготовки добавочной воды для градирни; 55 —
уплотнитель (сгуститель) шлама; 56 — камерный фильтр-пресс; 57 —- ре-
ка Некар; 58 — сброс продувочной воды из системы оборотного охлаж-
дения в реку Некар.
На технологической схеме обозначены еще дымовая труба 22 и шлако-
вый бункер 59.
Генеральный план энергоблока и продольный разрез газового тракта
представлены на рис. 8.2 и 8.3.
Каменный уголь из Саарского и Рурского бассейнов привозится по ре-
ке Некар или по железной дороге и транспортерами подается на два
Рис. 8.2. Генеральный план блока № 5 ТЭС Альтбах-Дейцизау
1 — дальнее теплоснабжение; 2 — в Эслинген; 3 — в Альтбах-Дейцизау, Плохинген; 4 —
узел пересыпки 1-й; 5 — узел пересыпки 2-й; 6— открытое распределительное устрой-
ство; 7 — производственное здание; 8 — щит управления; 9 — бак-нейтрализатор; 10 —
машинный зал; II — котельный цех; 12 — СКВ-установка; 13 — электрофильтр; 14 —
МИС-установка; 75 — дымовая труба; 16 — сборники и баки дождевой воды; 77 — склад
NH3; 18 — гибридная градирня; 19 — газовая турбина; 20 — склад угля; 21 — мазуто-
хранилище; 22 — транспортер; 23 — ЛЭП; 24 — береговая насосная; 25 - лес
207
Рис. 8.3. Продольный разрез газового тракта блока № 5 ТЭС Альтбах-Дейцизау
угольных склада вместимостью 13 500 т. Между первым и вторым узла-
ми пересыпки в подземных галереях расположены транспортеры угля. Со
складов сырой уголь по системе закрытых транспортеров подается в че-
тыре бункера котельного помещения. Размол угля происходит в четырех
валковых мельницах. Размолотый и подсушенный уголь (пыль) направля-
ется к горелкам котла.
На генеральном плане показаны здания, в которых размещаются уста-
новка селективного каталитического восстановления NO* (СКВ-установ-
ка), помещение сероочистки (МИС-установка) и электрофильтры, распо-
ложенные по ходу дымовых газов между зданием котельной и дымовой
трубой. Кроме того, на территории ТЭС размещены емкости по сбору и
хранению дождевой воды, которая используется для подготовки добавоч-
ной воды, аммиачное хозяйство, мазутохранилище, открытое распредели-
тельное устройство, производственные помещения.
Гибридная градирня расположена между главным корпусом и откры-
тым распредустройством. Имеется также газотурбинная установка для
покрытия пиков электрической нагрузки.
8.1.2. Установка для очистки дымовых газов от золы
На энергоблоке применен высокоэффективный электрофильтр со сте-
пенью очистки дымовых газов 99,74 %. При номинальной нагрузке блока
удаляется 9 т летучей золы в час. Электрофильтр состоит их четырех па-
раллельных коридоров с пятью по ходу движения газов электрическими
полями. Габаритные размеры электрофильтра: длина 34 м, ширина 46 м,
высота 40 м.
208
8.1.3. Установка для очистки дымовых газов от SO2
Массовая концентрация оксидов серы в продуктах сгорания топлива
з
составляет примерно 1500 мг/м , а норма выбросов SO2 в атмосферу в
Германии для такого типа котлов равна 400 мг/м3. Поэтому в данном слу-
чае была применена сероочистка, работающая по мокроизвестняковому
способу (МИС) с получением товарного продукта — гипса. Установка
очищает дымовые газы не менее чем на 85 %.
Развернутая схема МИС-установки блока дана на рис. 8.4. Очистка
дымовых газов осуществляется в двух параллельно работающих абсорбе-
рах. Один из абсорберов имеет регенеративный газо-газовый подогрева-
тель очищенных дымовых газов. После подогрева и смешения с горячи-
ми газами температура очищенных газов равна 72 °C. Установка имеет
единые системы приготовления и дозирования известняковой суспензии
и получения товарного гипса.
При номинальной нагрузке ТЭС установка производит около 7 т гипса
в час. Температура дымовых газов в абсорбере сероочистки поддержива-
ется около 50 °C. Снижение концентрации диоксида серы в дымовых га-
зах происходит от 1517 до 180 мг/м3. На рис. 8.5 изображен один из двух
башенных скрубберов системы сероочистки. Ниже приводятся техниче-
ские данные установки.
Технические данные установки сероочистки блока № 5 ТЭС Альтбах-
Дейцизау
Степень очистки от SO2.............................85 %
Расход известняка..................................5 т/ч
Количество получаемого гипса.......................7 т/ч
Расход электроэнергии..............................6,3 МВт
8.1.4. Мероприятия по снижению выбросов NO*
К числу мероприятий по снижению выбросов оксидов азота следует
прежде всего отнести поддержание низкой температуры сгорания топли-
ва (1300 °C), при которой происходит заметное снижение образования
оксидов азота. Кроме того, используются горелки с низким выходом NO*,
а также организуется ступенчатое сжигание топлива, для чего горелки
располагают в четыре яруса. Эти первичные мероприятия приводят к
снижению содержания NO* в продуктах сгорания примерно до 550 мг/м3.
Дальнейшее снижение содержания NO* в дымовых газах осуществляется
в «горячей» СКВ-установке. Эффективность ее работы достаточно высо-
ка: массовая концентрация NO* в дымовых газах снижается от 550 до
200 мг/м3. Конструктивная схема СКВ-установки приведена на рис. 8.6.
209
Рис. 8.4. Развернутая схема МИС-установки
1 — дымосос; 2 — дымовые газы; 3 — регенеративный газоподогреватель; 4 — абсорбер;
5 — бункер извести; 6 — расходный бункер; 7 — дозатор извести; 8 — резервуар
для приготовления известняковой суспензии; 9 — поток абсорбционной суспензии; 10 —
газоочистительная суспензия; 11 — дутьевой вентилятор; 12 — вода; 13 — гидроциклон;
14 — суспензия гипса; 15 — сборник суспензии гипса; 16 — вакуумный барабанный
фильтр; 17 — влажный гипс; 18 — горячий воздух из РВП; 19 — сушилка гипса;
20 — циклон отделения сухого гипса; 21 — транспортный шнек; 22 — бункер сухого гип-
са; 23 — уплотнитель (брикетирование) гипса; 24 — транспорт гипса; 25 — фильтрат;
26 — установка переработки сточных вод МИС-установки; 27 — возврат суспензии от
установки переработки сточных вод МИС-установки к абсорберу; 28 — сточные воды;
29 — очищенные от серы газы; 30 — дымовая труба
Рис. 8.5. Общий вид одного из двух абсорберов системы сероочистки
211
Рис. 8.6. «Горячая» СКВ-установка
212
8.1.5. Снижение выброса водяных паров
На ТЭС для сокращения выбросов водяных паров и исключения обра-
зования тумана над градирней применена полусухая гибридная (комби-
нированная) градирня. Функциональная схема градирни приведена на
рис. 8.7.
Слева от оси показан комбинированный (гибридный) режим работы
градирни при включенной сухой и влажно-паровой частях градирни. Па-
рообразование в градирне при этом минимальное. Справа от оси показа-
на работа только влажно-паровой части градирни с максимальным паро-
образованием.
На рис. 8.8 даны общий вид градирни и иллюстрации ее работы в ком-
бинированном и влажно-паровом режимах.
Рис. 8.7. Функциональная схема гибридной градирни блока № 5 Альтбах-Дейцизау
(Германия)
/ — слева: гибридный режим работы; 2 — справа: влажный режим; 3 — сухая часть;
4 — влажная часть; 5 — теплообменник (белый цвет — не в работе); б — вентилятор (бе-
лый цвет — не в работе); 7 — пленочные поверхности охлаждения воды; 8 --- шиберы;
9 — нагретая вода от конденсатора; 10 — охлажденная вода к конденсатору; // — цир-
куляционный насос охлаждающей воды конденсатора турбины; 12 — продувка; 13 — до-
бавочная вода из водоисточника; 14 — бассейн охлажденной воды под градирней; 15 —
атмосферный воздух к градирне
213
Рис. 8.8. Общий вид гибридной полусухой (комбинированной) градирни блока № 5 ТЭС
Альтбах-Дейцизау (вверху); работа градирни в гибридном (внизу слева) и влажно-па-
ровом (внизу справа) режимах
214
Ниже приведены технические данные градирни:
Высота...........................................45 м
Диаметр:
у основания...................................78 м
у устья.......................................38 м
Мощность охлаждения.............................. 556 МВт
Доля сухой части градирни........................ 20 %
Температура охлаждения воды...................... 16 °C
Максимальный расход подпиточной воды............. 270 л/с
Потери воды с испарением:
при испарительном режиме......................... 170 л/с
при комбинированном режиме....................135 л/с
Продувка циркуляционной воды.....................0,83 л/с (0,01 %)
Число вентиляторов:
в.; (жно-паровой части...........................19 шт.
сухой части...................................20 шт.
8.1.6. Дымовая труба
Высота дымовой трубы была выбрана в связи с тем, что на этой высо-
те имеются благоприятные для рассеивания выбросов метеорологические
условия. Дымовая труба состоит из внешней оболочки, выполненной из
железобетона, и внутренней трубы, изготовленной из кислотостойкого
кирпича. Характеристика дымовой трубы: высота над грунтом 250 м,
диаметр у основания 24 м, диаметр у устья 9 м, проходной диаметр в све-
ту 5,8 м.
В итоге приведем данные о выбросах вредных веществ в атмосферу от
энергоблока № 5 ТЭС Альтбах-Дейцизау:
концентрация выбросов SO2 в атмосферу 180 мг/м3;
выбросы золы 50 мг/м3;
выбросы оксидов азота за катализатором в пересчете наМО2 200 мг/м3;
выбросы оксида углерода СО 100 мг/м3.
Кроме того, благодаря теплофикационному циклу и росту КПД энер-
гоблока по выработке электроэнергии произошло заметное снижение
удельных выбросов в атмосферу углекислого газа СО2-
Общий вид энергоблока приведен на рис. 8.9.
8.2. ТЕХНОЛОГИЯ СЕРООЧИСТКИ НА ДОРОГОБУЖСКОЙ ТЭЦ
В СССР организации НИИОГАЗ, «Гипрогазоочистка» [8.2, 8.3] и дру-
гие длительное время разрабатывали аммиачно-циклический способ се-
роочистки (АЦС) с получением товарных продуктов из обедненного сы-
215
Рис. 8.9. Общий вид энергоблока № 5 ТЭС Альтбах-Дейцизау (Германия)
рья, каким являются дымовые газы ТЭС со сравнительно низким содер-
жанием диоксида серы. Крупная опытно-промышленная установка
(ОПУ) такого типа, рассчитанная на производство сжиженного диоксида
серы, построена па Дорогобужской ТЭЦ. Метод очистки основан на свя-
зывании SO2 сульфитом аммония с получением бисульфита аммония.
216
После регенерации бисульфитного раствора в десорбере получается рас-
твор сульфита аммония и концентрированный SO2 (химические процес-
сы описаны в п. 3.4.5). Сульфит аммония используется повторно в абсор-
бере, а концентрированный SO2 применяется для приготовления сжижен-
ного продукта. Исследования установки сероочистки в различных режи-
мах ее работы показали, что при реальных коэффициентах избытка воз-
духа в очищаемом газе а = 2,3—3 интенсивно идет процесс образования
нерегенерируемого сульфита аммония, который содержит до 80 % улов-
ленного диоксида серы. Концентрация бисульфита аммония оказывается
слишком малой для организации циклического процесса и получения
сжиженного SO2 в достаточном для организации экономичного произ-
водства количестве. Поэтому ВТИ был предложен аммиачно-сульфатный
способ технологии очистки дымовых газов от диоксида серы на базе су-
ществующего оборудования с получением в качестве конечного продукта
только сульфата аммония. Технологическая схема сероочистки Дорого-
бужской ТЭЦ приведена на рис. 8.10.
Рис. 8.10. Технологическая схема очистки дымовых газов от диоксида серы аммиач-
но-сульфатным способом на Дорогобужской ТЭЦ с получением сульфата аммония
1 — электрофильтр; 2 — дымосос; 3 — абсорбер; 4 — сборники; 5 — фильтр; 6 — ком-
прессор; 7 — выпарная установка; 8 — центрифуга; 9 — сушилка; 10 — циклон;
11 — калорифер; 12 — вентилятор; 13— дымовые газы от котла; 14 — зола на склад;
15— в атмосферу; 16 — воздух; 17 — вода; 18 — конденсат; 19 — пар; 20 — сульфат
аммония на склад и фасовку; 21 — бак-смеситель
217
Дымовые газы котлов очищаются от летучей золы в электрофильтрах
1 и дымососом 2 подаются в нижнюю часть абсорбера 3. В абсорбере ди-
оксид серы улавливается раствором сульфит-бисульфит-сульфатом ам-
мония. Контакт газа и раствора осуществляется в трех ступенях. Каждая
ступень представляет собой замкнутый контур, включающий в себя кон-
тактную часть и сборники раствора аммонийных солей с орошением кон-
тактной части по схеме противотока. При достижении определенной кон-
центрации аммонийных солей они перепускаются в первый по ходу ды-
мовых газов контур, где доокисляются до сульфата аммония атмосфер-
ным воздухом, подаваемым в контур с помощью компрессора 6. После
фильтра 5 раствор подается на выпарную установку, где его выпаривают
до выпадения кристаллов сульфата аммония. Кристаллы сульфата аммо-
ния отделяют на центрифуге 8 от насыщенного раствора и высушивают в
барабанной сушилке 9, после чего расфасовывают. Полученный сульфат
аммония находит широкое применение в сельском хозяйстве в качестве
удобрения.
Технические данные ОПУ Дорогобужской ТЭЦ при эксплуатации ее
по аммиачно-сульфатной технологии приведены ниже:
Расход очищаемых газов
(максимальный)...........................
Концентрация диоксида
серы на входе в установку................
Сорбент для улавливания SO2..............
До 500 000 м3/ч
0,18—0,22 % (5,4—6,6 г/м3)
Жидкий аммиак
Степень очистки газов от SO2 ............ 95—98 %
Тип абсорбера.............................. Насадочный противоточный
трехступенчатый
Гидравлическое сопротивление, не более.... 3,0 кПа
Количество получаемого сульфата аммония ... До 5 т/ч
Содержание в продукте сероочистки
сульфата аммония.......................... 99 %
Расход на 1 т сульфата аммония:
воды................................... 4 т
пара.................................. 6—8 т
аммиака............................... 1,3 т
электроэнергии........................ 195 кВт • ч
Длительная эксплуатация ОПУ показала, что аммиачно-сульфатный
способ имеет определенные технологические преимущества по сравне-
нию с другими способами, главное из которых наличие практически не-
ограниченного рынка сбыта сульфата аммония как удобрения.
218
8.3. СЕЛЕКТИВНОЕ НЕКАТАЛИТИЧЕСКОЕ ВОССТАНОВЛЕНИЕ
(СНКВ) ОКСИДОВ АЗОТА НА ТОЛЬЯТТИНСКОЙ ТЭЦ (ТОТЭЦ)
В России эксплуатируются две полномасштабные опытно-промыш-
ленные установки СНКВ на котлах типа ТП-87 (станционные номера 7 и
8), ТоТЭЦ (проект ВТИ), использующие в качестве реагента аммиак
[8.4]. Эта технология основана на селективном некаталитическом восста-
новлении оксидов азота до молекулярного азота и водяного пара при тем-
пературе 850—1100 °C:
4NH3 + 4NO + О2 = 4N2 + 6Н2О.
Аммиак вводится в поток с паром, воздухом или газами рецир-
куляции, Технология может быть реализована с использованием в качест-
ве реагентов сжиженного аммиака, аммиачной воды или карбамида (мо-
чевины).
На рис. 8.11 приведена принципиальная технологическая схема уста-
новки, в которой в качестве реагента применяется аммиачная вода. Насо-
сом-дозатором она подается в смеситель, где благодаря подаче пара
(1,3 МПа, 280 °C) происходит испарение аммиачной воды, пароаммиач-
ный поток поступает в коллектор и затем из него в раздающие трубы
(гребенку), размещенные непосредственно внутри газохода котла. По-
следние имеют систему строго ориентированных отверстий по всей дли-
не. В трубопровод аммиачной воды перед смесителем врезан трубопро-
вод конденсата, который используется при пусконаладочных режимах.
Пар подается в количестве, необходимом для охлаждения сопл и раздаю-
щих труб до температуры, обеспечивающей заданный ресурс их эксплуа-
тации, а также в достаточном для раздачи аммиака по сечению газохода.
На рис. 8.12 показано изменение концентрации оксидов азота в потоке
дымовых газов при впрыске пароаммиачной смеси и после прекращения
Рис. 8.11. Принципиальная технологическая схема установки на котле ТП-87 Толь-
яттинской ТЭЦ
219
Рис. 8.12. Изменение концентрации NOX в дымовых газах при вводе аммиака в газо-
ход котла (топливо — кузнецкий уголь, паропроизводителыюсть котла 420 т/ч
ее подачи. В данном случае при сжигании кузнецкого угля эффектив-
ность очистки от оксидов азота достигала 50 % при расходе аммиачной
воды 700 л/ч, что соответствовало расходу 2 т аммиачной воды на 1 т
нейтрализованных оксидов азота.
Для сооружения основных узлов установки на Тольяттинской ТЭЦ по-
требовалось Ют труб и металлопроката (без учета склада аммиачной во-
ды и средств КИПиА). Монтаж установки был выполнен персоналом
Тольяттинской ТЭЦ в период капитального ремонта котла.
При работе установки регламентированный проскок аммиака состав-
лял 20—30 мг/м3 при аух = 1,4. Применение данной технологии позволя-
ло обеспечить требуемые нормативы при изменении нагрузок на котле в
диапазоне 60—100 % при сжигании любого вида топлива.
Основные преимущества освоенной технологии — незначительные за-
траты, простое обслуживание при ее достаточно высокой эффективности.
8.4. ТЕПЛОФИКАЦИОННАЯ ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА
СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ТЭЦ САНКТ-ПЕТЕРБУРГА
В 2000 г. на Северо-Западной ТЭЦ была введена в строй бинарная
ПТУ (ПГУ-450Т) на базе газотурбинных установок типа V94.2 фирмы
Siemens. ТЭЦ будет состоять из четырех ПГУ электрической мощностью
по 450 МВт и максимальной тепловой мощностью по 450 Гкал/ч [8.5].
Установка ПГУ-450Т — самая мощная парогазовая установка, создан-
ная в России, она базируется на одной из лучших в мире газотурбинных
установок, поэтому главной задачей, стоящей перед ее разработчиками,
было создание энергетического блока, по качеству не уступающего миро-
вому уровню.
Достижение этой цели возможно при удовлетворении требований к те-
пловой схеме и оборудованию ПГУ, которые в общем виде можно сфор-
220
мулировать следующим образом: высокая термодинамическая и экологи-
ческая эффективность тепловой схемы реализуется при максимальной
утилизации теплоты выхлопных газов и максимально возможных пара-
метрах получаемого пара.
Глубокая утилизация теплоты выхлопных газов ГТУ при выработке
электроэнергии осуществляется при генерации пара двух давлений, ис-
пользуемого затем в паровой турбине. Естественно, параметры пара
должны обеспечивать, во-первых, максимальный КПД паротурбинной
установки и, во-вторых, безопасную влажность пара в последних ступе-
нях паровой турбины.
В целях глубокого охлаждения выхлопных газов ГТУ ликвидирована
система регенеративного подогрева питательной воды в паротурбинной
установке. Принципиальная тепловая схема ПГУ-450Т представлена на
рис. 8.13 [8.5].
Парогазовый блок включает в себя:
две газотурбинные установки (каждая мощностью 150 МВт) типа
V94.2 фирмы Siemens, изготовленные СП «Интертурбо»;
два котла-утилизатора производства АО ЗиО;
одну паровую турбину мощностью 150 МВт производства АО ЛМЗ;
четырехступенчатую теплофикационную установку;
вспомогательное оборудование и системы.
Котлы-утилизаторы имеют башенную компоновку поверхностей нагре-
ва, выполненных из труб с поперечным спиральным оребрением. Выхлоп-
ные газы ГТУ в каждый котел-утилизатор подводятся снизу. Для глубоко-
го охлаждения выхлопных газов в каждом котле размещаются два пароге-
нерирующих контура высокого (8,0 МПа) и низкого давления (0,65 МПа).
Контур высокого давления состоит из экономайзера, испарителя и паропе-
регревателя; контур низкого давления — из испарителя и пароперегрева-
теля. Первым по ходу газов располагается контур высокого давления, вто-
рым — контур низкого давления, на выходе из котла находится газовый по-
догреватель конденсата (ГПК). Для исключения кислородной коррозии по-
следних рядов труб ГПК температура конденсата перед ним поддержива-
ется не ниже 60 °C посредством рециркуляции на вход в него подогретого
конденсата. Для дополнительного снижения температуры уходящих газов
в линию рециркуляции конденсата включен водо-водяной теплообменник,
охлаждаемый подпиточной водой теплосети.
Паровая турбина имеет два цилиндра — ЦВД и ЦНД. В ресивере меж-
ду ЦВД и ЦНД предусмотрен сепаратор для отвода влаги. Для эффектив-
ного регулирования тепловой нагрузки применена плотная поворотная
диафрагма, закрытие которой обеспечивает минимальную протечку пара
в конденсатор. Конденсатор турбины охлаждается циркуляционной во-
дой, теплота от которой отводится в мокрой (влажно-паровой) градирне.
Для снижения потерь теплоты с циркуляционной водой конденсатор ос-
нащен также встроенным пучком, охлаждаемым подпиточной водой теп-
лосети.
221
пнвд
Рис. 8.13. Принципиальная тепловая схема ТЭС ПГУ Северо-Западной ТЭЦ
Санкт-Петербурга «ЕЭС России»
КВОУ — воздухоочистительное устройство; ГТУ — газовая турбоустановка; КУ— ко-
тел-утилизатор; ДТ— дымовая труба; Б-1—Б-4 — сетевые подогреватели; ЭГ— элек-
трогенератор; С — сепаратор; КН — конденсатный насос; К— конденсатор; ПННД —
питательный насос низкого давления; ПНВД — питательный насос высокого давления;
РОУ — редукционно-охладительная установка
222
Электрический генератор паровой турбины охлаждается воздухом,
как и генератор газовой турбины.
Теплофикационная установка состоит из четырех ступеней подогрева
сетевой воды в двух горизонтальных (ПСГ-1 и ПСГ-2) и двух вертикаль-
ных (ПСВ-3 и ПСВ-4) подогревателях. Вертикальные подогреватели се-
тевой воды ПСВ-3 и ПСВ-4 по пару подключены таким образом, что мо-
гут питаться как от отборов паровой турбины, так и непосредственно от
котлов-утилизаторов. В последнем случае паровая турбина может быть
отключена, при этом блок отпускает максимальную тепловую нагрузку.
Расположение ПСВ-3 и ПСВ-4 в тепловой схеме таково, что возможен
отпуск горячей воды двумя потоками с разной температурой.
Конденсатно-питательный тракт включает в себя блочную обессоли-
вающую установку, конденсатор пара уплотнений паровой турбины, по-
догреватель низкого давления, включаемый при работе ГТУ на жидком
топливе, деаэратор (давления 0,65 МПа), конденсатные и питательные
насосы.
Для производства добавочной воды используется шестиступенчатая
испарительная установка.
Парогазовая установка обладает высокими экологическими показате-
лями благодаря оснащению ГТУ малотоксичными камерами сгорания,
которые обеспечивают концентрацию оксидов азота в выхлопных газах
не более 25 ppm (при объемной концентрации О2 в выхлопных газах
15 %). Поскольку в качестве аварийного для ГТУ предусмотрено дизель-
ное топливо, то для подавления эмиссии оксидов азота запроектирован
впрыск воды в камеры сгорания.
Благодаря дополнительной выработке электроэнергии на тепловом по-
треблении можно на 25-—30 % на каждый отпущенный 1 кВт • ч сокра-
тить выбросы углекислого газа в атмосферу по сравнению с аналогичны-
ми паротурбинными установками.
Парогазовые установки на базе комплектных газотурбинных устано-
вок типа V94.2 фирмы Siemens широко используются за рубежом. Кон-
денсационные ПГУ на их основе имеют КПД 51—52 % [8.5, 8.6]
Такие установки сооружаются в настоящее время на ТЭС г. Амбарли
(Турция) Международным консорциумом под руководством фирмы Sie-
mens. ТЭС должна работать на природном газе и мазуте, но в последнем
случае из-за понижения температуры газов на входе в газовую турбину и
повышенной температуры пара на входе в конденсатор мощность блока
упадет до 350 МВт. Во время приемочных испытаний на блоке № 1 был
достигнут КПД-нетто на уровне 52,5 % на природном газе. Коэффициент
полезного действия этой установки может быть увеличен, что авторы
связывают с возможностью повышения температуры газов на входе в га-
зовую турбину и улучшения процесса в подключенной паровой турбине.
Тогда в ближайшие годы КПД этой ТЭС, как ожидается, достигнет 55 %.
223
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 8
1. Каковы тенденции к созданию экологически безопасных электростанций в технически
развитых странах?
2. Дайте общую характеристику технологической схемы энергоблока № 5 ТЭС Альтбах-
Дейцизау в Германии.
3. Опишите установку по снижению выбросов оксидов азота на блоке № 5 ТЭС Альтбах-
Дейцизау (СКВ-установка) и расскажите о ее технических характеристиках.
4. Расскажите о системе десульфуризации дымовых газов (МИС-установка) на блоке
№ 5 ТЭС Альтбах-Дейцизау.
5. Опишите функциональную схему гибридной градирни блока № 5 ТЭС Альтбах-Дей-
цизау и ее работу в комбинированном и влажно-паровом режимах.
6. Расскажите о технологии сероочистки на Дорогобужской ТЭЦ.
7. В чем заключается предложение ВТИ по изменению технологии очистки дымовых га-
зов от диоксида серы на Дорогобужской ТЭЦ и какова техническая характеристика
этой ОПУ?
8. Опишите принципиальную схему аммиачно-сульфатной сероочистки.
9. Расскажите об опытно-промышленной установке ВТИ на котлах ТП-87 Тольяттин-
ской ТЭЦ по селективному некаталитическому восстановлению оксидов азота.
10. Назовите технико-экономические показатели установок по снижению выбросов окси-
дов азота от ТЭС различными методами по данным ВТИ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 8
8.1. Neckarwerke. Elektrizitatsversorgungs-Ag. Heizkraftwerk Neckar Altbach-Deizisau
Block funf. Firmenprospekt.
8.2. Перспективные природоохранные технологии в энергетике / В.П. Глебов,
А.М. Зиков, Ю.С. Ходяков и др.: Сб. научн. статей ВТИ. М.: ВТИ, 1996.
С. 118—130.
8.3. Глебов В.П. Управление выбросами тепловых электростанций — от ГОЭЛРО до
наших дней // Электрические станции. 2000. № 12. С. 37—41.
8.4. Охрана окружающей среды в электроэнергетике. Краткий обзор деятельности за
1990—1999 гг. РАО «ЕЭС России» С. 19.
8.5. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ / А.Ф. Дьяков,
П.А. Березинец, М.К. Васильев и др. И Электрические станции. 1996. № 7.
С. 11—16.
8.6. Динамические характеристики парогазовой установки ПГУ-450Т Северо-Западной
ТЭЦ Санкт-Петербурга / П.А. Березинец, В.Г. Крашенниников, Р.И. Костюк и др.//
Электрические станции. 2001. № 7. С. 5—11.
Глава девятая
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЭКОЛОГИЧЕСКИ
БЕЗОПАСНЫХ ТЭС ПО ГОСУДАРСТВЕННОЙ
ПРОГРАММЕ «ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТАЯ
ЭНЕРГЕТИКА»
9.1. ТРЕБОВАНИЯ К ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНЫМ ТЭС
В соответствии с государственной научно-технической программой
«Экологически чистая энергетика» (раздел № 2 «Экологически чистая те-
пловая электростанция») [9.1] Государственным комитетом СССР по
науке и технике и Минэнерго СССР в 1989 г. был проведен конкурс на
разработку концепций создания перспективных типов угольных ТЭС с
высокими экологическими показателями. Целью проведения конкурса
был выбор наиболее эффективных технологий для крупных ТЭС, соору-
жение которых планируется на углях Канско-Ачинского, Кузнецкого,
Экибастузского и Донецкого угольных бассейнов. Основные исходные
требования к таким ТЭС приведены в табл. 9.1.
Наряду с перечисленными требованиями эти ТЭС должны иметь
высокий КПД, короткие сроки строительства и низкие капитальные
затраты.
По конкурсу из 140 предложений было отобрано 12, на основании ко-
торых были сформулированы задания на 9 экологически безопасных
энергетических технологий, внедрение которых намечалось на начало
XXI в.
Применительно к канско-ачинскому и экибастузскому углям предло-
жения должны включать в себя прогрессивные технологии добычи, обо-
гащения и транспорта угля, проекты собственно ТЭС, использование от-
ходов, рекультивацию земель.
Для кузнецкого каменного угля и АШ ухудшенного качества требова-
ния были сформулированы главным образом для ТЭС.
Осуществление этих проектов позволит создать современные конку-
рентоспособные экологически безопасные ТЭС на твердом топливе.
Для экибастузского угля разработаны два проекта ГРЭС мощностью
по 4 млн кВт с блоками мощностью по 500 МВт, оснащенными паровыми
котлами с аэрофонтанными предтопками и с тангенциальными топками.
Для канско-ачинского угля также разработаны два варианта ГРЭС
мощностью 5—6,4 млн кВт с энергоблоками единичной мощностью
625—800 МВт, оснащенными котлами с уменьшенными габаритными
225
Таблица 9.1. Основные исходные требования к экологически безопасным ТЭС
Показатель Тип ТЭС, вид угля
КЭС КАТЭК ТЭЦ, кузнец* кий КЭС, донец- кий АШ КЭС, экибас- тузский
Мощность электростанции, млн кВт 4—6,5 1,5—2,0 1,6—2,4 4,0—5,0
Число часов использования установленной мощно- сти, ч/год 6500 7000 4000 6500
Характеристика топлива в расчете на рабочую массу:
калорийность, ккал/кг 3740 4900 4500 3490
зольность, % 4,7 24,0 31,5 45,6
влажность, % 33,0 11,5 10,0 5,0
содержание серы, % 0,2 0,4 1,5 0,6
Цена натурального топлива, руб/т (1991 г.) 10,0 20,0 24,0 10,0
Выбросы в атмосферу при избытке воздуха в газах 40 %:
золы, г/м3, не более 0,05 0,05 0,05 0,10
то же, г/МДж 0,03 0,02 0,02 0,04
оксидов серы, г/м3, не более 0,3 0,3 0,3 0,3
то же, г/МДж 0,17 0,12 0,12 0,13
оксидов азота, г/м3, не более 0,2 0,2 0,2 0,2
то же, г/МДж 0,11 0,08 0,08 0,086
Доля золы и других твердых отходов, пригодных к использованию в народном хозяйстве, %, не менее 80 80 80 50
Примечания: 1. Неочищенные жидкие стоки должны отсутствовать. 2. АШ —
антрацитовый штыб.
размерами с трехступенчатым сжиганием топлива и с парогазовыми ус-
тановками на основе внутрицикловой газификации угля.
Для кузнецкого угля разработано два варианта ТЭЦ мощностью 1,1 —
1,25 млн кВт с шестью паротурбинными энергоблоками мощностью по
180 МВт, оснащенными паровыми котлами паропроизводительностью по
670 т/ч для сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, и с шестью
ПГУ и высоконапорными парогенераторами при внутрицикловой гази-
фикации угля.
Для донецкого АШ ухудшенного качества разработано два варианта
ГРЭС мощностью 2,4 млн кВт с энергоблоками мощностью по 320 МВт,
котлами с высокотемпературным сжиганием АШ в предтопках с жидким
шлакоудалением и с котлами для сжигания АШ в циркулирующем кипя-
щем слое.
Еще один вариант проекта для донецкого АШ ухудшенного качества
разработан для ГРЭС мощностью 2560 млн кВт с энергоблоками мощно-
стью по 320 МВт с котлами для сжигания угля в шлаковом расплаве.
226
Для дальнейшей проработки были приняты также проекты нескольких
ОПУ. В частности, ВТИ был разработан проект ОПУ ПГУ мощностью
100—200 МВт с газификацией угольной пыли канско-ачинского угля
применительно к условиям Красноярской ГРЭС-2 в качестве прототипа
для полномасштабной установки типа ПГУ-625 ГФ мощностью 500—
600 МВт для мощных ГРЭС. ЭНИН разработал ОПУ для сжигания экиба-
стузского угля с использованием аэрофонтанных предтопков на дейст-
вующем котле паропроизводительностью 50 т/ч Экибастузской ТЭЦ в ка-
честве прототипа для полномасштабных промышленных котлов большой
мощности. «Предприятие по экологическим проблемам энергетики»
Минэнерго Российской Федерации разработало ОПУ для сжигания до-
нецкого АШ ухудшенного качества в шлаковом расплаве на базе дейст-
вующего котла Несветай ГРЭС в качестве прототипа для мощных про-
мышленных котлов.
Рассмотрим подробнее некоторые из вышеупомянутых проектов.
9.2. ГРЭС МОЩНОСТЬЮ 2000 МВт НА ЭКИБАСТУЗСКОМ УГЛЕ
С БЛОКАМИ МОЩНОСТЬЮ ПО 500 МВт (ПРОЕКТ ВТИ)
Экологически чистая ТЭС на экибастузском угле [9.2, 9.3] включает в
себя четыре блока с параметрами пара 23,5 МПа и 540—540 °C. Ос-
новное оборудование энергоблока: турбина К-500-240 и котел П-57Р с
тангенциальной топкой. Для обеспечения высоких экологических пока-
зателей ГРЭС требуется глубокая очистка дымовых газов. Это обу-
словлено прежде всего низким качеством каменного угля, для которого
характерны высокая зольность (до 50 %) и абразивность летучей золы,
повышенные содержание азота в топливе, влажность (до 8 %), содер-
жание серы (до 0,6 %). Теплота сгорания топлива составляет примерно
16 000 кДж/кг (3819 ккал/кг).
Для получения высоких экологических показателей для этой электро-
станции необходимо обеспечить степень улавливания:
летучей золы 99,8 %;
диоксида серы 87,2-—91,5 %;
оксидов азота 64,2—71,0 %.
Реализовать эти требования по летучей золе достаточно трудно из-за
ее высокой концентрации в дымовых газах (до 80 г/м3) и высокого удель-
ного электрического сопротивления золы (3 • 1О10 Ом • м при температуре
140—180 °C). Поэтому температуру газов перед электрофильтрами пона-
добилось понизить до 95—100 °C. Такие температуры обеспечиваются
установкой низкотемпературного экономайзера в котле после трубчатого
воздухоподогревателя по ходу газов или в рассечку. Снятое при этом до-
полнительное количество теплоты можно использовать в системе регене-
227
Рис. 9.1. Технологическая схема экологически чистой ТЭС па угле экибастузского
бассейна (вариант ВТИ)
I — топочная камера парового котла; 2 — поверхности экономайзера промежуточного и
основного пароперегревателей; 3 — воздухоподогреватель; 4 — турбогенератор; 5 — зо-
лоуловитель; 6 — сероочистка; 7 — регенеративный газо-газовый теплообменник; 8 —
реактор азотоочистки; 9 — дымосос; 10 — дымовая труба; 11 — смеситель аммиака и
воздуха; 12 — бак аммиачной воды; 13 — воздух; 14 — топливо
рации (частично вытесняя тем самым пар регенеративных отборов), или
для подогрева сетевой воды.
Снижение содержания оксидов серы осуществляется мокроизвестня-
ковым способом, а оксидов азота — аммиачно-каталитическим способом.
Эти способы описаны в соответствующих главах.
Принципиальная технологическая схема экологически безопасной
ГРЭС, по проекту ВТИ, показана на рис. 9.1.
Как видно из рис. 9.1, сероочистка 6 устанавливается после электро-
фильтров 5. Снижение содержания в ней SO2 происходит от 2100 до
300 мг/м3. Дымовые газы после сероочистки имеют температуру 55 °C.
Каталитическое восстановление оксидов азота должно происходить при
температуре 320—350 °C. Поэтому до поступления в реактор азотоочист-
ки 8 газы подогреваются регенеративно в газовом теплообменнике 7 очи-
щенными уже газами и в дополнительном теплообменнике (на схеме не
показан). В реактор азотоочистки подается смесь аммиака с воздухом из
смесителя И, куда аммиак поступает из бака запаса аммиачной воды 12.
В топочной камере концентрация оксидов азота поддерживается на
уровне 550 мг/м3, а после каталитического восстановления концентрация
NO* снижается до 200 мг/кг. Остальные элементы схемы по условиям ра-
боты и назначению не отличаются от применяемых на обычных ТЭС.
228
9.3. ГРЭС МОЩНОСТЬЮ 2000 МВт НА ЭКИБАСТУЗСКОМ УГЛЕ
С БЛОКАМИ МОЩНОСТЬЮ ПО 500 МВт (ПРОЕКТ ЭНИН)
Другой вариант экологически чистой ТЭС на экибастузских углях
предложен ЭНИН [9.4]. В нем также рассматривается ТЭС с блоками
мощностью по 500 МВт при тех же параметрах, что и в варианте ВТИ.
Расчетные значения выбросов оксидов серы и золы по данному проекту
даже несколько ниже, чем в предыдущем проекте, а показатели тепловой
экономичности выше. Технологическая схема установки показана на
рис. 9.2. Дробленое топливо из бункера 1 поступает в реактор 4, куда из
бункера 3 в качестве теплоносителя вводится высокотемпературная зола.
На схеме показан также бункер 2 с молотым известняком, который вво-
дится для связывания содержащейся в топливе серы. В реакторе 4 под-
держивается температура 750—900 °C, в нем и происходит газификация
топлива в режиме без доступа воздуха. Образующаяся газовая смесь по-
дается в горелки парового котла и в камеру сгорания 11 ГТУ. В схеме та-
кая установка не обязательна, однако очевидно, что при наличии ГТУ об-
щие показатели тепловой экономичности ТЭС возрастут.
Образовавшийся после газификации в реакторе коксозольный остаток
охлаждается питательной водой парового котла (на схеме не показано) и
подается в аэрофонтанную топку 5, где сжигается в восходящем потоке
воздуха, подаваемого высоконапорным дутьевым вентилятором. Продук-
Рис. 9.2. Технологическая схема экологически чистой ГРЭС на экибастузском угле
(вариант ЭНИН)
1 —- 3 — бункеры топлива, известняка и теплоносителя соответственно; 4 — реактор;
5 — аэрофонтанная топка; 6 — циклон; 7 — смесь золы с CaSO4; 8 —- топка парового
котла; 9 —- поверхности экономайзера, промежуточного и основного пароперегревателей;
10 — турбогенератор; 11 — камера сгорания ГТУ; 12 — компрессор; 13 — газовая тур-
бина; 14 — охладитель; 15 — воздухоподогреватель; 16 — дутьевой вентилятор;
17 — электрофильтр; 18 — блок доочистки от SO2, и NOr; 19 — фильтр доочистки;
20 — дымосос; 21 — дымовая труба
229
ты сгорания после аэрофонтанной топки проходят циклоны 6, где выде-
ляется большая часть золы грубых фракций. Часть этой золы использует-
ся в качестве теплоносителя в реакторе, а оставшаяся часть охлаждается
водой из питательной линии парового котла (на схеме эти линии и тепло-
обменники не показаны) и направляется на склад. Очищенные продукты
сгорания из циклонов 6 отводятся в горелки парового котла.
Отсутствие в реакторе-газификаторе кислорода, пониженный уровень
температур уменьшают общее количество образующихся оксидов азота.
Так как большая часть золы выводится из цикла до парового котла, об-
щее количество золы, поступающей в топку котла, резко уменьшается.
Очистка газов от золы до необходимой минимальной концентрации
(100 мг/м3) осуществляется в электрофильтре 17 при температуре около
100 °C.
Итак, глубокая очистка уходящих газов от оксидов азота и серы по
разработкам ЭНИН производится по следующей схеме: газификация топ-
лива в смеси с известняком с последующим сжиганием газов в камере
сгорания газовой турбины и в топке парового котла при температуре до
900 °C и с тонкой совместной очисткой от SOX и NOX на электронно-луче-
вой установке (рис. 9.2). Образующиеся при использовании этой установ-
ки твердые вещества (нитрат и сульфат аммония) выводятся из цикла и
используются как товарный продукт.
Создание экологически безопасных ТЭС требует высоких дополни-
тельных капитальных затрат по сравнению с затратами на строительство
современных ТЭС обычного типа. Резко возрастают также затраты на
эксплуатацию электростанций, из-за чего возрастают расход топлива,
энергии на собственные нужды и расходы на содержание обслуживающе-
го персонала. По сравнению с работающей Экибастузской ГРЭС-2 мощ-
ность тягодутьевых машин возрастает немного более чем на 10 МВт (от
10,22 до 20,48 МВт), а полное увеличение мощности собственных нужд
равно 17,34 МВт. КПД станции (нетто) при реализации только паротур-
бинной технологии понижается от 38,15 до 35,9 %, а удельный расход ус-
ловного топлива возрастает от 322,4 до 342,7 г/(кВт • ч).
9.4. ГРЭС МОЩНОСТЬЮ 6400 МВт НА КАНСКО-АЧИНСКИХ
УГЛЯХ (ПРОЕКТ СИБИРСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ ВТИ)
Прототипом этой экологически чистой ТЭС может быть любая из
электрических станций, работающих на канско-ачинских углях и постро-
енных вблизи Канско-Ачинского бассейна [9.1, 9.8]. Станция такого типа
имеет 8 турбоагрегатов мощностью по 800 МВт, работающих на паре за-
критических параметров (23,5 МПа и 540 °C) по циклу с промежуточным
перегревом пара до той же начальной температуры 540 °C. Производи-
тельность парового котла составляет 2650 т/ч.
230
Зольность бурых углей Березовского месторождения Канско-Ачинско-
го бассейна составляет 5—10%, содержание серы 0,2—0,5 % и
влажность 30—38 %. Теплота сгорания топлива (7РИ = 15 700 кДж/кг
(3747 ккал/кг). Топливо характеризуется большим выходом летучих,
склонностью к самовозгоранию при хранении и возможностью взрывов в
системах пылеприготовления. При этом большая часть топливного азота
(до 50 %) содержится в летучих веществах и выделяется вместе с ними
при нагреве топлива до 500—600 °C. В минеральной части топлива со-
держится большое количество оксида кальция СаО, значительная часть
которого после сгорания топлива остается в свободном виде в летучей
золе и при низкотемпературном сжигании связывает до 50 % SO2 в ухо-
дящих газах.
Особенность минеральной части канско-ачинских углей заключается
в том, что они легко шлакуются на поверхностях нагрева топочной каме-
ры и пароперегревателя. Это свойство топлива всегда принимают при
проектировании котлов обычного типа, в проекте экологически безопас-
ной ТЭС это также необходимо учесть. При разработке экологически
безопасной ТЭС в связи с этими особенностями состава топлива и про-
цесса его сгорания оказалось возможным довести выбросы вредных ве-
ществ в атмосферу до высоких экологических показателей без сооруже-
ния специальных дорогих установок очистки дымовых газов от оксидов
серы и азота.
Технологическая схема блока экологически чистой электростанции на
канско-ачинских углях с паротурбинными блоками мощностью по 800 МВт
применительно к условиям Березовской ГРЭС показана на рис. 9.3.
Сырой уголь из бункера 1 поступает в газовую сушилку 2, в которой
подсушивается уходящими газами, отбираемыми из линии до тканевого
фильтра 11. Температура газов здесь составляет 160 °C. Подача газов
осуществляется вспомогательным дымососом 14, перед которым для за-
щиты его от абразивного износа крупными частицами золы установлен
золоуловитель 12. Температура сушильного агента в газовой сушилке 2
регулируется рециркуляцией газов с помощью другого вспомогательного
дымососа 15. На всасе этого дымососа 15 (на выходе из газовой су-
шилки 2) их температура составляет 55 °C. Подсушенное топливо питате-
лем 3 подается в мельницу 4, куда поступает также часть подогретого
воздуха из линии после воздухоподогревателя 9 котла. Температура воз-
духа за воздухоподогревателем равна 215 °C. Часть этого воздуха посту-
пает через горелки в топку, а остальной воздух после смешения с некото-
рым количеством дымовых газов, поступающих после главного дымососа
13, подается в мельницу 4. После мельницы 4 аэросмесь поступает в пы-
леконцентратор 5, из которого небольшая часть потока мелкодисперсной
пыли (при температуре 100 °C) направляется непосредственно к горел-
кам, а основной поток пыли — в пылеподогреватель 6. Здесь пылевой по-
231
10
Рис. 9.3. Технологическая схема блока экологически чистой электростанции с паро-
турбоблоками мощностью 800 МВт па какско-ачинском угле
1 — бункер сырого угля; 2 — газовая сушилка; 3 — питатель; 4 — мельница-вентилятор;
5 — пылеконцеитратор; 6 — пылеподогреватель; 7 — топка парового котла; 8 —
экономайзер, промежуточный и основной пароперегреватели; 9 — воздухоподогрева-
тель; 10 — турбогенератор; 11 — тканевый фильтр; 12 — золоуловитель; 13—15 —
дымососы; 16 — дымовая труба; 17 — дутьевой вентилятор
ток подогревается до 650 °C благодаря забору некоторого количества ды-
мовых газов из верхней части топки. Пыль из пылеподогревателя б затем
поступает к горелкам. После конвективной шахты котла за воздухопо-
догревателем 9 установлен тканевый фильтр дымовых газов 11. Очищен-
ные от золы дымовые газы дымососом 13 отводятся через дымовую тру-
бу в атмосферу. Остальные элементы схемы не требуют пояснений.
На ТЭС устанавливается паровой котел, конструктивно практически
не отличающийся от котла П-67, установленного на Березовской ГРЭС.
Котел имеет тангенциальное расположение горелок, твердое шлакоудале-
ние и рассчитан на низкое тепловое напряжение топочного пространства
в зоне активного горения, что, как известно, понижает образование окси-
дов азота. Габаритные размеры котла при проектировании уменьшены.
Температура дымовых газов за котлом составляет 140 °C. При такой тем-
пературе в потоке дымовых газов содержится еще значительное количе-
ство теплоты, которое используется здесь в водогазовом теплообменнике
для подогрева сетевой воды (на рис. 9.3 не показан). В этом теплооб-
меннике утилизируется тепловая энергия в количестве 17,5 МДж/с
(17,5 МВт). При подогреве угольной пыли без доступа воздуха в пылепо-
232
догревателе 6 до 650 °C примерно половина азота выделяется из топлива
с летучими веществами. Последующее ступенчатое сжигание пыли в пла-
мени многоярусных горелок при температуре не выше 1350 °C и пони-
женном избытке воздуха (ат = 1,12) способствует выделению молекуляр-
ного азота N2. Оставшийся в коксе азот при умеренных температурах в
нижней части топки практически не образует оксидов азота. По предва-
рительной оценке объемная концентрация оксидов азота в газах на выхо-
де из котла не будет превышать 200 мг/м .
Как уже отмечалось, летучая зола (содержащая значительное количе-
ство СаО) при низкотемпературном сжигании угольной пыли связывает
до 50 % оксидов серы в потоке газов. Оставшаяся часть SO2 связывается
при контакте с золой в процессе очистки газов в тканевых фильтрах. В
результате общая объемная концентрация SO2 после фильтрации состав-
ляет 300 мг/м3, концентрация золы после тканевого фильтра по оценке
должна составить 50 мг/м3.
9.5. РОСТОВСКАЯ ГРЭС МОЩНОСТЬЮ 2400 МВт ДЛЯ
СЖИГАНИЯ АШ В ТОПКЕ С ЦИРКУЛИРУЮЩИМ КИПЯЩИМ
СЛОЕМ (ЦКС)
Технические предложения по экологически чистой Ростовской ГРЭС
мощностью 2400 МВт с блоками по 300 МВт на АШ ухудшенного ка-
чества были выполнены ВТИ совместно с СКВ ВТИ, АО «Красный ко-
тельщик», институтами «Теплоэлектропроект» в Москве и Ростове-на-
Дону [9.9]. Для достижения высоких экологических показателей блоки
должны быть оснащены котлами с топками ЦКС. Состав топлива, приня-
тый в проекте, имеет зольность 23,7 %, влажность 9 %, выход летучих
4,5 %, содержание серы 1,7 %, теплоту сгорания (7РН = 20,584 МДж/кг
(4912 ккал/кг).
ГРЭС по проекту должна включать в себя энергоблоки с турбинами
К-320-23,5 и двухкорпусными котлами общей паропроизводительностью
1000 т/ч. Топочное устройство котла выполнено в виде двух модулей.
Каждый модуль состоит из собственно топочной камеры, двух циклонов
и двух вынесенных золовых теплообменников, установленных под ци-
клонами, в которых зола охлаждается паром или питательной водой.
Продукты сгорания обоих топочных модулей направляются в общую
конвективную шахту. Принципиальная схема котла с ЦКС показана на
рис. 9.4.
В нижней расширяющейся части топочной камеры размещена распре-
делительная воздушная решетка колпачкового типа, под которой нахо-
дится короб первичного воздуха. Количество первичного воздуха состав-
233
Рис. 9.4. Принципиальная схема котла с ЦКС
1 — топочная камера; 2 — циклон; 3 — опускная конвективная шахта; 4 — золовой
затвор; 5 — золовой теплообменник; 6 — распределительная воздушная решетка
ляет 50 % общего количества воздуха, подаваемого на горение. Горение в
кипящем слое осуществляется при недостатке кислорода, что препятст-
вует интенсивному образованию оксидов азота. Остальной воздух вво-
дится через расположенные на скатах нижней зоны 12 сопл вторичного
воздуха и 4 сопла сбросного воздуха из системы пылеприготовления.
В котлах с ЦКС Ростовской ГРЭС предполагается сжигать угольную
пыль после размола в молотковых мельницах. Для связывания серы в
топку вместе с углем вводится размолотый известняк. Сушка угля и из-
вести осуществляется горячим воздухом в мельницах. Схема подготовки
топлива индивидуальная. Угольная пыль с размерами частиц до 0,4 мм и
известняк подаются в топку с помощью пневмовинтовых насосов.
Упрощенная технологическая схема блока с котлами ЦКС изображена
на рис. 9.5.
Для сжигания топлива в ЦКС в топочной камере создаются условия, в
которых горение частиц топлива протекает с высокой интенсивностью,
но при относительно невысокой температуре (до 900 °C). В этих услови-
ях образуется незначительное количество оксидов азота, а содержащаяся
в топливе сера по большей части связывается оксидами кальция СаО, ко-
торый образуется из вводимого в топку вместе с угольной пылью извест-
няка. Поток воздуха и топочных газов поднимает угольную пыль и обес-
234
1
Рис. 9.5. Упрощенная технологическая схема экологически чистого блока 300 МВт
на АШ ухудшенного качества
а — угольная пыль; б — молотый известняк
1 — блок подготовки и транспорта угольной пыли и известняка; 2 — узел переработки
золы; 3 — паровой котел с ЦКС; 4 — турбогенератор; 5 — электрофильтр; 6 — дымосос;
7 — дымовая труба
печивает ее горение во взвешенном состоянии. Циклоны используются
для возврата недогоревших частиц кокса вместе с золой и недоиспользо-
ванным известняком в низ топки. При этом создается циркулирующий
поток этой смеси.
Стенки топочной камеры экранированы поверхностями нагрева. Пода-
ча воздуха в топочную камеру осуществляется ступенчато, что позволяет
снизить температуру в ней и уменьшить образование NO*.
Подача угольной пыли в топку котла регулируется в соответствии с
требуемой паропроизводительностью. Подача известняка регулируется с
учетом содержания серы в топливе по соотношению Ca/S.
По проектным данным кратность циркуляции в топке ЦКС должна со-
ставлять 100—200, но это, очевидно, будет уточняться при будущей на-
ладке топочного режима.
На рис. 9.6 приведена компоновка блока 300 МВт с котлом ЦКС. Об-
ращает на себя внимание большой размер электрофильтра (восемь после-
довательно установленных полей), что связано с необходимостью обес-
печить высокие экологические требования по выбросам золы. На блоке
устанавливаются по четыре электрофильтра — в два потока по два элек-
трофильтра последовательно.
В рамках технико-экономического обоснования строительства Ростов-
ской ГРЭС проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов:
235
Рис. 9.6. Компоновка блока 300 МВт с котлом с ЦКС
J —турбинное отделение (или машинный зал); 2 — котел с ЦКС; 3 — электрофильтры;
4 — дымовая труба
ТЭС с котлами с топками ЦКС и ТЭС с пылеугольными котлами, осна-
щенными системой серо- и азотоочистки. Сравнение показало, что пер-
вый вариант на 20—25 % дешевле второго.
9.6. ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННАЯ ПГУ С ГАЗИФИКАЦИЕЙ
УГОЛЬНОЙ ПЫЛИ КАНСКО-АЧИНСКОГО УГЛЯ
НА КРАСНОЯРСКОЙ ГРЭС-2 (ПРОЕКТ ВТИ)
Как известно, тепловая экономичность ПГУ существенно выше, чем
обычных ТЭС и отдельных ГТУ. В то же время выбросы вредных веществ
от ПГУ при работе ее паротурбинной части на твердом топливе практически
такие же, как для обычных ТЭС на том же топливе, поэтому ПГУ без при-
менения специальных мер нельзя считать экологически безопасными.
Парогазовые установки в Российской Федерации и в странах СНГ еще
не получили широкого применения (ПГУ внедрены на Невиномысской и
Молдавской ГРЭС, Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга). Строитель-
ство и эксплуатация работающих на углях экологически безопасных ПГУ
потребуют решения еще большего числа научно-технических проблем,
чем модернизация обычных угольных ТЭС. В большей мере возрастут
также капиталовложения и расходы на их эксплуатацию. Поэтому кон-
цепция государственной научно-технической программы «Экологически
чистая энергетика» ограничивается на первом этапе созданием опытно-
промышленной экологически безопасной ПГУ.
Такая установка создается для работы по схеме внутрицикловой гази-
фикации канско-ачинского угля [9.5]. Предельная влажность топлива со-
ставляет 38 %, зольность 7 %, содержание серы 0,2 %, теплота сгорания
этого топлива 14 300 кДж/кг (3413 ккал/кг). Газифицируется угольная
пыль влажностью 10 %. Выход топливного газа из нее составит 1,79 м /кг,
236
Рис. 9.7. Упрощенная схема опытно-промышленной ПГУ с внутрицикловой газифи-
кацией угля
1 — воздухоразделительная установка; 2 — газификатор; 3 — нодача сырого угля; 4 —
система топливоподачи и пылеприготовления; 5 — барабан; 6 — испаритель; 7 — паро-
перегреватель; 8, 9— экономайзеры ЭК-1 и ЭК-2; 10— газо-газовый теплообменник;
II — питательная вода; 12 — циклон грубой очистки; 13 — фильтр тонкой очистки;
14 — аппарат тонкой пылеочистки, охлаждения и осушки; 15 — система сероочистки;
16— сатуратор; 17 — камера сгорания ПГУ; 18 — компрессор; 19 — газовая турбина;
а — реактор; б — смеситель; в — шлаковая ванна; г — подвод воды в ванну и отвод из нее
его теплота сгорания 9050 кДж/кг (2160 ккал/кг). Состав искусственного
газа: 50,4% оксида углерода СО; 18,18% водорода Н2; 7,91 % углеки-
слого газа СО2; 19,54 % водяного пара; 3,87 % азота и 0,013 % сероводо-
рода H2S.
Упрощенная схема опытно-промышленной ПГУ представлена на рис. 9.7.
Основными элементами установки являются газификатор 2, где осу-
ществляется газификация угля, система очистки газов от сероводорода
15 и от золошлаковых соединений (12—14), газотурбинная установка (17,
18 и 19) и паротурбинная установка (последняя на рис. 9.7 не показана).
Как видно из рис. 9.7, влажная угольная пыль поступает в горелку га-
зификатора 2 из системы топливоподготовки 4, в которую транспортером
подается сырой уголь 3. Уголь размалывается в пыль до остатка на сите с
ячейкой размером 90 мкм R90 = 3—4 % и подсушивается до влажности
10 %. В системе топливоподготовки, пылеприготовления и подачи уголь-
ной пыли в качестве транспортирующего и сушильного агента использу-
ется азот воздуха, предварительно нагретый до 215 °C при давлении
237
3,1—3,2 МПа. В газификатор подается также кислород. Азот и кислород
вырабатываются в воздухоразделительной установке 1.
Газификатор 2 состоит из двух частей: реактора а с расположенными
в его верхней части горелками и газоохладителя (смесителя) б. Процесс
газификации топлива в реакторе осуществляется в пылевом потоке в ат-
мосфере кислорода при давлении 3 МПа. Температура потока на выходе
из реактора-газификатора составляет 1680 °C, что превышает температу-
ру плавления золы, равную для этого угля 1600 °C. На выходе из реак-
тора поток смешивается с рециркулирующим газом, охлажденным до
40 °C. Температура газа на выходе из газификатора (смесителя) принята
900 °C. В корпусе газификатора ниже смесителя собирается шлак, кото-
рый затем охлаждается в заполненной водой шлаковой ванне в газифика-
тора. Сырой синтетический газ после газификатора подается в испари-
тель 6, где охлаждается циркуляционной водой, поступающей при темпе-
ратуре насыщения (157 °C) из барабана 5. Дальнейшее охлаждение газа
происходит в охладителе-пароперегревателе 7 паром из барабана и в эко-
номайзерах 8 и 9 питательной водой И. После охлаждения в этих аппара-
тах газ при температуре 400 °C подается в газо-газовый теплообменник
(ГГТО) 10, где охлаждается до 200 °C. Из экономайзера 8 и из ГГТО
10 смесь потоков газа поступает в циклон 12 грубой очистки от пыли и
затем переходит в фильтр 13 тонкой очистки. Окончательная пылеочист-
ка, охлаждение до 40 °C и осушка сырого топливного газа осуществляют-
ся в аппарате 14, после которого газ делится на два потока: один направ-
ляется назад в смеситель газификатора, а другой — в блок сероочистки
15 для удаления H2S. Очищенный газ после блока сероочистки 15 по-
ступает в сатуратор 16, где промывается горячей водой, нагревается и на-
сыщается водяным паром. После сатуратора газ нагревается в ГГТО 10
до 450 °C и направляется в камеру сгорания 17 ГТУ. На входе в ГТУ газ
содержит менее 10 мг/м3 пыли (частицы размером более 10 мкм отсут-
ствуют).
Удаление сероводорода H2S из газа в блоке сероочистки осуществля-
ется его промывкой селексолом: раствор селексола поглощает сероводо-
род. Отработавший в газовой турбине газ поступает в котел-утилизатор
(на рис. 9.7 не показан), где вырабатывается слабоперегретый пар при
давлении 1,3 МПа и температуре 250 °C. Этот пар можно использовать в
паровой турбине или для теплофикации.
Опытно-промышленная ПГУ при температуре наружного воздуха
15 °C развивает мощность: газовой турбины 117,7 МВт и паровой турби-
ны 74,9 МВт (суммарно 192,6 МВт); КПД-нетто установки равен 41,6 %.
238
9.7. ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНАЯ ТЭС, СЖИГАЮЩАЯ УГОЛЬ
В ШЛАКОВОМ РАСПЛАВЕ
В Южном филиале ВТИ, преобразованном в 1990 г. в «Предприятие по
экологическим проблемам энергетики», с 1988 г. совместно с рядом орга-
низаций ведутся исследования и разработка технологии газификации и
сжигания углей различных марок и качества в гидроаэрошлаковом рас-
плаве как экологически чистого и высокоэкономичного способа исполь-
зования твердого топлива для производства электроэнергии. Эта техноло-
гия не имеет аналогов в мировой практике [9.6, 9.7].
Подготовка топлива к газификации и сам процесс газификации осуще-
ствляются в турбулентно перемешиваемой эмульсии топлива, известняка
и шлака. При этом жидкий шлак играет роль теплоносителя. Паро- и ки-
слородсодержащий газ вводится под избыточным давлением в расплав
шлака, энергично перемешивает его, при этом создается газонасыщен-
ный слой гетерогенного расплава, состоящего в основном из шлака, угля
и извести. Содержание угля в зоне подачи максимальное. Модель реаги-
рования топлива в расплаве представлена на рис. 9.8.
В процессе расплавления смеси содержание угля в камере-газификато-
ре по ходу процесса слева направо уменьшается и в конечной зоне дости-
гает нуля (сечения зоны реагирования I, II и III на рис. 9.8). Общая высо-
кая энергоемкость процесса газификации угля в гидроаэрошлаковом рас-
плаве определяется большими температурными градиентами в рабочем
объеме камеры. Парогазожидкостная шлаковая эмульсия вязкостью ме-
нее 1 Па • с обеспечивает идеальные условия теплообмена и контакта
всех компонентов расплава, в том числе топлива с окислителем, а также
постоянный высокий уровень температур, что в комплексе способствует
эффективной газификации угля, в том числе и угля низкого качества.
После поступления топлива в первую зону высокотемпературного
гидроаэрошлакового расплава возникает «тепловой удар». При после-
дующем нагреве происходят процессы термического дробления и плавле-
ния всех компонентов топлива, кроме углерода. Углерод, имеющий тем-
пературу плавления 3500 °C, ведет себя в гидроаэрошлаковом расплаве,
температура которого не превышает 1650 °C, как несмачиваемое вещест-
во. В результате несмачиваемый легкий углерод транспортируется пузы-
рями паро- и кислородсодержащего дутья в верхнюю часть гидроаэро-
шлакового расплава и скапливается на его поверхности (рис. 9.8). Проис-
ходит технологическая деминерализация углерода топлива путем отделе-
ния (плавления) минеральных компонентов в жидкой фазе расплава с об-
разованием высокой концентрации несмачиваемого углерода. Таким об-
разом, фактически в толще гидроаэрошлакового расплава происходит
внутритехнологическое обогащение углерода с выделением в отдельные
конгломераты углерода, способного в чистом виде участвовать в химиче-
ских реакциях.
239
Подача угля и
известняка
Рис. 9.8. Модель реагирования топлива в расплаве
I—III — зоны реагирования; 1 — углерод, 2 — уголь
Нестабильность состава и качества поступающих углей, а следова-
тельно, и нестабильность состава шлаков существенно влияет на такой
определяющий показатель процесса, отражающий реологические свойст-
ва шлакового расплава, как вязкость, которая, в свою очередь, прямо про-
порциональна напряжению сдвига и обратно пропорциональна градиенту
скорости сдвига (скорости течения). Поэтому в условиях эксплуатации
необходимо постоянно влиять на реологические свойства шлакового рас-
плава путем добавления «растворителей», например известняка. Макси-
мальный эффект достигается при совместной подаче известняка и топли-
ва после равномерного предварительного их перемешивания. Связывание
серы известняком, а также подавление оксидов азота восстановительной
атмосферой обеспечивает внутритехнологическое подавление вредных
газовых выбросов.
240
ПО “С
Рис. 9.9. Упрошенная схема парогазового энергоблока с аэрошлаковым газификато-
ром угля под давлением
А — подача твердого топлива и известняка; Б — удаление тяжелых шлаков (полиметал-
лического сырья); В — удаление легких шлаков; Г— парокислородное дутье; 1 — аэро-
шлаковый газификатор; 2 — камера тяжелого шлака; 3 — камера легкого шлака; 4 — до-
очистка; 5 — газовая турбина с генератором; 6 — котел-утилизатор; 7 — паровая турби-
на с генератором; 8 — градирня; 9 — кислородная (воздухоразделительная) станция;
10— воздушный компрессор
При газификации угля в гидроаэрошлаковом расплаве выход оксидов
азота из расплава составляет (по оценке) всего 50—100 мг/м3, а выход ок-
сидов серы снижается на 25—50 %. Степень улавливания золы топлива в
гидроаэрошлаковом расплаве также, по оценке авторов [9.6], достигает
99,5 %. В верхней части камеры расплава скапливается легкий шлак, яв-
ляющийся ценным сырьем для получения строительной продукции. В
нижней части концентрируется тяжелый шлак, представляющий собой
жидкую металлическую фазу, имеющую промышленное значение.
На рис. 9.9 представлена упрощенная схема энергоблока комбиниро-
ванного парогазового цикла с применением аэрошлакового газификатора
угля под давлением. Показаны сопутствующие системы удаления для пе-
реработки тяжелого и легкого шлаков, которые обеспечивают получение
всех преимуществ безотходной экологически безопасной электростан-
ции. Наличие в схеме ГТУ превращает ее в ПГУ с общей высокой эконо-
мичностью.
241
Рис. 9.10. Технологическая схема и газодутьевой баланс ОПУ мощностью 200 МВт
Несветай ГРЭС
ТП — топливоподача; К — котел; КГ— камера сгорания с газификатором; ТГ —
турбогенератор; КС — воздухоразделительная (кислородная) станция; ДВ — система
подготовки и подачи дутья (дутьевый вентилятор); ДС — дымосос; ШЩ — устройство
переработки шлака в шлакощебень (каменное литье); ШГ — линия шлакогранулята;
РМ— разливочная машина металла; ЭФ — электрофильтр; ВВ — вытяжной вентилятор;
GpM — производительность разливочной машины металла; <?шщ — производительность
устройства по переработке шлака в шлакощебень (каменное литье); О'Ш[ —
производительность линии шлакогранулята; GK — расход кислорода; Gu — расход
воздуха; Gyx — расход уходящих газов
На базе этих разработок в рамках государственной научно-техниче-
ской программы России «Экологически чистая энергетика» разработан
проект ОПУ мощностью 200 МВт (тепловых) для сжигания твердого низ-
кокачественного топлива (АШ) в шлаковом расплаве на Несветай ГРЭС
(Ростовская область).
Камера интенсивной газификации и сжигания топлива в расплаве
(КИСТР) и собственно котел-утилизатор представляют собой единый аг-
регат. Газодутьевый баланс ОПУ показан на рис. 9.10.
242
Топливно-шлаковый материальный баланс при максимальной нагруз-
ке характеризуется следующими показателями: уголь 32 т/ч; дробленый
известняк 4,8 т/ч; порошкообразный известняк 3,8 т/ч; легкий шлак в ви-
де шлакогранулята 8,9 т/ч; легкий шлак в виде шлакощебня 2 т/ч; тяже-
лый шлак (полиметалл) — 1,2 т/ч.
Технологические параметры ОПУ Несветай ГРЭС:
Ларопроизводительность:
максимальная................................................. 220 т/ч
номинальная 170 т/ч
Температура пара....................................... 510 °C
Давление пара.......................................... 10 МПа
Объем дымовых газов (при нормальных физических
условиях).............................................. 173 900 м3/ч
Температура уходящих дымовых газов..................... 120 °C
Расчетный КПД (брутто)................................. 96,5 %
Расход воды в системе охлаждения камеры-газификатора... 200 т/ч
Температура воды после системы охлаждения камеры-
газификатора .......................................... 90 °C
К реализации был принят вариант котла с охлаждением верхней части
КИСТР питательной водой перед поступлением ее в экономайзер котла.
В схеме предусмотрена возможность независимого охлаждения каме-
ры интенсивной газификации или частичного байпасирования при рас-
топках, остановах и переходных режимах работы установки. При этом
полезно используется до 50 % общей тепловой энергии охлаждающей
системы, благодаря чему возможно рассмотрение вариантов замещения
части ПВД и организации охлаждения питательной водой всех камер
шлакового расплава. Температурный шов примыкания экранов котла к
КИСТР расположен на 2 м выше уровня шлакового расплава, что в соче-
тании с лабиринтовыми уплотнениями и воздушным наддувом обеспечи-
вает надежную работу узла примыкания котла к КИСТР.
Топочная камера котла-утилизатора имеет призматическую форму се-
чением 6,88 х 8,72 м и высоту 11,6 м от входного окна до нижней части
ширм. Топочная камера предназначена для дожигания газов, покидаю-
щих камеру интенсивной газификации топлива в расплаве, сжигания
природного газа при неработающей КИСТР и сжигания смеси отходящих
газов КИСТР и природного газа. Расчетный диапазон нагрузок котла при
работающей КИСТР составляет 220—100 т/ч, при работе на природном
газе 170—110 т/ч.
При выборе конструкции топки и топочно-горелочных устройств бы-
ли учтены следующие требования:
удельные выбросы NO* на всех видах топлива не должны превышать
150 мг/м3 (при аух = 1,4);
243
выбросы оксидов серы SO2 из котельной установки при сжигании
в ней АШ должны ограничиваться значением 250 мг/м3 (при аух = 1,4),
для чего разработана схема ввода известняковой пыли в верхнюю часть
топки.
Горючими составляющими отходящих газов КИСТР являются оксид
углерода и водород, балластом — СО2, NO2 и водяной пар, поэтому со-
став газов и их теплота сгорания зависят от обогащения кислородом ду-
тья в КИСТР и могут изменяться в достаточно широких пределах. Мак-
симальная доля горючих составляет 93 % (£)НР = 11 480 кДж/м3 при нор-
мальных условиях). Применение в КИСТР кислородного дутья значи-
тельно повышает теплоценность отходящих газов.
Результаты исследований на ОПУ будут положены в основу проекта
ГРЭС мощностью 2560 МВт с энергоблоками по 320 МВт с котлами,
сжигающими донецкий АШ в шлаковом расплаве.
В сравнении с типовой паротурбинной электростанцией из схемы
ОПУ исключаются: система пылеприготовления и пылеподачи, горелоч-
ные устройства, электрофильтры, система гидрозолоудаления и золоотва-
ла, азотоочистка, и добавляется система получения кислорода.
Восстановительная технология расплава шлака обеспечивает эконо
мичный и безотходный, экологически безопасный цикл и представпя.
собой комплекс, состоящий из энергетического объекта (собствс.'и-.
ТЭС) и объектов по переработке твердых отходов энергетического про
водства, т.е. энерготехнологический комплекс.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 9
1. Расскажите о государственной научно-технической программе «Экологически чистая
энергетика» и ее основных пунктах,
2. Расскажите о конкурсе на разработку концепций создания перспективных типов
угольных ТЭС с высокими экологическими показателями.
3. Расскажите о результатах конкурса на разработку проектов экологически безопасных
ТЭС на твердом топливе.
4. Каковы основные требования к экологически безопасным ТЭС?
5. Каковы основные технические решения по проекту ВТИ для ГРЭС на экибастузском
угле с блоками по 500 МВт?
6. Перечислите особенности проекта ЭНИН для экологически безопасной ТЭС на экиба-
стузском угле с блоками по 500 МВт по сравнению с проектом ВТИ.
7. Расскажите о проекте Сибирского отделения ВТИ по созданию экологически
безопасной ГРЭС на канско-ачинских углях с блоками по 800 МВт и его технологиче-
ской схеме.
8. Расскажите о технических предложениях по экологически чистой Ростовской ГРЭС с
блоками по 300 МВт на АШ ухудшенного качества с котлами с топками ЦКС, разра-
ботанных совместно ВТИ, АО «Красный котельщик» и ТЭП.
9. Расскажите об опытно-промышленной парогазовой установке с газификацией канско-
ачинского угля на Красноярской ГРЭС-2 по проекту ВТИ.
244
10. Опишите технологию газификации углей различных марок в гидроаэрошлаковом рас-
плаве для экологически чистой энергетики по методу, который разработало «Пред-
приятие по экологическим проблемам энергетики» совместно с рядом других органи-
заций.
11. Расскажите о проекте ОПУ для сжигания АШ в шлаковом расплаве на Несветай ГРЭС
в Ростовской области и ее технологической схеме.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 9
9.1. Экологически чистая энергетика. Концепция и краткое описание проектов Госу-
дарственной научно-технической программы. М., 1990.
9.2. Экологические аспекты устойчивого развития теплоэнергетики России / Под общ.
ред. Р.И. Вяхирева. М.: Издательский дом «Ноосфера», 2000. 187 с.
9.3. Алехнович А.Н., Петросян Р.А., Шмиголь И.Н. Экологически чистая ТЭС на ка-
менном угле с блоками 500 МВт: Сб. научн. статей ВТИ // Природоохранные техно-
логии ТЭС. М,: ВТИ, 1996.
9.4. Новый способ сжигания высокозольных топлив в циркулирующем кипящем слое
— основа экологически чистой ТЭС / Э.П. Волков, Е.И. Гаврилов и др. // Тепло-
энергетика. 1990. № 3. С. 8—11.
9.5. Ольховский Г.Г., Березинец П.А., Малышева В.С. Парогазовые установки с гази-
фикацией угля — решение экологических проблем на угольных электростанциях:
Сб. научн. статей ВТИ // Природоохранные технологии ТЭС. М.: ВТИ, 1996.
9.6. Новые подходы к технологии использования твердого топлива в электроэнергетике
/ А.Ф. Дьяков, А.А. Мадоян, В.И, Доброхотов, Г.И. Левченко и др. // Теплоэнерге-
тика. 1998. № 2. С. 14—18.
9.7. Мадоян А.А. Особенно экологически чистый высокоэкономичный способ исполь-
зования твердого топлива для производства электроэнергии И Вестник МЭИ. 1994.
№ 1. С. 6—12.
9.8. Экологически чистая Ростовская ГРЭС мощностью 2,4 млн кВт с восемью паро-
турбинными энергоблоками по 300 МВт, оснащенными котлоагрегатами 1000 т/ч
для сжигания АШ ухудшенного качества в циркулирующем кипящем слое: Сб. на-
учн. статей ВТИ // Природоохранные технологии ТЭС. М.: ВТИ, 1996.
Часть вторая
ЗАЩИТА ВОДНОГО БАССЕЙНА ОТ СБРОСОВ
ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Глава десятая
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВОДЫ НА ТЭС
И ХАРАКТЕРИСТИКА СТОЧНЫХ ВОД
10.1. ВОДОПОДВЕДЕНИЕ И ВОДООТВЕДЕНИЕ НА ТЭС
Современное производство тепловой и электрической энергии сопро-
вождается использованием большого количества природной воды и сбро-
сом сточных вод разного уровня загрязненности. Особенно остро эта про-
блема стоит перед электростанциями, работающими как на органическом
(ТЭС), так и на ядерном (АЭС) топливе [10.1—10.4].
Доля электроэнергетики в общем объеме потребления пресной воды
промышленностью России составляет около 70 % (21 км3), из которых
90 % (19 kmj) сбрасывается в поверхностные водоемы, в том числе 4%
(0,76 км3) загрязненных стоков [10.5].
В условиях ограниченности водных ресурсов, ухудшения состояния
водных объектов и при постоянном повышении требований контроли-
рующих органов к качеству воды оценка масштабов воздействия ТЭС и
АЭС на водные объекты становится одним из основных критериев при
выборе места их строительства и прогноза развития электроэнергетики
в целом.
В соответствии с действующими «Правилами охраны поверхностных
вод» [10.6] защите от загрязнения, засорения и истощения подлежат все
водные объекты на территории страны. Система мер, направленных на
достижение этой цели, включает в себя нормирование качества воды в
водном объекте, а также регламентацию сброса нормированных веществ,
обеспечивающую соблюдение норм качества воды в контрольном створе
водоемов и водостоков или хотя бы неухудшение ее состава и свойств,
сложившихся под влиянием природных процессов, в случае, когда эти
нормы превышаются.
Нормирование качества воды состоит в установлении для воды водно-
го объекта совокупности допустимых значений показателей ее состава и
свойств, в пределах которых надежно обеспечиваются здоровье населе-
ния, благоприятные условия водопользования и экологическое благопо-
лучие водного объекта.
246
Нормы качества воды водных объектов включают в себя общие требо-
вания к составу и свойствам воды водотоков и водоемов. Установлен пе-
речень предельно допустимых концентраций (ПДК) нормированных ве-
ществ в воде водных объектов, используемых для хозяйственно-питье-
вых и коммунально-бытовых нужд населения или рыбохозяйственных
целей.
В соответствии с [10.6] сброс возвратных (сточных) вод в водные объ-
екты является одним из видов специального водопользования и осущест-
вляется на основании разрешений, выдаваемых в установленном порядке
органами Госкомприроды по согласованию с органами Государственного
санитарного надзора и с учетом требований рыбного хозяйства.
Условия отведения возвратных (сточных) вод в водные объекты опре-
деляются с учетом степени смешения возвратных (сточных) вод с водой
водного объекта на расстоянии от места выпуска возвратных (сточных)
вод до ближайшего контрольного створа водопользования, а также фоно-
вого состава водных объектов в местах выпуска сточных вод. Естествен-
ное самоочищение вод от поступающих в них веществ принимается во
внимание, если этот процесс достаточно выражен и его закономерности
изучены [10.6].
Таким образом, в настоящее время необходимая степень очистки от-
водимых стоков полностью зависит от состояния окружающих водоемов.
При этом предъявляется требование, чтобы содержание вредных веществ
в водоемах не превышало соответствующих норм (ПДК). При таком под-
ходе содержание вредных примесей в водоемах станет в лучшем случае
близким или равным предельно допустимым.
Более перспективным представляется нормирование, при котором
сброс примесей в водоемы со сточными водами не должен превышать их
поступления с исходной водой. В этом случае будет гарантировано со-
хранение на длительную перспективу современного состояния водоемов.
Однако при этом потребуется строительство шламоотвалов и солемо-
гильников для сбора и хранения твердых отходов и рассолов, т.е. реше-
ние одной проблемы вызовет появление другой.
В связи с этим представляется целесообразным при создании пер-
спективной экологически безопасной ТЭС, как и любого другого
предприятия, разработать систему водопользования, которая исключала
бы сброс жидких стоков в окружающие водоемы, а образующиеся отхо-
ды выводились бы в виде товарных продуктов или сырья для их про-
изводства.
Такое предприятие в отношении его воздействия на водоемы можно
назвать малоотходным. Кроме того, указанный подход будет в значитель-
ной степени стимулировать сокращение водопотребления, что само по
себе очень важно.
Вместе с тем реализация первых двух условий — сброс стоков не
должен приводить к увеличению концентрации нормируемых примесей
в водоемах выше допустимых, а масса отводимых со стоками приме-
сей не должна превышать массу примесей, поступивших с исходной
247
водой, — не представляет серьезных технических трудностей и должна
стать нормой для всех предприятий.
В современных условиях создание малоотходных ТЭС — технически
разрешимая задача. Весь ход научно-технического прогресса в области
водного режима ТЭС, водоподготовки и переработки сточных вод в опре-
деленной степени был связан с решением этой проблемы, а многие науч-
ные, проектные, конструкторские и наладочные организации, а также ву-
зы накопили большой практический опыт в этой области.
Учитывая комплексный характер проблемы, предстоит решить не
только ряд научных и технических задач в области водной химии и теп-
лотехники, водоподготовки и водного режима, химического контроля и
автоматизации, но и сложную организационную задачу — обеспечить
кооперацию и концентрацию усилий различных коллективов ученых и
практиков при решении этой ключевой для тепловой энергетики задачи.
Для определения эффективного пути реализации малоотходного водо-
пользования на ТЭС необходим детальный анализ существующих схем
водопотребления и водоотведения.
Вода, используемая на ТЭС, разделяется по ряду характерных призна-
ков. В отечественной практике приняты следующие основные термины и
определения по водопотреблению и водоотведению [10.7].
Свежая (добавочная) вода — это вода, поступающая в технологиче-
ские системы ТЭС из водных объектов совместного пользования (при-
родного источника, каналов, городского водопровода и др.) или очищен-
ная сточная вода, подаваемая для восполнения безвозвратных потерь во-
ды и потерь на продувку.
Безвозвратные потери воды — это потери воды при производстве теп-
ловой и электрической энергии в результате естественного и дополнитель-
ного испарения, уноса капельной влаги, утечек пара в паровом цикле и др.
Оборотная вода — это вода, использованная в технологическом цикле
электростанции и после охлаждения или очистки идущая на те же цели.
Повторно используемая вода — это вода, используемая в нескольких
технологических системах электростанции после ее охлаждения или очи-
стки, например очищенные нефтесодержащие стоки, применяемые для
подпитки оборотных систем.
Последовательно используемая вода — это вода, используемая пооче-
редно в нескольких производственных процессах или агрегатах без про-
межуточного охлаждения или очистки, например охлаждающая вода,
которая подается после конденсаторов турбин в систему гидрозолоудале-
ния или водоподготовки.
Продувочная вода — это вода, отбираемая из системы оборотного во-
доснабжения и заменяемая добавочной для поддержания солевого соста-
ва оборотной воды и загрязненности органическими веществами на опре-
деленном уровне.
Водопотребление — это потребление свежей (добавочной) воды из
водного объекта или системы водоснабжения.
248
Полное водопотребление — это сумма объемов свежей и оборотной
воды.
Водоотведение — это отведение вод, использованных электро-
станцией.
Воды, отводимые после хозяйственно-бытовой и производственной
деятельности электростанции, загрязненные и нагретые, называются
сточными. Сточные воды могут сбрасываться в водоемы (водоисточни-
ки), подземные горизонты и бессточные скважины, частично или в пол-
ном объеме передаваться другим предприятиям.
Нормативно чистые сточные воды — это сточные воды, допустимые
к сбросу без очистки, отведение которых в водные объекты не приводит
к нарушению качества воды в контролируемом створе или пункте водо-
пользования.
Нормативно очищенные сточные воды — это сточные воды, отве-
дение которых после очистки в водные объекты не приводит к нару-
шению норм качества воды в контролируемом створе или пункте водо-
пользования.
Загрязненные сточные воды — это воды, сброс которых вызывает на-
рушение норм качества воды в контролируемом створе или пункте водо-
пользования.
Нормы качества воды — установленные значения показателей качест-
ва воды по видам водопользования.
Правила охраны вод — установленные требования, регламентирую-
щие деятельность человека в целях соблюдения норм охраны вод.
Предельно допустимая концентрация (ПДК) — концентрация веществ
в воде, превышение которой делает ее непригодной для одного или не-
скольких видов водопользования.
Предельно допустимый сброс веществ в водный объем (ПДС) — масса
веществ в сточных водах, максимально допустимая к отведению с уста-
новленным режимом в данном пункте водного объекта в единицу време-
ни с целью обеспечить нормы качества воды в контролируемом створе
или пункте водопользования.
Предельно допустимый сброс веществ устанавливается с учетом ПДК
веществ в местах водопользования, ассимилирующей способности вод-
ного объекта и оптимального распределения массы сбрасываемых ве-
ществ между водопользователями, сбрасывающими сточные воды.
Тепловое загрязнение — поступление теплоты в водный объект, вызы-
вающее нарушение норм качества воды.
Удельный сброс загрязняющих веществ — количество загрязняющих
веществ, сбрасываемых в водоем при производстве единицы продукции
(для ТЭС — это отпуск электрической и тепловой энергии).
Потребность в водных ресурсах РКВП (водопотребление полное) на
ТЭС выражается в виде суммы потребностей в свежей (fTCB), оборотной
(W° ) и повторно или последовательно используемой (Жп п) воде:
^в.п = ^св + wo6 + р^П.П (10 П
249
Общий баланс воды на ТЭС в целом имеет вид
далее = да. с т + дал пер + дал пот, (Ю.2)
где WCT — объем сточных вод; Wncp — объем воды, переданной другим
потребителям; WnoT— потери воды.
В объем сточных вод системы кроме воды, организованно отводимой
после ее использования в водоемы, включается также вода, фильтруемая
в водоемы (утечки через плотину водохранилища, дамбы, дно золоотва-
лов и шламоотвалов).
Безвозвратные потери составляет вода, теряемая в результате деятель-
ности ТЭС. Это прежде всего испарение воды в оборотных системах ох-
лаждения, а также капельный унос из градирен, заполнение пор в золош-
лаках и др.
В количество воды, передаваемой другим предприятиям, включают
воду и пар (невозврат конденсата, подпитка теплосети и др.), а также сто-
ки, направленные на очистные сооружения других предприятий.
Значительная плата за использование свежей воды и сброс сточных
вод стимулирует сокращение их количества путем создания оборотных
систем водоснабжения, очистки и повторного использования сточных
вод.
Расход воды на ТЭС зависит от ее типа, единичной мощности турбин
и параметров пара, вида применяемого топлива и района размещения,
специфики работы внешних потребителей тепловой энергии и др. Повы-
шение единичной мощности турбин и параметров пара, использование
газа вместо твердого топлива снижают удельный объем воды на выработ-
ку электроэнергии. Но и при этом расход воды оказывается значитель-
ным. Так, для КЭС на органическом топливе мощностью 1 млн кВт пол-
ное водопотребление составляет около 0,9 км3 воды в год.
Основное количество воды на КЭС используется для конденсации па-
ра в конденсаторах турбин — (85—95 %), остальные 5—15 % объема во-
ды расходуются в различных технологических циклах: охлаждение масла
и воздуха, подшипников различных механизмов; восполнение потерь па-
ра и конденсата в рабочем пароводяном цикле; удаление золы и шлака
при работе на твердом топливе и др.
На ТЭЦ, кроме того, значительная часть воды тратится на восполне-
ние потерь пара и конденсата у внешних потребителей, а также на подго-
товку подпиточной воды теплосети.
Использование воды на ТЭС в настоящее время сопровождается обра-
зованием большого количества сточных вод. Их разделяют на три указан-
ные выше основные категории: нормативно чистые, нормативно очищен-
ные и загрязненные сточные воды.
К первой категории обычно относят сточные воды систем охлаждения
конденсаторов турбин. Однако в последнее время контролирующие ор-
ганы все чаще ограничивают или полностью запрещают сброс проду-
250
Таблица 10.1. Удельные показатели водопотребления ТЭС, м3/(МВт• ч)
Тип элек- тростанции Объем свежей воды Объем обо- ротной и по- вторно-по- следователь- но исполь- зуемой воды Объем без- возвратных потерь воды Объем сточных вод, сбрасываемых в водные объекты
всего в том числе
загряз- ненных нормативно очищенных нормативно чистых
ГРЭС 60,6 89,2 1,5 57,4 0,4 1,7 55,3
ТЭЦ 26,3 84,7 4,0 17,5 3,1 1,1 13,3
АЭС 51,4 151,3 2,4 48,9 0,1 0,2 48,6
вечных вод систем оборотного охлаждения (СОО), так как солесодержа-
ние этих вод из-за упаривания заметно превышает солесодержание ис-
ходной воды.
Вторую и третью категорию составляют все остальные сточные воды,
образующиеся в технологическом цикле.
В табл. 10.1 приведены средние удельные показатели водопотребле-
ния и водоотведения электростанций различного типа [10.1].
Для каждой электростанции разрабатываются свои нормы и нормати-
вы водопотребления и водоотведения с учетом качества потребляемой и
отводимой воды. Нормативы являются поэлементными составляющими
нормы, характеризующими размеры безвозвратных потерь воды, испаре-
ния и уноса в процессе производства тепловой и электрической энергии,
а также количество воды, передаваемое после использования на электро-
станции другим потребителям, отнесенными к единице отпущенной про-
дукции. Нормирование включает в себя разработку и утверждение норм
водопотребления и водоотведения на выработку единицы электрической
и тепловой энергии.
В зависимости от задач планирования нормы классифицируют по сле-
дующим признакам:
степени прогрессивности;
периоду действия;
направлению использования воды;
уровню планирования;
качеству применяемой воды и системам водоснабжения;
степени загрязненности сточных вод, отводимых от производства.
По уровню прогрессивности нормы и нормативы водопотребления и
водоотведения делятся на балансовые и оценочные.
Балансовая норма водопотребления и водоотведения является нормой
первого уровня прогрессивности и определяет максимально допустимое
плановое количество потребляемой (отводимой) воды на отпуск единицы
продукции установленного качества в конкретных планируемых услови-
ях производства. Балансовые нормы предназначены:
для определения плановой потребности в воде предприятия (объе-
динения);
251
установления лимитов отпуска воды и сброса сточных вод по пред-
приятиям (объединениям);
разработки водохозяйственных балансов;
контроля за использованием воды и сбросом сточных вод на предпри-
ятии (объединении).
Оценочная норма водопотребления — расход (использование) водных
ресурсов на отпуск единицы продукции определенного качества при ус-
ловии внедрения в производство лучших мировых достижений по совер-
шенствованию технологических процессов в водохозяйственных систе-
мах и основном производстве, обеспечивающих сокращение водопотреб-
ления и водоотведения при одновременном максимально возможном со-
кращении удельного расхода всех других ресурсов, используемых при
производстве этой продукции.
Оценочная норма водоотведения определяется оценочной нормой во-
допотребления свежей воды и размером безвозвратного водопотребления
и безвозвратных потерь в производстве, рассчитанных по оценочным
нормативам, с учетом качества отводимой воды.
Оценочные нормы водопотребления и водоотведения — нормы второ-
го уровня прогрессивности. Главная задача оценочных норм — стимули-
ровать рациональное использование производственных и природных ре-
сурсов с учетом водообеспеченности источника водоснабжения.
Как правило, значения балансовых и оценочных норм могут совпадать
только на новой или реконструируемой электростанции, в проект кото-
рой заложены новейшие достижения научно-технического прогресса и
своевременно достигнуты запроектированные технико-экономические
показатели использования и охраны водных ресурсов.
По направлению использования воды нормы подразделяются на тех-
нологические, нормы потребления воды вспомогательным и подсобным
производствами, а также для хозяйственно-питьевых нужд на отпуск еди-
ницы продукции основного производства.
Технологическая норма определяет объем воды, потребляемой на от-
пуск единицы продукции для целей, предусмотренных технологией ос-
новного производства.
Норма потребления воды вспомогательным и подсобным производст-
вами определяет объем воды, расходуемой вспомогательным и подсоб-
ным производствами на отпуск единицы основной продукции.
Норма потребления воды на хозяйственно-питьевые нужды опреде-
ляет количество воды, необходимое для санитарных, бытовых и хозяйст-
венных целей, отнесенное к единице основной продукции.
Индивидуальные нормы водопотребления и водоотведения определя-
ют количество потребляемой (отводимой) воды на отпуск единицы кон-
кретной продукции по всем направлениям использования воды с учетом
качества применяемой (отводимой) воды.
Индивидуальные нормы предназначены:
для определения плановой потребности в воде на ТЭС;
установления лимита отпуска воды и сброса сточных вод на ТЭС;
252
использования при проектировании систем водоснабжения и канали-
зации предприятий;
контроля за использованием воды и сбросом сточных вод на ТЭС.
Индивидуальные нормы рассчитываются для каждого типа турбоагре-
гата каждой ТЭС по всем направлениям использования воды с учетом
климатического района, системы водоснабжения, сжигаемого топлива и
качества исходной воды.
Укрупненные нормы водопотребления и водоотведения представляют
собой средневзвешенные значения индивидуальных норм в зависимости
от установленного оборудования применительно к соответствующим
уровням планирования с дифференциацией по направлениям использова-
ния воды.
Укрупненные нормы предназначены:
для планирования водопотребления и водоотведения;
составления схем комплексного использования водных ресурсов;
составления прогнозов водопотребления и водоотведения.
Нормирование водопотребления и водоотведения на ТЭС прежде все-
го сводится к определению нормативных объемов свежей, оборотной, по-
вторно или последовательно используемой, сточной, переданной другим
потребителям и безвозвратно теряемой воды в каждой технологической
системе и в целом на ТЭС [10.7]. Для каждой отдельно взятой у-й техно-
логической системы ТЭС уравнение баланса имеет следующий вид:
Wj = Wj +Wj =Wj +WjV + Wj +Wj , (10.3)
где Wj п и Wj 'n — последовательно и повторно используемые воды, по-
ступившие в данную технологическую систему и переданные в другую.
Для у-й технологической системы ТЭС с оборотной схемой водоснаб-
жения количество воды в обороте определяется объемом воды, необхо-
димым для осуществления технологического процесса в системе, за вы-
четом объемов воды, выводимой из системы, и потерь:
= Wj - W^- W"ep - . (10.4)
Норма потребления воды //в" в общем виде выражается аналогично
уравнению (10.1) в виде суммы норм свежей (//“), оборотной (//об) и по-
вторно или последовательно (Н п п) используемой воды:
НВП = Нсв + Н°б + Япп. (10.5)
Баланс норм для ТЭС в общем виде аналогичен уравнению (10.2) и
имеет вид:
Нсв = НСТ + Япср + П, (10.6)
где Нсг — норматив сточных вод; Нпер — норматив воды, передаваемой
другим потребителям; П — норматив безвозвратных потерь воды.
253
Однако на практике равенство (10.6) часто не соблюдается, так как
разделение объемов воды на два вида продукции в различных технологи-
ческих системах ТЭС проводится по разным признакам.
Системы, использующие воду на ТЭС, разделяются на три основных
вида по направлениям использования воды: основные технологические,
вспомогательные и хозяйственно-питьевые нужды (рис. 10.1 и 10.2)
[10.7].
Индивидуальные нормы и нормативы в целом по ТЭС представляют
собой сумму аналогичных норм и нормативов технологических (тех),
вспомогательных (в) процессов и хозяйственно-питьевых (х) нужд:
Яст=Сх + Яаст+Яхст; (10.7)
„nep_ „пер „пер „пер,
“ ^тех в **х ’
п = п тсх + П в + П х.
Индивидуальные балансовые нормы и нормативы разрабатываются
для каждого турбоагрегата, установленного на ТЭС (на КЭС — на один, а
на ТЭЦ — на два вида продукции).
Распределение объемов всех видов вод W t в каждой технологической
системе (кроме системы охлаждения) на отпуск электроэнергии ) и те-
пловой энергии (Ж(т) производится пропорционально расходам топлива:
Wi = W3j + №', (10.8)
^ТЭс
где W( = —-----; Ж,- = —-----.
лтэс -“тэс
Расход топлива на отпуск электроэнергии (2?ТэС ) и тепловой энергии
0®тэс ) определяется по следующим уравнениям:
5дэс = 30ТЭтэс;
®ТЭС := ^от^ТЭС ’
а общий расход топлива на ТЭС
5Тэс = -®тэс + -®тэс ’
где З’т и 5qT — удельный расход топлива на единицу отпущенной элек-
трической и тепловой энергии; Этэс и Ттэс — количество электрической
и тепловой энергии, отпущенной с ТЭС.
254
Индивидуальная норма водопотребления
Свежая вода Оборотная, повторно или последовательно используемая вода
Техническая вода Питьевая вода
Индивидуальная норма водопотребления на технологические нужды Индивидуальная норма водопотребления на вспомогательное и подсобное производство Индивидуальная норма водопотребления на хозяйственно-питьевые нужды
Водопотребление на основные технологические процессы (циклы) Водопотребление на технологические процессы вспомогательного и подсобного производства Водопотребление на хозяйственно-питьевые нужды
Свежая вода Оборотная, повторно или последовательно используемая вода Свежая вода Оборотная, повторно или последовательно используемая вода Свежая веда Оборотная, повторно или последовательно используемая вода
Техническая вода Питьевая вода Техническая вода Питьевая вода Техническая вода Питьевая вода
255
Рис. 10.1. Состав индивидуальной нормы водопотребления на единицу продукции электростанций
256
Рис. 10.2. Состав индивидуальной нормы водоотведения на единицу продукции электростанций
Следует отметить, что некоторое количество тепловой энергии посту-
пает потребителям от пиковых водогрейных котлов, а также из пароводя-
ного тракта через редукционно-охладительные установки (РОУ). Для уп-
рощения расчетов это количество тепловой энергии распределяют на ус-
тановленные турбоагрегаты пропорционально выработке ими тепловой
энергии [10.7].
Для оценки достоверности расчета норм проверяют водный баланс в
целом по ТЭС:
и. Л7тсвТ - ДТэст'Э . Д7тстТ д. П .
71 -^тэс + 77 7 ТЭС - 77 -Аэс + 77 7 ТЭС + п -'тэс +
+ ЯтперТтэс + 77эЭтэс + /7тгтэс, (10.9)
где Нэ св и Н т св — нормы потребления свежей воды на единицу отпу-
щеннои электрическом и тепловой энергии; Н и Н — то же на от-
вод сточных вод; Н яп — то же на количество воды, переданной
другим потребителям; Пэ яП1— нормативы безвозвратных потерь воды
на единицу отпущенной электрической и тепловой энергии.
Сумму расчетных расходов свежей воды (ЯэсвЭтэс + Нт св7’тэс) срав-
нивают с фактическим расходом свежей воды (по статистической форме
2ТП-водхоз) в целом по электростанции. Причины отклонения расчетных
расходов от фактических обосновывают в пояснительной записке.
Качество отводимой воды с учетом вредных веществ в сточных водах
необходимо определять:
для выбора рациональной технологии производства в отношении ох-
раны водных ресурсов;
определения ущерба в результате загрязнения водных источников
промышленными стоками;
расчета очистных сооружений и систем канализации;
планирования заданий по снижению уровня загрязненности и меро-
приятий по прекращению сброса загрязненных стоков в водоемы;
планирования заданий по улавливанию полезных веществ из сточных
вод;
определения удельного приведенного стока на единицу продукции.
Концентрации загрязнений определяют расчетами или на основании
данных химического контроля.
При определении качества сточных вод рассчитывают дополнитель-
ное приращение концентрации (ДС^ и ДС^ ) загрязняющего воду веще-
ства d (по каждому загрязняющему веществу) после технологического
процесса (С^т ) по сравнению с концентрацией этого вещества в исход-
ной (свежей) воде (С^в), забираемой из водоема, и с концентрацией его в
сточных водах, подлежащих сбросу в водоем после их очистки (C"d ), по
следующим формулам:
257
до очистки
АС^ =С7'-Сс;; (10.10)
после очистки
де; =с7"-с^в. (io.li)
Удельное количество Md (кг/(МВт‘ч), кг/ГДж) загрязняющего воду
вредного вещества d, поступающего в водоем со сточными водами, опре-
деляется по формуле
ud=+X ’ (10-12>
11 а 1 /I
,.ст ,.ст .,ст
где и мН, — нормы сточных вод от технологических, вспомога-
тельных и хозяйственно-питьевых потребителей на единицу отпущенной
электрической или тепловой энергии; /, q nj — номера потребителей.
10.2. ОСНОВНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ ВОДЫ И ХАРАКТЕРИСТИКА
СТОЧНЫХ ВОД
10.2.1. Система охлаждения конденсаторов турбин
и вспомогательного оборудования
Для конденсации 1 кг пара необходимо в среднем 60—100 кг воды.
Расход воды на конденсацию пара должен обеспечить такое давление в
конденсационной установке, при котором сумма недовыработки электро-
энергии турбиной и затраты электроэнергии на перекачку охлаждающей
воды будут минимальными. При этих условиях расход охлаждающей во-
ды на конденсатор составит
где АЛ — удельная теплота конденсации отработавшего пара, кДж/кг;
D — количество отработавшего пара, поступающего в конденсатор, т/ч;
Св — удельная теплоемкость воды, кДж/(кг град); — температура ох-
лаждающей воды на входе в конденсатор, °C; t2 — температура охлаж-
дающей воды на выходе из конденсатора, обеспечивающая оптимальное
давление в конденсаторе, °C.
Кроме конденсации пара в конденсаторах часть воды используется
для охлаждения масла и газа в масло- и газоохладителях турбины. При
этом общий расход охлаждающей воды составит
^конд+ ^м+ (10.14)
где WM и Wr — расход воды на охлаждение масла и газа, м3/ч.
258
Для определения оптимального расхода охлаждающей воды использу-
ют соответствующие методики и типовые нормативные характеристики
турбоагрегатов и конденсационных установок [10.7].
Существует три основных типа систем охлаждения:
прямоточная;
оборотная с градирнями или брызгальными бассейнами;
оборотная с водохранилищем-охладителем.
При прямоточной системе свежая вода проходит 1 раз через конденса-
торы турбин и сбрасывается в водоисточник. На это расходуется до
99,9 % свежей воды, подаваемой на ТЭС.
Для сокращения расхода свежей воды применяют системы оборотного
охлаждения (СОО) с водохранилищами-охладителями, брызгальными
бассейнами или градирнями. При этом основная часть охлаждающей во-
ды используется многократно, а расход свежей воды на восполнение по-
терь в этой системе снижается в среднем до 5 % количества циркулирую-
щей воды.
Основные технико-экономические показатели различных систем охла-
ждения конденсаторов турбин приведены в табл. 10.2 [10.8].
При прямоточной системе охлаждения объем водопотребления И''™
равен сумме объемов отведения стоков и потерь на дополнительное
испарение в водном объекте из-за сброса нагретой воды ^хи:
С=С+СИ- (10-15)
Обычно потери на дополнительное испарение составляют около 1 %
Жох, тогда
<х = ^ох: С = 0Жк; <хи= 0,01 ^ох •
Для прямоточных систем охлаждения концентрация компонентов в
сточных водах определяется по формуле
(Сст), = 1,01(Ссв),.. (10.16)
В настоящее время на большинстве ТЭС используются СОО, хотя за-
траты на их сооружение и эксплуатацию достаточно высоки (табл. 10.2).
Основным стимулом к широкому использованию СОО явилось введение
платы за свежую воду и сброс сточных вод. Кроме того, при прямоточной
системе охлаждения возникают трудности с соблюдением нормативных
требований «Правил охраны поверхностных вод» [10.6], ограничиваю-
щих повышение температуры в водных объектах более чем на 5 °C зимой
и на 3 °C— летом.
В СОО с градирнями основная часть потерь воды обусловлена испаре-
нием и капельным уносом. Для сокращения последнего градирни обору-
дуют каплеуловителями. При испарении части воды происходит увеличе-
ние солесодержания оборотной воды. Кроме того, в градирнях при ин-
259
Таблица 10.2. Показатели систем охлаждения ТЭС
Характери- стика пока- зателя Показатель Система охлаждения
прямо- точная оборотная
с водохра- нилищем с брыз- гальной ус- тановкой с башенной градирней с воздуш- но-конден- сационной установкой
Дополнительный удельный расход условного топлива, т/(ГВт • ч) 0 9 23 32 46
Расход природных ресурсов Безвозвратное во- допотребление, м3/(ГВт • ч) 1000 1400 2000 2200 50
Отвод земли под водоохладители, га/ГВт 0 570 60 5 7
Выбросы в окружаю- Сброс тепла в атмо- сферу, Гкал/(ГВт • ч) 1380 1450 1520 1600 1730
щую среду Сброс солей в водо- источники, т/(ГВт • ч) 0,3 0,9 1,3 1,5 0,02
Экономи- Удельные капи- тальные вложения в ценах 1984 г., млн руб/ГВт уст. мощности 12 16 17 20 60
веские Эксплуатацион- ные затраты*, млн руб/(ГВт год) 4,7 4,4 9,9 13,5 22,2
Расход электро- энергии, ГВт • ч/год 0,05 0,04 0,07 0,1 0,09
* Цена топлива 50 руб/т, воды для прямоточной системы 0,003 руб/м3, безвозвратной
потери воды 0,01 руб/м3, электроэнергии 0,02 руб/(кВт • ч).
тенсивном контакте воды с воздухом происходит десорбция СО2 и час-
тичная диссоциация бикарбонат-иона:
2нсо; —- со23~ + н2о + со21 (10.17)
В результате возрастает концентрация карбонат-ионов в оборотной
воде и ее pH. При соответствующей концентрации ионов кальция в обо-
ротной воде создаются условия для образования отложений в форме кар-
боната кальция. Наибольшую опасность представляют эти отложения в
трубках конденсаторов. Для поддержания состава оборотной воды на
260
уровне, безопасном в отношении накипеобразования и коррозии, часть
оборотной воды удаляют продувкой.
Для СОО с градирнями объем водопотребления равен сумме объемов
W ТтгИ
водоотведения с продувкой, потерь на испарение Frox и с капельным
уносом из градирен:
С=<хР+СУ+С- (10.18)
Потери на испарение находят по уравнению
W”x = KbtWox, (10.19)
где К — коэффициент, учитывающий долю теплоотдачи испарением в
общем объеме теплоотдачи и принимаемый для градирен по [10.9]; Лг —
перепад температур воды до и после охлаждения в охладителе.
Потери с капельным уносом
где рк у — доля воды, уносимая в виде капель.
Необходимый расход продувочной воды определяется допустимой
степенью упаривания воды исходя из условий предотвращения отложе-
ний и коррозии в системе.
Расчетный расход продувочной воды составляет
(Ю.20)
ГДОП 1
где (рдоп — допустимый коэффициент упаривания воды в СОО, завися-
щий от состава исходной воды и способа обработки добавочной или обо-
ротной воды.
Для сокращения расхода продувочной воды оборотную воду в СОО
обрабатывают кислотой или специальными реагентами либо умягчают
свежую воду перед подачей ее в СОО [10.10]. Мероприятия по экологи-
ческому совершенствованию СОО рассмотрены в гл. 11.
Для СОО с водохранилищами объем свежей воды равен сумме объе-
мов водоотведения и потерь. При этом в объем водоотведения И^х вхо-
дят организованный сток воды (продувка) через плотину и фильтра-
ция И^х из водохранилища в водный объект, а в объем потерь — естест-
венное W^x и дополнительное (за счет сброса нагретой воды) испарение
с зеркала водохранилища, т.е.
(10.21)
261
При этом
густ = Н7ПР + шФ
" ох ” ох "ох ’
W°6 =W -
rr ox ox 1 ox *
Системы оборотного охлаждения с воздушно-конденсационными ус-
тановками в настоящее время не применяют из-за повышенных капи-
тальных и эксплуатационных затрат (см. табл. 10.2).
На ТЭС вода используется также для охлаждения подшипников вспо-
могательных механизмов основного оборудования, к которым относятся
насосы, мельницы, дымососы, вентиляторы и другие. Расход воды на
вспомогательные механизмы принимают по данным проектно-техниче-
ской документации или производственных испытаний.
В зависимости от принятой схемы использования воды определяются
объемы оборотной и сточной воды. Объемы этих вод в целом по системе
охлаждения распределяются на отпуск тепловой и электрической энер-
гии пропорционально расходам топлива в целом по электростанции.
10.2.2. Системы гидрозолоудаления
На ТЭС, сжигающих твердое топливо, образующиеся зола и шлак
обычно удаляются водой на золоотвалы. Более экологичные сухие систе-
мы не нашли пока широкого распространения. Используют прямоточные
и оборотные системы гидрозолоудаления (ГЗУ). Расход воды в них со-
ставляет 15—40 м3/т золы и шлака. В прямоточных системах грубодис-
персные примеси отстаивают на золоотвалах, а осветленная вода сбрасы-
вается в водоемы. Такие системы применяют, если в воде не растворяют-
ся токсичные примеси золы и шлака.
Более совершенны оборотные системы. При их работе часть золы и
шлака растворяется в воде. Состав золы и шлака зависит от марки топли-
ва. Кроме того, при мокром золоулавливании (очистке газов) растворяют-
ся оксиды серы, азота, углекислый газ. Возможно растворение и токсич-
ных веществ: ванадия, мышьяка, фтора, ртути и др. Значение pH воды в
оборотных системах гидрозолоудаления может быть от сильнокислотно-
го до сильнощелочного. Возможно образование отложений в виде СаСО3,
Са(ОН)2, CaSO4 • 2Н2О и др. Для поддержания солевого баланса и пред-
отвращения интенсивного образования отложений часть оборотной воды
сбрасывают в водоемы и заменяют ее свежей.
В соответствии с действующими «Правилами технической эксплуата-
ции электрических станций и сетей» [10.11] системы ГЗУ должны быть
оборотными, однако еще на многих ТЭС эксплуатируются системы ГЗУ
по разомкнутой схеме. Водный баланс систем ГЗУ за годичный период
определяется следующими уравнениями:
приходная часть баланса
Wx = ^ТЗУ + И'рзу + IK"™ + , (10.22)
262
где И'рзу — объем водной составляющей пульпы, поступающей в отвал,
с учетом сточных вод от других систем, сбрасываемых в систему ГЗУ;
— объем осадков, выпадающих на поверхность золошлакоотвала,
бассейна и каналов осветленной воды; И^у — объем поверхностного
стока, поступающего в систему ГЗУ; Я^у — объем сбросных вод от
других цехов электростанции или других предприятий, направляемых не-
посредственно на золоотвал;
расходная часть баланса
= ^ГЗУ + + Илу + ^ГЗУ + ^З°у + Игзу + И^у > (Ю.23)
где fTr3y — объем воды, забираемой из отстойного пруда для повторного
использования в системе ГЗУ, с учетом потребностей внутристанционной
системы золоулавливания и шлакоудаления, включая внутристанцион-
ные потери воды; W^y — потери на фильтрацию через ложе отстойного
пруда; Ирзу — потери на фильтрацию через ложе бассейна и каналов ос-
ветленной воды; И^зу — потери на испарение с водной поверхности от-
стойного пруда, бассейна и каналов осветленной воды; И^у — потери
воды на заполнение пор намытого золошлакового материала; —
потери на испарение с поверхности золоотвала; И^у — потери воды на
подъем уровня отстойного пруда в целях обеспечения необходимого пу-
ти осветления (в связи с частичным заполнением емкости пруда зольны-
ми отложениями).
Все указанные составляющие водного баланса системы ГЗУ определя-
ются по проектно-технической документации или расчетным путем по
методике ВНИИГ [10.12].
Минимальный расход продувочной воды оборотной системы ГЗУ,
необходимый для обеспечения концентрации растворенных солей на без-
опасном в отношения образования солевых отложений уровне, определя-
ется по методике ВТИ [10.7]. Если расход продувочной воды, определен-
ный по этой методике, превышает значение, полученное из уравнения ба-
ланса, его принимают в качестве расчетного расхода сточных вод при
нормировании.
Для расчета норм находят расход свежей воды в систему из водного
объекта, суммарный расход оборотной и повторно или последовательно
используемой воды, а также расход продувочной воды с учетом фильт-
рации.
Качество сбросных вод системы ГЗУ зависит от вида сжигаемого топ-
лива и типа установленного оборудования, поэтому дать расчетные зави-
263
симости качества сточных вод ГЗУ не представляется возможным. Со-
став и степень загрязненности этих вод должны приниматься на основе
фактических данных химического контроля. Однако по современной
классификации [10.13] продувочные воды ГЗУ относятся к токсичным
стокам, в связи с чем оборотные системы на строящихся и реконструи-
руемых ТЭС должны быть бессточными. Допускается и рекомендуется
максимально возможное использование воды из оборотных систем ГЗУ
для производственных нужд при условии, что образующиеся при этом
стоки возвращаются в систему ГЗУ или полностью используются с со-
блюдением экологических требований [10.14].
10.2.3. Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами
Источниками нефтепродуктов в стоках ТЭС являются мазутное хозяй-
ство, маслосистемы турбин и подшипников различных механизмов (на-
сосов, дымососов, вентиляторов, мельниц и др.), электротехническое
оборудование, гаражи, оборудование вспомогательных служб. Загрязнен-
ные нефтепродуктами воды ТЭС содержат мазут, смазочные и изоляци-
онные масла, керосин, бензин и пр.
Объемы вод, загрязненных нефтепродуктами, определяются по дан-
ным технических паспортов на оборудование, проектно-технической до-
кументации или СНиП и уточняются при проведении производственных
испытаний. В мазутохозяйстве такие воды образуются при охлаждении
насосов, аварийных упусках мазута и ремонтных работах, поступают с
грунтовой водой и др. Имеет место загрязнение мазутом конденсата па-
ровых спутников и лотков, приемных и расходных резервуаров. Концен-
трация мазута в охлаждающей воде сальников насосов составляет в ряде
случаев 5000 мг/кг и более [10.2].
Значительное количество замасленных вод образуется при охлажде-
нии маслосистем турбин и подшипников вращающихся механизмов в
главном корпусе. Низкая культура эксплуатации приводит в ряде случаев
к увеличению потерь масла в трансформаторах в 3—5 раз по сравнению с
нормами.
В результате количество сточных вод, загрязненных нефтепродукта-
ми, оказывается значительным, что создает проблему их очистки и по-
вторного использования. Сброс недостаточно очищенных от нефтепро-
дуктов сточных вод представляет особую опасность для водоемов. Лег-
кие нефтепродукты образуют пленки на поверхности воды, ухудшая ус-
ловия аэрации водоемов. Тяжелые нефтепродукты оседают на дне, губи-
тельно действуют на флору и фауну. Воздействие нефтепродуктов на во-
доемы имеет длительный характер, так как они являются слабо окисляю-
щимися веществами.
В связи с этим по нефтепродуктам установлены очень низкие ПДК. В
водоемах, не имеющих рыбных хозяйств, ПДК нефтепродуктов не долж-
на превышать 0,1—0,3 мг/кг, а при наличии рыбоохранных и рыбохозяй-
ственных организаций 0,05 мг/кг. Согласно [10.13] сточные воды этого
типа должны использоваться на ТЭС повторно.
264
10.2.4. Обмывочные воды регенеративных воздухоподогревателей
и конвективных поверхностей нагрева котлов
В процессе эксплуатации на конвективных поверхностях нагрева кот-
лов и в регенеративных воздухоподогревателях (РВП) при контакте с ды-
мовыми газами образуются отложения, что приводит к росту сопротивле-
ния газового тракта котла и повышению температуры уходящих газов. В
результате периодически возникает необходимость в очистке этих по-
верхностей.
Для удаления образовавшихся отложений часто используют промывку
водой, при этом отложения растворяются в ней и делают ее очень токсич-
ной. Особенно остро эта проблема стоит для котлов, сжигающих жидкое
и твердое топливо.
На ТЭС в основном используются сернистые и высокосернистые (со-
держание серы 2—3 %) мазуты. При их сжигании образуется зола, кото-
рая содержит высокотоксичные соединения ванадия, никеля и др. Часть
золы оседает на поверхностях нагрева котлов, в результате чего и возрас-
тает сопротивление проходу газов.
В местах, где температура газов ниже точки росы, образующаяся влага
поглощает SO3 и SO2 из дымовых газов с образованием серной кислоты.
Это приводит к интенсивной низкотемпературной коррозии металличе-
ских поверхностей с образованием отложений сульфата железа, также
увеличивающих сопротивление прохождению дымовых газов.
Образующиеся при обмывке сточные воды содержат до 0,5 % серной
кислоты и токсичные соединения ванадия, никеля, меди и др.
При обмывке хвостовых поверхностей котлов, сжигающих твердое то-
пливо, сточные воды в зависимости от характеристики топлива содержат
механические примеси, различные растворимые соли, фтор, мышьяк и
другие загрязнители.
Объем водопотребления на промывку РВП и пиковых водогрейных
котлов зависит от ряда факторов, в том числе от вида и качества сжигае-
мого топлива, типа и режима работы котлов, схемы очистки промывоч-
ных вод и устанавливается индивидуально для каждой ТЭС. При отсутст-
вии нормативно установленных расходов целесообразно принимать сле-
дующие значения [10.15]:
для промывки РВП: расход воды 5 м3 на 1 м2 площади сечения ротора;
продолжительность 1ч; периодичность 1 раз в месяц;
для промывки конвективных поверхностей нагрева котла: расход воды
на промывку котла паропроизводительностью 300 т/ч и более 300 м3;
продолжительность 2 ч; периодичность 1 раз в год перед ремонтом;
для промывки пиковых котлов: расход воды на промывку водогрейно-
го котла марки: ПТВМ-50-1 15м3; КВГМ-ЮО(ПТВМ) 20 м3; КВГМ-180
(ПТВМ) 25 м3; продолжительность 30 мин; средняя периодичность 1 раз
в 15 сут.
265
Периодичность промывок пиковых котлов, оборудованных устройст-
вом дробеочистки, составляет 1 раз в год.
Объемы оборотной и сточной воды в системе промывок РВП зависят
от применяемой схемы очистки и установленного оборудования и опре-
деляются индивидуально по каждой ТЭС.
Состав и степень загрязненности сточных вод от промывок РВП зави-
сят от конкретных условий эксплуатации (топлива, оборудования, каче-
ства исходной воды и т.п.) и принимаются на основе фактических дан-
ных химического контроля.
При отсутствии данных химического контроля состав промывочных
вод после известковой обработки (наиболее распространенной) можно
принимать следующим, г/м3 [10.15]: взвешенные вещества 25; сухой
остаток 2000—2400; SO4 1400; Ni < 0,1; Си < 0,1; Fe < 0,1; V £ 0,1; pH
9,5—10.
10.2.5. Сточные воды химических промывок и консервации
оборудования
Для очистки оборудования (в основном котлов) от отложений приме-
няют предпусковые и эксплуатационные промывки различными химиче-
скими растворами. Обязательными являются промывки впервые вводи-
мого в эксплуатацию оборудования — предпусковые промывки. Экс-
плуатационные промывки проводят периодически. Для этой цели исполь-
зуют неорганические кислоты (соляную, серную, плавиковую), различ-
ные органические соединения, комплексоны и композиции на их основе,
а также ингибиторы коррозии. С учетом трудностей по переработке и
утилизации растворов, содержащих органические соединения, их исполь-
зование при химических очистках оборудования не рекомендуется
[10.14]. Запрещается применять реагенты, для которых не установлена
ПДК для водоемов различного назначения, а также реагенты, которые не
могут быть обезврежены. Технология промывок и состав реагентов зави-
сят от состава отложений, удаляемых с поверхности нагрева, и типа обо-
рудования.
При консервации оборудования применяют аммиак, гидразин, оксиде-
циламин и др.
При химической очистке оборудования возможны следующие техно-
логические операции [10.14]:
водная промывка технической водой;
обезжиривание внутренних поверхностей растворами щелочи или по-
верхностно-активных веществ (ОП-7, ОП-Ю);
вытеснение раствора технической водой с последующей заменой ее на
обессоленную;
химическая очистка соответствующим раствором;
пассивация очищенных поверхностей;
дренирование или вытеснение пассивирующего раствора обессолен-
ной водой.
266
В результате химической очистки образуются сточные воды, содержа-
щие как используемые реагенты, так и отложения, удаленные с поверхно-
стей нагрева: сульфаты и хлориды кальция, магния и натрия, всевозмож-
ные токсичные соединения (соли железа, цинка, фторсодержащие соеди-
нения, гидразин), а также органические вещества (нитриты, сульфиды,
аммонийные соли), для окисления которых необходим кислород.
Качество сточных вод от химических очисток зависит от типа уста-
новленного оборудования и использованного метода очистки и принима-
ется по данным химического контроля. При отсутствии данных химиче-
ского контроля состав сбросных вод после их обезвреживания может
быть принят по данным [10.15] и табл. 10.3 [10.14].
Наибольшую угрозу в этих сточных водах представляют собой ток-
сичные вещества и вещества, потребляющие кислород.
Расходы воды и периодичность химических очисток зависят от типа и
режима работы установленного оборудования, от используемого метода
химической очистки и определяются по данным проектно-технической и
эксплуатационной документации.
При отсутствии нормативно установленных расходов их целесооб-
разно принимать по данным табл. 10.4 [10.14].
Таблица 10.3. Концентрация веществ в сточных водах после химических очисток
котлов, мг/кг
Компонент сточных вод Способ очистки
соляной кислотой комплексонами с добавлением кислот серной ки- слотой с фторидами
серной НМК* лимонной
Хлориды С1 4000 — — — —
Сульфаты SO2 — 1800 — — 3000
Фториды F — — — — 1300
Железо Fe2+ 780 780 780 780 780
Натрий Na 260 180 180 180 180
ОП-10 (ОП-7) — 200 200 200 —
Формальдегид 320 — — — 200
Аммонийные соединения HN4 720 720 720 720 1300
Каптакс — 20 20 20 20
Гидразин — 30 30 30 30
Минеральные вещества в сумме Органические вещества: 8000 5100 6300 5100 5100
по химическому потребле- нию О2 380 1800 4800 3200 450
по биологическому потреб- лению О2 220 150 2700 1100 150
*НМК— низкомолекулярная кислота.
267
Таблица 10.4. Количество сточных вод при химических очистках котлов
Паропроизводи- тельность котла, т/ч Схема очистки Объем промы- вочного контура, 3 м Объем стоков, м3, сбрасываемых в
бак- нейтрализатор емкость- усреднитель
220 Одноконтурная 200 2000 3200
320 Одноконтурная 250 2300 4000
320 Двухконтурная: 6400
1-й контур 200 200
2-й контур 150 1500
420—500 Одноконтурная 300 3000 4800
420—500 Двухконтурная: 7200
1-й контур 250 2500
2-й контур 200 200
640—670 Одноконтурная 500 500 8000
640—670 Двухконтурная: 8600
1-й контур 320 3200
2-й контур 220 2200
1000 Одноконтурная 500 5000 8000
1600 » 700 7000 11 200
2500 )) 1000 10 000 16 000
4000 » 1500 15 000 23 000
180* » 120 300 1000
100* » 45 100 500
50* » 30 50 300
* Паропроизводительность, Гкал/ч
Усредненное количество сточных вод по данным УралВТИ [10.1] при-
нимается равным 45,5 м3/МВт установленной мощности от предпусковых
промывок и 0,325 • 10 2м3/(МВт • ч) произведенной электроэнергии от
эксплуатационных промывок. При этом общее количество воды, м3/год,
затраченное на химические промывки, составит
^х.п = ^п.п + °’325 10~2 Эп> (10.24)
где fVn п — расход воды на предпусковую очистку, м3/год; Э — количест-
во произведенной электроэнергии, МВт • ч/год; п — число эксплуатаци-
-1
онных промывок, год .
Объем сточных вод в зависимости от схемы их обработки может быть
равным объему использованной воды или меньше его на значение потерь
воды с обводненным шламом при его отделении от осветленной воды.
268
10.2.6. Сточные воды мокроизвестнякового способа очистки
дымовых газов от оксидов серы
На ТЭС, особенно в США и ФРГ, большое распространение для очист-
ки дымовых газов от оксидов серы получил мокроизвестняковый скруб-
берный способ [10.16]. Аналогичная схема была применена в проектных
разработках для некоторых электростанций РФ и стран СНГ. Схема и
принцип МИС описаны ранее (п. 3.4.2).
В качестве исходной воды при мокроизвестняковом скрубберном спо-
собе очистки дымовых газов обычно используют техническую воду.
Часть ее при контакте с горячими дымовыми газами испаряется. В ре-
зультате упаривания и растворения примесей из дымовых газов минера-
лизация воды увеличивается. Для поддержания необходимого водного
режима часть воды продувается.
В сточных водах установок десульфуризации такого типа наряду с ок-
сидами и дитионатом серы S2O6 , который является побочным продук-
том окисления серы, имеются соединения хлористого НС1 и фтористого
HF водорода, азотная HNO3 и кремниевая H2SiO3 кислоты, другие соеди-
нения. В первую очередь это кальций, концентрация которого достигает
1500—2000 г/м3. Концентрация магния и других щелочных металлов пре-
вышает 100 г/м3, а ионов водорода, мг-экв, составляет в среднем полови-
ну общей концентрации катионов, в результате чего сточные воды из аб-
сорбера имеют очень низкое значение pH (около 1).
Среди анионов преобладают хлориды и сульфаты. Нитраты, дитиона-
ты, фториды и кремниевая кислота содержатся в количестве от 100 до
1000 г/м3. Органические соединения имеют преимущественно форму
гумматов, что придает стокам желто-зеленую окраску. В среднем концен-
трация гумматов составляет 50 г/м3.
Состав продувочной воды до и после очистки приведен далее в
табл. 11.3.
Продувочную воду после очистки и разбавления часто сбрасывают в
водоемы.
В процессе очистки дымовых газов от оксидов серы мокроизвестняко-
вым способом, а также при нейтрализации кислоты известью образуется
гипс. Для повышения его качества и снижения в нем вредных примесей
проводят предварительную очистку дымовых газов от сильнокислотных
компонентов, главным образом от хлористого и фтористого водорода, для
чего перед стадией абсорбции серы осуществляют газоочистку [10.17].
Подобная установка мокроизвестнякового способа очистки дымовых
газов от оксидов серы успешно эксплуатируется на электростанции
Scholven (ФРГ), работающей на каменном угле. При очистке 1,9 млн м3
газов в 1 ч образуется 36 м3 сточных вод указанного выше состава. В
1982 г. была пущена установка для очистки сточных вод, схема и прин-
269
цип работы которой будут рассмотрены далее (§ 11.7). В качестве исход-
ной технологической воды на установке сероочистки применяется проду-
вочная вода СОО.
10.2.7. Сточные воды водоподготовительных установок
При работе котлов и турбин имеют место следующие основные поте-
ри пара и конденсата: потери рабочего тела через неплотности; потери,
связанные с продувкой барабанных котлов, с использованием пара на по-
догрев и распыл мазута, на нагрев воздуха в калориферах; потери кон-
денсата, используемого при приготовлении растворов для промывки и
консервации внутренних поверхностей нагрева и оборудования; на собст-
венные нужды блочной обессоливающей установки (БОУ). Эти потери,
называемые внутренними, как правило, не превышают 2—3 % расхода
пара на турбину. На промышленно-отопительных ТЭЦ при непосредст-
венной подаче пара на производство из отборов турбин имеют место
внешние потери рабочего тела и загрязнение возвращаемой части кон-
денсата. Это приводит к дополнительному расходу исходной воды и об-
разованию сточных вод, связанных как с воспроизводством потерянного
конденсата, так и с очисткой конденсата, возвращаемого с производства.
Для восполнения потерь парового цикла на современных ТЭС приме-
няется обессоленная вода. Расходы этой воды и воды на собственные ну-
жды обессоливающих установок и установки очистки конденсата состав-
ляют объем водопотребления парового технологического цикла. Кроме
того, при подаче с ТЭС горячей воды имеют место потери сетевой воды.
Для восполнения этих потерь также используют природную воду, обра-
ботка которой до соответствующего качества сопровождается образова-
нием сточных вод.
Качество воды для компенсации потерь воды и пара как на самой
ТЭС, так и за ее пределами регламентируется ПТЭ [10.11] в зависимости
от условия ее последующего использования. Подготовка воды такого ка-
чества обычно осуществляется в несколько этапов.
На первом этапе воду осветляют, одновременно снижая путем коагу-
ляции содержание в ней органических и кремнекислых соединений. Час-
то этот процесс совмещают с известкованием воды, что обеспечивает
снижение ее жесткости и щелочности. Осветление воды обычно осущест-
вляют в осветлителях со взвешенным слоем осадка.
При осветлении исходной воды образуются шламовые воды с концен-
трацией твердых частиц от 5 до 50 кг/м3. Сброс таких вод в водоисточни-
ки запрещен.
При обработке вод с пониженной щелочностью используют только
коагуляцию. В качестве реагента-коагулянта наибольшее распростране-
ние получил сернокислый алюминий (глинозем) A12(SO4)3 • 18Н2О. Коа-
гуляция сернокислым алюминием осуществляется при pH обрабатывае-
мой воды 6,5—7,5, так как в более щелочной среде вследствие амфотер-
ных свойств алюминия образуется легко растворимый алюминат натрия.
270
В последнее время начали использовать оксихлориды алюминия типа
А1С12ОН, А1С1(ОН)2, А12С1(ОН)5.
При смешении воды с коагулянтом происходит образование осадка,
состоящего из продуктов гидролиза солей алюминия и веществ природ-
ного и органического происхождения, содержащихся в воде. Механизм
образования осадков очень сложен и основан на процессах гидролиза,
сорбции и коагуляции [10.18].
В общем виде процесс коагуляции воды сернокислым алюминием
обычно описывается следующим уравнением:
A12(SO4)3 + ЗСа(НСО3)2 ---- 2А1(НСО3)3 + 3CaSO4. (10.25)
Образующийся бикарбонат алюминия неустойчив и разлагается с об-
разованием хлопьев гидроокиси алюминия:
2А1(НСО3)3 — 2А1(ОН)3 I + 6СО2]. (10.26)
Осадки, получающиеся при использовании алюмосодержащих коагу-
лянтов, представляют собой сложную многокомпонентную пространст-
венную систему с сильно развитой поверхностью. Основу осадков со-
ставляет свежеосажденный гель гидроксида алюминия в сочетании с ми-
неральными и органическими веществами, находящимися в воде и вно-
симыми в воду вместе с неочищенными коагулянтами. Влага в осадке на-
ходится в различных формах связи с компонентами осадка (химически,
физико-химически и физико-механически связанная), а также в свобод-
ном состоянии, захваченной и защемленной структурой осадка.
Физико-химическая природа осадка предопределяет его высокий седи-
ментационный объем и низкую водоотдающую способность. Химиче-
ский состав осадков прежде всего зависит от качества воды в водоисточ-
нике и дозы коагулянта. Технология отработки и пути утилизации таких
осадков рассмотрены в гл. 12.
При совмещении процессов коагуляции и известкования в качестве
коагулянта используют сернокислое железо (железный купорос)
FeSO4 7Н2О и хлорное железо FeCl3 • 6Н2О.
В отечественной практике наибольшее распространение получило
сернокислое железо, которое обеспечивает эффективную коагуляцию во-
ды в диапазоне pH = 4—10. При вводе извести и коагулянта в обрабаты-
ваемую воду протекают следующие основные реакции:
СО2 + Са(ОН)2 = СаСО3 ] + Н2О; (10.27)
Са(НСО3)2 + Са(ОН)2 = 2СаСО3 [ + 2Н2О; (10.28)
Mg(HCO3)2 + 2Са(ОН)2 = Mg(OH)2 ] + 2СаСО3 | + 2Н2О; (10.29)
MgCl2 + Са(ОН)2 = Mg(OH)2 1 + СаС12; (10.30)
MgSO4 + Са(ОН)2 = Mg(OH)2 | + CaSO4; (10.31)
4FeSO4 + 4Са(ОН)2 + 2Н2О +О2 = 4Fe(OH)3 ] + 4CaSO4. (10.32)
271
Приведенные уравнения реакций не совсем точно описывают проис-
ходящие процессы, так как не учитывают образования сложных комплек-
сов карбонатов кальция и магния, а также кремнекислых и органических
соединений. Однако при определении расхода извести и количества об-
разующихся осадков обычно используются именно эти уравнения.
При умягчении воды известью образуются осадки, содержащие мало-
растворимые вещества: карбонат кальция, гидроксид магния, диоксид
кремния, оксиды железа, оксиды алюминия и непрореагировавшую из-
весть. Скоагулированные органические и неорганические загрязнения
обычно составляют малую часть массы осадка. Эти осадки легче подда-
ются сгущению, чем осадки после коагуляции. Содержание твердой фазы
в осадках при известковании воды изменяется от 2 до 15 %. Способ обра-
ботки таких осадков и пути их утилизации рассмотрены в гл. 12.
В связи с тем что вода после осветлителя содержит некоторое количе-
ство взвешенных веществ, ее доосветляют на механических (осветли-
тельных) фильтрах, загруженных зернистым материалом (антрацитом,
кварцевым песком, циолитом и др.). Сточные воды, образующиеся при
периодической взрыхляющей промывке этих фильтров, собирают и рав-
номерно подают в осветлители.
Шламы, образующиеся в осветлителе при коагуляции или коагуляции
и известковании, выводятся с непрерывной и периодической продувкой и
обычно подаются на специально сооружаемые шламонакопители, рас-
считанные на 5—10 лет работы. Шлам в шламонакопителях оседает и уп-
лотняется, а вода возвращается в осветлители. Сброс таких шламов в во-
доемы запрещен.
Технология обработки воды на втором этапе связана с последующим
ее использованием. При подготовке воды для подпитки теплосети или
котлов низкого давления известкованную и осветленную воду обычно
подвергают Na-катионитному умягчению, в процессе которого основная
часть ионов Са и Mg заменяется на ионы Na, а анионный состав воды ос-
тается без изменения. Остаточная жесткость умягченной воды зависит от
ее исходного состава, количества ступеней обработки и условий регене-
рации катионита.
В тех случаях, когда исходная вода не подвергается известкованию,
снижение ее щелочности осуществляется путем Н-катионирования или
добавления кислоты и доведения значения общей щелочности до 0,2—
0,8 мг-экв/л [10.11].
В отечественной практике в основном применяют одно- и двухступен-
чатое Na-катионирование, Н-катионирование с «голодной» регенерацией
катионита, когда расход кислоты на регенерацию близок к стехиометри-
ческому, а также различные сочетания Н- и Na-катионирования
(рис. 10.3). Наибольшее распространение получили параллельно-точные
схемы работы фильтров, при которых обрабатываемая вода и регенераци-
онные растворы подаются в одном направлении — сверху вниз.
По мере работы фильтров качество обработанной воды начинает ухуд-
шаться, и после достижения заданного уровня фильтры отключаются на
272
Схема 1
Схема 2
Рис. 10.3. Принципиальные схемы установок для умягчения и декарбонизации воды
Схема 1 — одно- или двухступенчатое Na-катионирование; схема 2 — одно- или двух-
ступенчатое Na-катионирование с подкислением и декарбонизацией; схема 3 — последо-
вательное Н—Na-катионирование с «голодной» регенерацией Н-фильтра; схема 4 —- па-
раллельное Н—Na-катионирование с доумягчением воды на Na2; схема 5 — последова-
тельное Н—Na-катионирование с доумягчением воды на Na2; схема 6 — совместное Н—
Na-катионирование с доумягчением воды па Na2; Na, и Na2 — Na-катиопитные фильтры
1-й и 2-й ступеней; Н—Н-катионитные фильтры; Н — то же со стехиометрическим
(«голодным») расходом кислоты на регенерацию фильтра; Д— декарбонизатор; Б— бак;
а — подвод осветленной воды; б — выход обработанной воды; к — подвод кислоты;
в — воздух; г — выход углекислого газа
регенерацию. Истощенный фильтр вначале взрыхляют, в результате чего
образуются сточные воды, содержащие взвесь, отфильтрованную в про-
цессе работы фильтра, а также продукты разрушения ионообменного ма-
териала.
Регенерация Na-катионитных фильтров осуществляется 8—10 %-ным
раствором хлорида натрия, а Н-катионитных фильтров — раствором сер-
ной кислоты различной концентрации (от 0,8 до 4 %). Для обеспечения
необходимой глубины регенерации катионита расход регенерационного
раствора в большинстве случаев в 2—3 раза превышает стехиометриче-
ское количество. В результате в отработанном регенерационном растворе
273
содержится весь избыток реагентов, а также Са и Mg, поступившие в не-
го в процессе регенерации.
После ввода расчетного количества регенерационного раствора катио-
нит отмывают от продуктов регенерации, что приводит к образованию
дополнительного количества сточных вод повышенной минерализации.
Сточные воды, образующиеся при взрыхлении фильтров, собирают и
равномерно подают в осветлители вместе с водами взрыхляющих промы-
вок механических фильтров.
Сточные воды, образующиеся в процессе регенерации и отмывки ка-
тионитов, содержат до 40 кг/м3 минеральных соединений, а их количест-
во составляет от 3 до 10 % количества обработанной воды. Обычно такие
сточные воды разбавляют маломинерализованной водой до ПДК и сбра-
сывают в водоисточники.
Методики расчета количества и состава сточных вод, образующихся
при регенерации фильтров, приведены в [10.7, 10.20] и ряде других
работ.
Для питания котлов высокого давления с естественной циркуляцией и
прямоточных котлов используют обессоленную воду [10.11]. Подготовку
добавочной воды для таких котлов осуществляют путем ионитного (хи-
мического) или термического обессоливания. Химическое обессоливание
применяют также для очистки конденсата, образующегося на ТЭС и воз-
вращаемого внешними потребителями пара. Для этой цели сооружают
блочные (БОУ) и автономные (АОУ) обессоливающие установки, конден-
сатоочистки (КО) различного типа.
При химическом обессоливании воду последовательно подвергают
Н-катионированию и ОН-анионированию. Такая обработка в одной-двух
ступенях Н-фильтров и одной ступени ОН-фильтров с промежуточной
декарбонизацией (схема 7, рис. 10.4) обеспечивает частичное обессоли-
вание воды — полное удаление Са и Mg и частичное удаление НСО3,
SO4 и С1.
Для более глубокого химического обессоливания наряду с двумя сту-
пенями Н-катионирования применяют две ступени анионирования, при-
чем первую ступень загружают низкоосновным анионитом, а вторую —
высокоосновным (схема 2). При работе по такой схеме основными ком-
понентами обессоленной воды являются проскоки кремниевой кислоты,
а также продукты регенерации при неполной отмывке Н- и ОН-фильтров
второй ступени. Глубокое химическое обессоливание используется для
подготовки добавочной воды барабанных котлов высокого давления.
При полном химическом обессоливании воду дополнительно обраба-
тывают в фильтрах смешанного действия (ФСД), загруженных смесью
катионита и анионита соответственно в Н- и ОН-форме (схема 3). Такая
обработка воды применяется для подготовки добавочной воды прямоточ-
ных котлов. Концентрация натрия в ней не превышает 5 мкг/кг, кремне-
кислоты 10 мкг/кг.
Используются и другие варианты установок химического обессолива-
ния [10.18—10.21].
274
Рис. 10.4. Основные принципиальные схемы ионитных обессоливающих установок
приготовления добавочной воды котлов
схема 1 — частичное обессоливание воды; схема 2 — глубокое обессоливание воды;
схема 3 — полное обессоливание воды; Н, и Н2 — Н-катионитные фильтры 1-й и 2-й сту-
пеней; А, и А2 — анионитные фильтры 1-й и 2-й ступеней; ФСД -— фильтр смешанного
действия; Д — декарбонизатор; Б — бак; а — подвод осветленной воды; б — выход
фильтрата; в — воздух; г — выход углекислого газа
Процесс регенерации фильтров установок химического обессоливания
также включает в себя три основные стадии: взрыхляющую промывку,
ввод регенерационных растворов и отмывку от продуктов регенерации.
Регенерация катионитных фильтров осуществляется обычно серной ки-
слотой. Для предотвращения образования сульфата кальция в процессе
регенерации ее проводят с постепенным ступенчатым увеличением кон-
центрации серной кислоты от 0,5 до 4 %. Регенерацию анионитов осуще-
ствляют в основном 4 %-ным раствором едкого натра. При этом чем вы-
ше минерализация исходной воды и больше ступеней обработки, тем
больше расход реагентов, количество сточных вод и содержащихся в них
солей.
Воды взрыхления возвращают в осветлители, а минерализованные
сточные воды после нейтрализации и разбавления водой до ПДК сбрасы-
вают в водоемы. Методики расчета количества и состава сточных вод,
275
образующихся при работе установок химического обессоливания различ-
ного типа, приведены в [10.7, 10.20] и других работах.
При суммарном содержании анионов сильных кислот в воде 5 г-экв/м
и более для ее обессоливания рекомендуется использовать термический
метод [10.22]. Суть термического обессоливания заключается в испа-
рении воды и конденсации полученного пара. Так как в процессе испаре-
ния с паром уносится лишь незначительная часть воды в виде капель с
содержащимися в ней примесями, солесодержание дистиллята испарите-
лей оказывается очень низким и близким к солесодержанию глубоко
обессоленной воды, получаемой при химическом обессоливании. Основ-
ная часть растворенных в воде веществ, поступающих с питательной во-
дой в испаритель, концентрируется в процессе ее упаривания и выводит-
ся с продувкой.
Существует несколько типов испарителей и испарительных установок
для обессоливания и опреснения воды [10.18, 10.23, 10.27]. Наибольшее
распространение в отечественной энергетике нашли испарители типа И,
выпускаемые ОАО ТКЗ «Красный котельщик» (рис. 10.5).
Основными элементами испарителя являются вертикальный цилинд-
рический корпус 1, греющая секция 2 и устройство для промывки и очи-
стки пара. Греющая секция состоит из обечайки и двух приваренных к
ней трубных досок, в которые ввальцованы стальные трубки. Централь-
ная часть греющей секции трубками не заполнена, и в нее по трубе 3 по-
дается греющий пар. Питательная вода подается по трубе 4 или по трубе
8. При работе испарителя нижняя часть корпуса заполнена водой, уро-
вень которой поддерживается регулятором над греющей секцией. Грею-
щий пар конденсируется на наружных поверхностях трубок и отдает теп-
лоту находящейся в ней воде. Специальные перегородки разделяют паро-
вой объем греющей секции на несколько частей и обеспечивают движе-
ние пара перпендикулярно осям кипятильных трубок от оси греющей
секции к периферии в первой и третьей частях и от периферии к оси во
второй и четвертой частях. Переток пара из первой части парового про-
странства во вторую и из третьей в четвертую происходит через вырезы,
имеющиеся в перегородках между этими частями греющей секции, а из
второй в третью — через отверстие в средней части перегородки (в не за-
полненной трубками секции). Конденсат собирается в нижней части сек-
ции и по трубе 5 отводится из испарителя.
Паровое пространство греющей секции соединено с паровым про-
странством испарителя трубой 12 с вентилем. При работе испарителя
этот вентиль открыт и неконденсирующиеся газы перепускаются из
греющей секции в паровое пространство испарителя.
Над греющей секцией на некотором расстоянии от уровня воды уста-
новлено паропромывочиое устройство в виде паропромывочного дырча-
того листа 7, на который по трубе 8 подается питательная вода.
При работе испарителя проходящий через отверстия пар (образовав-
шийся в греющей секции) препятствует протеканию жидкости, вследст-
вие чего питательная вода удерживается на листе 7, а барботирующий че-
276
6
6
Рис. 10.5. Испаритель типа И с двухступенчатой промывкой пара
277
рез нее пар очищается от захваченных им капель упариваемой в греющей
секции жидкости (концентрата). Пар захватывает часть образующихся
над промывочным листом капель питательной воды, однако солесодер-
жание этих капель во много раз меньше солесодержания капель, образо-
вавшихся из концентрата.
С дырчатого листа вода отводится в водяной объем испарителя по
трубам 9 через переливы 10, с помощью которых поддерживается требуе-
мый уровень (50—60 мм) на листе.
В испарителях, применяемых на блоках с прямоточными паровыми
котлами (для которых предъявляются особо высокие требования к каче-
ству питательной воды), наряду с промывкой пара питательной водой ис-
парителей проводится промывка конденсатом 11. Устройство для про-
мывки пара конденсатом 13 устанавливается над паропромывочным лис-
том 7 и имеет такую же конструкцию. Расстояние между листами обычно
находится в пределах 800—1000 мм. Расход подаваемого на промывку
конденсата не превышает 4—5 % производительности испарителя. При
высоком солесодержании питательной воды испарителей двухступенча-
тая промывка (питательной водой и конденсатом) может потребоваться и
для барабанных паровых котлов.
Над паропромывочными устройствами на расстоянии 800—1000 мм
располагается жалюзийный (пластинчатый) сепаратор 14, который
уменьшает унос капельной влаги. Очищенный пар выводится по трубе 6.
Испаритель имеет линии непрерывной 15 и периодической 16 продув-
ки. Периодическая продувка (опорожнение) проводится для удаления на-
копившегося за время эксплуатации шлама. Уровни концентрата в корпу-
се испарителя и конденсата в греющей секции поддерживаются автома-
тическими регуляторами уровня. Наблюдения за уровнями в греющей
секции, корпусе испарителя и над паропромывочными листами проводят-
ся по указателям уровня.
Основные характеристики испарителей типа «И» с поверхностью на-
грева до 1000 м2 приведены в табл. 10.5 [10.27]. В последние годы ОАО
ТКЗ «Красный котельщик» приступил к выпуску двухзонных испарите-
лей повышенной производительности И-2000 и И-3000, разработанных
совместно с МЭИ и Всероссийским научно-исследовательским проектно-
конструкторским институтом атомного энергетического машинострое-
ния. Основные размеры этих испарителей приведены также в табл. 10.5.
Их габаритные размеры незначительно отличаются от размеров испари-
телей И-1000, хотя поверхности нагрева существенно больше. Это оказа-
лось возможным осуществить благодаря более плотной компоновке труб
греющей секции и их большей длине с одновременным уменьшением
диаметра.
Схема двухзонного испарителя И-3000 ПП приведена на рис. 10.6.
Аппарат состоит из корпуса 1, греющей секции 2, погружного парораспре-
делительного листа 3, паропромывочного устройства 5 и жалюзийного се-
паратора 6. К нижней трубной доске приварена выгородка 7, обеспечиваю-
щая организацию двухзонного испарения.
278
Рис. 10.6. Двухзонный испаритель типа И-3000 ПП производительностью 100 т/ч
279
Таблица 10.5. Основные размеры испарителей поверхностного тина
Типоразмер Поверхность нагрева (по внутреннему диа- метру труб), м2 Основные размеры, мм
Диаметр корпуса (наружный) Высота испарителя
И-120 120 2050 10 000
И-250 250 2850 11 000
И-350 350 2850 11 500
И-600 600 2850 13 000
И-1000 1000 3450 13 000
И-2000 2300 3450 13 500
И-3000 3000 3450 13 700
Греющий пар 8 подается в межтрубное пространство греющей секции,
а его конденсат отводится по трубе 9. Питательная вода 10 подается в
нижнюю часть корпуса и поступает на вход кипятильных труб первой
(прямоточной) ступени испарения, образованной трубами греющей сек-
ции, расположенными внутри выгородки 7. Образовавшийся в первой
ступени пар отделяется от жидкости и направляется в паровой объем ап-
парата. Не испарившаяся в первой ступени часть жидкости поступает во
вторую ступень испарения для концентрирования через кольцевую щель
4. Контур естественной циркуляции второй ступени испарения образован
кольцевой щелью 4 (опускной участок контура) и частью трубок грею-
щей секции, расположенными вне выгородки 7 (подъемный участок). Не-
прерывная продувка второй ступени (и аппарата в целом) проводится че-
рез штуцер 11. Промывка пара осуществляется дистиллятом 12 в слое
набивки, а его осушка — в жалюзийном сепараторе 6. Промытый и
осушенный вторичный пар выводится через патрубок 13.
Качество питательной воды испарителей типа «И» должно удовлетво-
рять следующим нормам [10.11]; общая жесткость не более 30 мг-экв/м3;
содержание кислорода не более 30 мг/м3; свободная угольная кислота от-
сутствует. При солесодержании исходной воды более 2 кг/м3 общая же-
сткость должна быть не более 75 мг-экв/м3, допускается ее фосфатирова-
ние. Высокое качество питательной воды позволяет проводить ее упари-
вание в испарителях до солесодержания 100 кг/м3 [10.24] при давлении
выше атмосферного без образования накипи.
Одна из основных составляющих затрат на термическое обессолива-
ние — расход тепловой энергии и связанный с ним дополнительный рас-
ход топлива или недовыработка электроэнергии. В этой связи важным ас-
пектом экономичности термического обессоливания является рациональ-
ное включение испарителей в тепловую схему ТЭС.
На ТЭС, где потери пара и конденсата не превышают 3 % паропроиз-
водительности котла, испарители включают по одно- или двухступенча-
280
Рис. 10.7. Включение испарителей в систему регенеративного подогрева основного
потока конденсата
а — одноступенчатая схема; б — двухступенчатая схема
той схеме в систему регенеративного подогрева основного потока кон-
денсата (рис. 10.7). При работе по такой схеме в испаритель подается
часть пара давлением рп, поступающего в соответствующий регенератив-
ный подогреватель Пп. Вторичный пар одноступенчатого испарителя
(рис. 10.7, а) подается в конденсатор испарителя КИ, установленный ме-
жду регенеративными подогревателями Ппи Пп+ Р При двухступенчатой
схеме включения испарителей (рис. 10.7, б) пар первой ступени посту-
пает во вторую ступень Я2, а вторичный пар последней поступает в КИ,
где конденсируется питательной водой котла. В результате расход пара
во всех отборах турбины практически не изменяется и, как следствие, со-
храняется количество вырабатываемой турбоагрегатом электроэнергии
при той же паропроизводительности котла. Такая схема включения испа-
рителей позволяет снизить до минимальных значений затраты тепловой
энергии на термическое обессоливание.
281
Рис. 10.8. Схема паропрсобразователыюй установки
1 — подвод греющего пара; 2 — отвод вторичного пара; 3 — пароперегреватель; 4 — па-
ропреобразователь; 5 — охладитель конденсата; 6 — охладитель продувки; 7 — подогре-
ватель питательной воды пароперегревателей; 8 — питательный насос; 9 — подвод пара
к подогревателю и деаэратору; 10 — деаэратор; 11 — конденсат пара; 12 — химически
очищенная вода; 13 — продувочная вода
На ТЭЦ с промышленными отборами пара и соответственно с повы-
шенными потерями его конденсата целесообразно использовать паропре-
образовательные установки (рис. 10.8).
Пар 1 от регулируемого отбора турбины направляется в пароперегре-
ватель 3, пройдя который, поступает в греющую секцию паропреобразо-
вателей 4. Химически обработанная вода 12 поступает в паропреобразо-
ватели из деаэратора 10. Образующийся в паропреобразователях пар, че-
рез пароперегреватели 3 подается потребителям. Конденсат 11 греющего
пара направляется через охладитель конденсата 5 в деаэратор питатель-
ной воды котлов.
При работе по такой схеме и любых потерях пара и конденсата у по-
требителя сохраняется весь конденсат пара, отведенного от отбора тур-
бины к паропреобразователю. Однако при этом возможно некоторое сни-
жениевыработки электроэнергии.
Широкое распространение получили многоступенчатые испаритель-
ные установки (МИУ) (рис. 10.9). В первую ступень МИУ (в испаритель
1) поступает пар из регулируемого отбора турбины. Образующийся здесь
282
Коллектор вторичного пара
Рис. 10.9. Принципиальная схема шестиступепчатой испарительной установки
при последовательном питании
1 — испарители; 2 — деаэратор испарительной установки; 3 — подогреватель химически
очищенной воды; 4 — подогреватели питательной воды испарителей; 5 — расширитель
дистиллята; 6 — охладитель продувки; 7 — химически очищенная вода
вторичный пар направляется в греющую секцию второй ступени. Часть
вторичного пара испарителя 1 идет в подогреватель питательной воды 4.
Вторичный пар каждого испарителя 1 поступает в основном в греющую
секцию последующего испарителя, но часть его направляется также в со-
ответствующий подогреватель питательной воды 4. Схемы паровых ли-
ний последующих испарителей, за исключением последнего, аналогич-
ны. Вторичный пар шестой ступени (последнего испарителя) поступает в
коллектор вторичного пара. Часть этого пара подается в подогреватель 3
и в деаэратор атмосферного типа 2 для подогрева и деаэрации питатель-
ной воды МИУ. Деаэрированная вода через пять подогревателей 4 на-
правляется в испаритель первой ступени I. Часть воды здесь испаряется,
а остальная направляется в следующий испаритель. Продувка осуществ-
ляется только из последней ступени. Отсюда она направляется в охлади-
тель продувки 6, где отдает свое тепло воде, идущей в деаэратор 2. Такая
схема питания МИУ называется последовательной.
Более надежными в работе и простыми в эксплуатации оказались
МИУ с параллельным питанием всех ступеней (рис. 10.10). В них деаэри-
рованная вода из деаэратора 2 подается параллельно во все ступени
МИУ, а продувка осуществляется из каждой ступени самостоятельно. На
рис. 10.11 представлена двухступенчатая испарительная установка ТЭЦ-8
ОАО «Мосэнерго».
Работа МИУ также сопровождается недовыработкой электроэнергии.
Количество недовыработанной электроэнергии зависит от конкретной
схемы ТЭС и МИУ.
283
Коллектор вторичного пара
Рис. 10.10. Принципиальная схема шестиступенчатой испарительной установки
при параллельном питании
1 — испарители; 2 — деаэратор испарительной установки; 3 — подогреватель химически
очищенной воды; 4 — подогреватели питательной воды испарителей; 5 — подогреватели
дистиллята испарительной установки; 6 — расширитель продувки; 7 — расширитель
дистиллята; 8 — охладитель продувки; 9 — химически очищенная вода
Как отмечалось выше, все описанные схемы испарительных установок
с испарителями типа «И» работают на умягченной и декарбонизиро-
ванной воде, что обеспечивает безнакипный режим их эксплуатации при
повышенных температурах и упаривании воды до солесодержания
100 кг/м3. В результате при термическом обессоливании воды образуется
три основных типа сточных вод: шламовые воды осветлителей, сточные
воды процесса регенерации Na-катионитных фильтров и мягкая проду-
вочная вода испарителей. Количество и состав сточных вод первых двух
типов рассмотрены ранее. Продувочная вода испарителей при упарива-
нии до 100 кг/м3 составляет обычно менее 1 % количества обессоленной
воды и содержит те же растворенные вещества, которые находились в
умягченной воде, т.е. хлорид, сульфат, гидрат и карбонат натрия. При
этом концентрация гидратов обычно превышает концентрацию карбона-
тов в связи с интенсивным выделением углекислого газа при кипении во-
ды в испарителях, особенно при повышенных параметрах.
Такой состав продувочной воды испарителей делает перспективным
ее использование для регенерации Na-катионитных фильтров вместо хло-
рида натрия с соответствующим сокращением сброса минеральных со-
единений. Это направление подробно рассмотрено в п. 13.2.2.
284
Рис. 10.11. Испарительная установка ТЭЦ-8 ОАО «Мосэнерго»
Но даже при разбавлении и сбросе продувочной воды испарителей об-
щий сброс солей при термическом обессоливании оказывается значитель-
но ниже сброса солей при химическом обессоливании вод с суммарной
концентрацией С1 и SO4 более 5 мг-экв/л, что хорошо видно на рис. 10.12
[10.25].
При опреснении морских и других минерализованных вод для получе-
ния питьевой воды широкое распространение получили испарители дру-
гих конструкций: с вынесенной зоной кипения, адиабатные (мгновенного
вскипания), горизонтально-трубные пленочные аппараты (ГТПА), с вос-
ходящей и нисходящей пленкой испаряемой воды и ряд других [10.18,
10.23]. Основное отличие этих аппаратов от испарителей типа «И» —
возможность работы на водах, не прошедших глубокого умягчения. Это
сокращает затраты на подготовку воды и количество солей, сбрасывае-
мых при обессоливании воды, но из-за опасности накипеобразования ог-
раничивает степень ее концентрирования с соответствующим увеличени-
ем количества продувочной воды, утилизация которой вызывает большие
проблемы.
По тем же причинам эти установки эксплуатируют при давлении ниже
атмосферного, что также создает определенные трудности. Удельный
сброс солей при обессоливании воды в таких испарителях приведен на
рис. 10.12 (кривая 3).
285
Суммарная концентрация хлорид- и сульфат-ионов
в исходной воде, г-экв/м3
Рис. 10.12. Удельный сброс солей от водоподготовительных установок в зависимо-
сти от метода подготовки добавочной воды и минерализации исходной воды
1 — при химическом обессоливании; 2 — при работе испарителей на умягченной воде и
регенерации Na-катионитных фильтров привозным хлористым натрием с удельным рас-
ходом 2 г-экв/г-экв; 3 — при работе испарителей на воде, прошедшей упрощенную об-
работку; 4 — при использовании продувки испарительной установки для регенерации
Na-катионитных фильтров; 5 — термохимическое обессоливание с многократным ис-
пользованием единожды введенного регенерационного раствора
Кроме того, дистиллят, получаемый в этих испарителях, обычно не со-
ответствует повышенным требованиям к добавочной воде современных
котлов [10.11], и необходимо его химическое дообессоливание, что при-
водит к дополнительному расходу реагентов и увеличению затрат на об-
работку воды.
В то же время рациональное сочетание адиабатных испарителей или
ГТПА и испарителей типа «И» позволяет значительно расширить темпе-
ратурный диапазон работы с соответствующим сокращением удельного
расхода тепловой энергии на обессоливание. Кроме того, рациональная
организация режима упаривания воды в такой комбинированной установ-
ке позволяет улучшить качество получаемого дистиллята и обеспечить
глубокое концентрирование воды. Использование при этом продувки ис-
парителей для регенерации Na-катионитных фильтров и переработка
сточных вод позволяют резко сократить сброс солей водоподготовитель-
ной установки (ВПУ) (см. рис. 10.12, кривые 4 и 5) по сравнению с хими-
ческим обессоливанием.
10.2.8. Поверхностные ливневые и талые сточные воды
с территории ТЭС
Качественный состав поверхностного стока электростанций определя-
ется интенсивностью, повторяемостью и продолжительностью дождей,
способом уборки снега, благоустройством территории. Поверхностный
сток может содержать почти все загрязняющие вещества, имеющиеся в
производственных сточных водах, однако основными загрязняющими
286
компонентами этого типа сточных вод являются нефтепродукты и взве-
шенные вещества.
Основная масса (до 90 %) взвешенных веществ в поверхностном стоке
представлена мелкодисперсными частицами размером до 40 мкм, а ос-
тальное (до 10 %) — песком, размер частиц которого составляет от 0,1 до
3 мм. Разработаны методики расчета количества дождевых и талых вод в
зависимости от региона расположения ТЭС и занимаемой территории
[10.14]. К ним обычно добавляются поверхностные стоки, образующиеся
в процессе поливомоечных мероприятий, в том числе при мойке дорож-
ных покрытий.
10.2.9. Грунтовые воды систем водопонижения
На многих ТЭС в последнее время возникла проблема повышения
уровня грунтовых вод. Для поддержания безопасного уровня производят
откачку грунтовых вод, состав которых колеблется в очень широком диа-
пазоне. В большинстве случаев сброс таких вод в водоисточники без со-
ответствующей обработки запрещен.
Таким образом, на ТЭС в зависимости от типа сжигаемого топлива и
наличия грунтовых вод образуется от шести до девяти основных видов
сточных вод, значительно различающихся как по количеству, так и по со-
ставу. На экологически безопасной ТЭС эти сточные воды должны быть
использованы либо очищены до уровня, при котором их сброс не приве-
дет к необратимому негативному воздействию на окружающую среду.
Кроме того, на ТЭС образуются хозяйственно-бытовые сточные воды,
которые обычно отводят в отдельную канализацию и подвергают очистке
совместно со сточными водами городов и других населенных пунктов.
Системы отведения и очистки таких сточных вод от ТЭС и жилых посел-
ков проектируются в соответствии со СНиП [10.26] и в данной работе не
рассматриваются.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 10
1. В каких технологических процессах и для каких целей используется вода на ТЭС?
2. Назовите основные термины и определения по водопотреблению и водоотведению.
3. Что такое индивидуальные и укрупненные нормы водопотребления и водоотведения?
4. Охарактеризуйте основные типы систем охлаждения конденсаторов турбин.
5. Назовите основные типы сточных вод, образующихся на ТЭС, дайте их краткую ха-
рактеристику.
6. Какие основные способы обработки воды используют при подготовке добавочной во-
ды котлов и подпиточной воды теплосетей?
7. Назовите основные типы испарительных установок.
8. Охарактеризуйте состав сточных вод, образующихся при различных способах обра-
ботки воды в водоподготовительных установках различного типа.
9. Как влияет состав исходной воды на удельный расход реагентов и сброс солей при
различных методах ее обессоливания?
287
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 10
10.1. Энергетика и природа (экологические проблемы развития электроэнергетики)/
Г.Н. Лялик, С.Г. Костина, Л.Н. Шапиро и др. М.: Энергоатомиздат, 1995.
10.2. Покровский В.Н., Аракчеев Е.П. Очистка сточных вод тепловых электростанций.
М.: Энергия, 1980.
10.3. Рихтер Л.А., Волков Э.П., Покровский В.П. Охрана водного и воздушного бас-
сейнов от выбросов ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1981.
10.4. Энергетика и окружающая среда / Под ред. Н.Г. Залогина, Л.И. Кронна, Ю.М. Ко-
стрикина. М.: Энергия, 1979.
10.5. Берсенев А.П., Микушевич В.М. Предотвращение экстремального загрязнения
водных объектов при проектировании и эксплуатации тепловых электростанций //
Новое в российской электроэнергетике (Научно-техн, электронный журн. РАО
«ЕЭС России»), 1998. № 1(43). С. 2—13.
10.6. Правила охраны поверхностных вод (Типовые положения). Государственный ко-
митет СССР по охране природы. М., 1991.
10.7. МТ 34-00-030-87. Методика разработки норм и нормативов водопотребления и во-
доотведения на предприятиях теплоэнергетики. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1987.
10.8. Зисман С.Л. Выбор систем технического водоснабжения паротурбинных электро-
станций с учетом их влияния на окружающую среду // Электрические станции.
1990. Ns 8. С. 39—44.
10.9. СНиП 2.04.02-84. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения / Минстрой Рос-
сии. М.: ГП ЦПП, 1996.
10.10. Методические указания по стабилизационной обработке охлаждающей воды в
оборотных системах охлаждения с градирнями оксиэтилидендифосфоновой кисло-
той. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1989.
10.11. РД 34.20.501-45. Правила технической эксплуатации электрических станций и теп-
ловых сетей. — 15-е изд. М.: СПО ОРГРЭС. 1996.
10.12. Рекомендации по проектированию золошлакоотвалов тепловых электрических
станций: П.26-85/ВНИИГ. Л., 1986.
10.13. РД 153-34.0-02.405.99. Методические указания по нормированию сбросов загряз-
няющих веществ со сточными водами тепловых электростанций. М.: ВТИ, 2000.
10.14. Методические указания по проектированию ТЭС с максимально сокращенными
стоками. М.: Минэнерго СССР, 1991.
10.15. Руководство по проектированию обработки и очистке производственных сточных
вод тепловых электростанций. М.; Информэнерго, 1976.
10.16. Седлов А.С. Проблемы водопользования на ТЭС с высокими экологическими по-
казателями и пути их решения. М.: ВИНИТИ. 1989.
10.17. Gutberlet Н. Aufbereitung des Abwassers aus der Rauch gasentschwefelungcanlage des
Kraftwerks Scholven // VGB Kraftwerkstechnik. 1984. № 1. S. 41—49.
10.18. Стерман Л.С., Покровский B.H. Физические и химические методы обработки во-
ды на ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1991.
10.19. Обработка воды на электростанциях / Под ред. В.А. Голубцова. М.: Энергия, 1966.
10.20. Лившиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. М.: Энергия,
1976.
10.21. Кишневский В.А. Современные методы обработки воды в энергетике // Одесса:
ОГПУ, 1999.
288
10.22. ВНТП 81. Нормы технологического проектирования тепловых электрических стан-
ций. М.: Министерство энергетики и электрификации СССР, 1981.
10.23. Слесаренко В.Н. Опреснение морской воды. М.: Энергоатомиздат, 1991.
10.24. Методические указания по проектированию установок термической обработки во-
ды на тепловых электрических станциях. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1987.
10.25. Защита водоемов от сброса сточных вод водоподготовительных установок /
А.С. Седлов, В.В. Кудрявый, В.В. Шищенко и др. // Энергосбережение и водопод-
готовка. 1999. № 2. С. 52—58.
10.26. СНиП 2.04.03-85. Канализация. Наружные сети и сооружения. М.: Стройиздат,
1985.
10.27. Водоподготовительное оборудование для ТЭС и промышленной энергетики. От-
раслевой каталог. М.: ЦНИИТЭСитяжмаш, 1998.
Глава одиннадцатая
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СОКРАЩЕНИЯ
ВОДОПОТРЕБЛЕНИЯ И СБРОСА СТОЧНЫХ ВОД
11.1. НОРМИРОВАНИЕ СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
СО СТОЧНЫМИ ВОДАМИ ТЭС
В настоящее время потребители воды, в том числе и ТЭС, платят за
забор свежей воды, сброс сточных вод и содержащиеся в них загрязняю-
щие вещества, а также за размещение отходов и другие виды вредного
воздействия на окружающую природную среду [11.1, 11.2]. Это стимули-
рует как снижение водопотребления, так и уменьшение количества сточ-
ных вод и содержащихся в них примесей, выделение осадков в виде сы-
рья или товарных продуктов.
Радикальным способом сокращения водопотребления и охраны вод-
ных объектов от загрязнения становится уменьшение потерь воды и по-
вторное использование сточных вод в технологических циклах ТЭС.
Опыт показывает, что при повторном использовании сточных вод в боль-
шинстве случаев требуется меньшая глубина очистки, а следовательно, и
меньшие затраты, чем при сбросе сточных вод в водные объекты.
Для сокращения водопотребления и сброса сточных вод наиболее пер-
спективны следующие направления:
максимальное применение систем оборотного водопользования;
повторно-последовательное использование воды в нескольких техно-
логических циклах;
применение методов обработки воды, в результате которых сточные
воды не образуются вообще либо могут быть использованы в других цик-
лах непосредственно или после соответствующей обработки;
выделение и использование ценных веществ, содержащихся в произ-
водственных сточных водах.
Наибольшее распространение на современных ТЭС нашли системы
оборотного охлаждения оборудования и в меньшей степени используют-
ся три других направления.
Схемы и технологии очистки сточных вод и способы их использова-
ния выбираются в зависимости от конкретных условий проектируемой
или реконструируемой ТЭС, в том числе от типа основного оборудова-
ния, режима его работы, вида топлива, способа золошлакоудаления, сис-
темы охлаждения оборудования, схемы водоподготовительных устано-
вок, качества и дебита источника технологической воды, местных клима-
тических условий и других факторов. При этом используются соответст-
290
вующие рекомендации [11.3—11.12] и проводится технико-экономиче-
ская и экологическая оценка различных вариантов.
Система водоснабжения ТЭС должна обеспечивать максимальное по-
вторное использование сточных вод взамен природной воды [11.7]. В
связи с этим смешение сточных вод различного качества до их очистки
не допускается. Сточные воды различного качества до локальных очист-
ных сооружений следует отводить по самостоятельным канализацион-
ным системам.
В настоящее время нормированию подлежат сбросы загрязняющих ве-
ществ следующих технологических схем ТЭС [11.13]:
сбросные воды при прямоточной и оборотной системах охлаждения
с прудом-охладителем, продувочные воды систем охлаждения с гра-
дирнями;
сточные воды водоподготовительных установок;
избыточные воды систем гидрозолоудаления (только для действую-
щих ТЭС);
дождевые и талые воды — при отведении их в водный объект через
специальные выпуски.
Если в одном водовыпуске смешиваются сточные воды различных
технологических схем, то нормируется ПДС общего (объединенного) по-
тока с учетом всех составляющих. Обязательный перечень нормируемых
и контролируемых показателей состава сточных вод ТЭС приведен в
табл. 11.1 [11.13].
Таблица 11.1. Обязательный перечень нормируемых и контролируемых
показателей состава сточных вод ТЭС
Показатель состава сточных вод Источник сброса
ГЗУ Водоподго- товка Оборотная система охлаждения с гра- дирнями
Взвешенные вещества + +
pH + +
Биологическое потребление кислорода + — —
Солесодержание + + +
Хлориды С1 ~ + ±* ±*
Сульфаты SO(2 + + +
Нефтепродукты + + +
Кальций Са+2 + — —
Железо Fe+3 -1- ±* —
Алюминий А1+3 + ±* —
Медь Си+2 — — +
* Контролируются в зависимости от применяемого реагента.
291
В сбросных водах прямоточных и оборотных систем охлаждения с
прудом-охладителем контролируются загрязняющие вещества по всем
позициям показателей состава сточных вод, перечень которых согласовы-
вается с территориальными органами Министерства природных ресурсов
России. Перечень показателей качества сточных вод из системы гидрозо-
лоудаления согласуется дополнительно в зависимости от марки сжигае-
мого угля, в том числе концентрации марганца, ванадия, мышьяка, селе-
на, фтора и хрома.
Другие технологические сточные воды ТЭС (замасленные и замазу-
ченные воды, стоки от химических очисток оборудования, обмывок реге-
неративных и конвективных поверхностей нагрева котлов, работающих
на мазуте и др.) необходимо использовать внутри ТЭС (повторное приме-
нение после очистки, закачка в подземные пласты и т.п.) либо отправлять
по договоренности для утилизации на другие предприятия [11.13].
11.2. СОКРАЩЕНИЕ ВОДОПОТРЕБЛЕНИЯ И КОЛИЧЕСТВА
СТОЧНЫХ ВОД В СОО
В настоящее время примерно 70 % отечественных ТЭС имеют СОО с
прудами-охладителями или градирнями, на остальных ТЭС используют
прямоточные системы охлаждения. Сточные воды этих систем какой-ли-
бо очистке не подвергаются, так как их относят к категории нормативно
чистых вод [11.13]. В то же время в продувочных водах градирен норми-
руются компоненты, указанные в табл. 11.1. При отведении в водные
объекты охлаждающих вод агрегатов масса загрязненных веществ в сточ-
ных водах должна соответствовать массе веществ в воде, взятой для ох-
лаждения агрегатов при условии пользования одним и тем же водным
объектом. При отведении сточных вод в другой водный объект нормиро-
вание осуществляется по ПДС.
Пути сокращения потребления исходной воды и количества сбросов в
водоемы сточных вод этой категории водопользования следующие:
максимальное использование СОО;
применение градирен с каплеуловителями;
совершенствование методов коррекционной обработки охлаждающей
воды с целью максимально сократить количество сточных вод;
использование продувочной воды СОО для других нужд;
подача в СОО сточных вод других водопотребителей, по солевому со-
ставу близких к составу оборотной воды СОО.
Основное требование к охлаждающей воде — минимальное образова-
ние в системе охлаждения отложений минерального и биологического
характера. Для этого используют следующие виды обработки воды в
СОО:
изменение концентрации растворенных в воде примесей, участвую-
щих в процессах образования отложений или коррозии металла: подкис-
ление, рекарбонизация (дымовыми газами), известкование (с последую-
щим подкислением), частичное Н-катионирование;
292
дозирование ингибиторов накипеобразования и коррозии — гексаме-
тафосфата натрия, три натрийфосфата и др. В последнее время широко
применяют реагенты марок ОЭДФК, ИОМС и другие специальные реа-
генты. Для защиты от биологических обрастаний используют обработку
хлором, медным купоросом и др.;
физические или физико-химические методы: магнитная обработка во-
ды, обработка ультрафиолетовыми лучами, слабым электрическим током
и др.
Значительного снижения расхода воды на охлаждение можно добить-
ся применением воздушно-конденсационных или комбинированных
(гибридных) градирен. Однако это ведет к снижению КПД электростан-
ции и значительному увеличению затрат, в связи с чем такое решение мо-
жет быть принято при создании экологически безопасных ТЭС либо при
соответствующем технико-экономическом обосновании.
В ряде случаев эффективной может оказаться так называемая байпас-
ная очистка воды, когда часть оборотной воды СОО подвергается той или
иной обработке, обеспечивающей нормальную эксплуатацию СОО.
В результате любого из указанных мероприятий уменьшается количе-
ство продувочной воды СОО, а в ряде случаев снижается и количество
сбрасываемых с нею солей. Продувочную воду целесообразно применять
для приготовления добавочной воды котлов и подпиточной воды тепло-
сети. В соответствии с [11.5] такое использование продувочной воды
рекомендуется при упаривании воды в СОО в 1,5 раза. В [11.7] рекомен-
дуется использовать продувочную воду СОО для подготовки добавочной
воды котлов и подпиточной воды закрытой теплосети, когда коэффици-
ент упаривания воды не превышает 1,2 для природных вод с минерализа-
цией выше 500 мг/л и не более 1,5 — при меньшей минерализации.
Такие рекомендации носят обобщенный характер и не учитывают ус-
ловий работы конкретной ТЭС. Более правильно решение этого вопроса
по результатам технико-экономического и экологического анализа в кон-
кретной ситуации. Кроме того, минерализация продувочной воды оказы-
вает первостепенное влияние на показатели ионообменной обработки,
особенно химического обессоливания. В то же время увеличение минера-
лизации обрабатываемой воды не оказывает существенного влияния на
технико-экономические показатели термических и термохимических ме-
тодов обессоливания. При этом количество солей, сбрасываемых при
термическом обессоливании, равно их количеству в исходной воде, а тер-
мохимическое обессоливание уменьшает их количество и при необходи-
мости может обеспечить выделение всех примесей в твердом виде.
В тех случаях, когда по тем или иным объективным причинам нельзя
использовать всю продувочную воду СОО на ВПУ, целесообразно СОО
разделить на две части, выделив в самостоятельный (первый) контур ох-
лаждение конденсаторов турбин с небольшой степенью упаривания, не
требующей обработки воды. Продувочные воды этого контура можно
сбросить в прилегающие водоемы с минимальным воздействием на их
состояние, так как количество примесей в них будет меньше, чем посту-
293
пило с добавочной водой, на количество примесей в воде, теряемой с ка-
пельным уносом в градирнях. Все остальное оборудование охлаждается
водой из второго контура. Необходимо обеспечить такие условия его ра-
боты, при которых вся продувочная вода этого контура утилизируется,
прежде всего на ВПУ. В качестве добавочной воды этого контура может
быть использована часть продувочной воды первого контура непосредст-
венно либо после соответствующей обработки. При этом общий сброс
примесей из первого контура в водоемы станет значительно ниже их ко-
личества, поступающего с добавочной водой. Более подробно этот во-
прос рассмотрен в гл. 13.
11.3. ОЧИСТКА И УТИЛИЗАЦИЯ СТОЧНЫХ ВОД,
ЗАГРЯЗНЕННЫХ НЕФТЕПРОДУКТАМИ
Технически проблема очистки этого вида сточных вод на ТЭС решена.
Существуют типовые очистные сооружения.
Нашла применение многоступенчатая обработка (рис. 11.1). Сточные
воды, загрязненные нефтепродуктами, собираются в распределительной
камере 1, откуда подаются в резервуары-отстойники 2, которые имеют
конические днища и устройства для сбора и отвода всплывших и осев-
ших нефтепродуктов. Для улучшения процесса отстаивания сточные во-
ды целесообразно подогревать до 40 °C. Вместимость резервуаров 2 рас-
считана на прием четырехчасового поступления сточных вод. Остаточ-
ное содержание нефтепродуктов после них составляет 35—40 мг/кг.
В качестве второй ступени рекомендуется [11.7] применять малогаба-
ритные тонкослойные многоярусные нефтеловушки 3, после которых во-
да собирается в баках 10. После нефтеловушек или вместо них можно ис-
пользовать многокамерные флотаторы 4. Для насыщения воды воздухом
перед флотацией применяют флотационные насосы или эжекторы 5. Ос-
таточная массовая концентрация нефтепродуктов после флотаторов сни-
жается до 10—15 мг/кг.
Вода собирается в промежуточном баке 6 и подается на механические
фильтры 7, загруженные антрацитом фракции 0,5—1,5 мм. Оптимальная
скорость фильтрации равна 5,0—6,5 м/ч, а остаточная концентрация неф-
тепродуктов после этих фильтров обычно составляет 4—5 мг/кг. Завер-
шающая стадия очистки осуществляется на фильтрах 8 с активирован-
ным углем. Возможно применение намывных фильтров с использовани-
ем в качестве фильтрующих материалов вспученного перлита, угольной
пыли, а также их смеси. Скорость фильтрации принимается равной 5,0—
6,5 м/ч, а остаточная концентрация нефтепродуктов в сточных водах по-
сле этих фильтров не превышает 1 мг/кг.
Регенерация механических и угольных фильтров 7 и 8 осуществляется
с использованием пара давлением 0,4—0,5 МПа и температурой 150—
160 °C, а также сжатого воздуха, подаваемого со скоростью 15 м/ч в тече-
ние 20—30 мин. Образующиеся при отмывке сточные воды собираются в
294
Рис. П.1. Установка очистки вод от нефтепродуктов
промежуточные емкости и после снижения температуры подаются в рас-
пределительную камеру 1.
Отделенные нефтепродукты собираются в баке 9, откуда их подают в
расходные баки мазутного хозяйства и сжигают в котлах. Осадки, выде-
лившиеся при очистке воды, складируются на шламоотвале с водонепро-
ницаемым основанием, рассчитанным на прием шлама в течение 5 лет.
Вывоз осадка из шламонакопителя осуществляется по согласованию с са-
нитарной инспекцией [11.7]. Ведутся работы по переработке таких
осадков, в том числе с получением торфа, используемого при озеленении
территории.
Степень очистки сточных вод достигает 95 % и мало зависит от исход-
ной концентрации нефтепродуктов, т.е. для получения остаточной кон-
центрации 0,05 мг/кг (ПДК для рыбохозяйственных водоемов) на очистку
должны поступать сточные воды с концентрацией нефтепродуктов не бо-
лее 1 мг/кг, что практически не встречается в условиях работы ТЭС.
295
При исходной концентрации нефтепродуктов 20 мг/кг ее можно сни-
зить до 1 мг/кг и использовать повторно в схемах ВПУ, прежде всего при
наличии известкования и коагуляции.
Трудности в реализации существующих схем очистки связаны с их
громоздкостью, слабой автоматизацией, отсутствием отечественных при-
боров для автоматического контроля за содержанием нефтепродуктов.
На многих ТЭС существуют проблемы, связанные с поступлением на
очистные сооружения слишком большого количества сточных вод, значи-
тельно превышающего расчетное, и обусловленные нарушениями при
эксплуатации систем водопользования.
Для сокращения объемов замасленных и замазученных вод следует
вводить мероприятия по предотвращению попадания нефтепродуктов в
сточные воды ТЭС. Прежде всего, рекомендуется создание маслоплотно-
го оборудования (в том числе маслоохладителей), применение густых
смазок, повышение культуры эксплуатации и ремонта оборудования, соз-
дание самостоятельных систем охлаждения такого оборудования. Следу-
ет предусматривать устройство защитных кожухов на масло- и мазуто-
проводах, обортовки и поддонов в местах установки маслонасосов и мас-
лобаков, установку баков сбора масла из поддонов и от защитных кожу-
хов и мазута от кожухов мазутопроводов, обортовку площадок ремонта
оборудования, исключение попадания мазута в конденсат подогревате-
лей, подачу обводненного мазута для сжигания в котлах без отделения
содержащейся в нем воды, предотвращение фильтрации мазута в грунт
из резервуаров и сливных лотков.
В систему отведения сточных вод, загрязненных нефтепродуктами,
необходимо направлять воды охлаждения подшипников и уплотнений
сальников насосов и других вращающихся механизмов, дренажные воды
полов главного корпуса и вспомогательных помещений, которые могут
содержать нефтепродукты, сливы от сети аварийных маслостоков, дожде-
вые и талые воды от открытых складов масла, мазута, дизельного топли-
ва и других территорий, загрязняемых в процессе эксплуатации, конден-
сат с концентрацией мазута более 5 г/м3, отмывочные воды фильтров
конденсатоочистки. Система отведения таких сточных вод должна быть
полностью изолирована.
После очистки сточные воды необходимо использовать на технологи-
ческие нужды электростанции вместо природной воды (водоподготови-
тельные установки, подпитка систем оборотного водоснабжения и т.п.).
Если для охлаждения вращающихся механизмов используется вода из
СОО с градирнями, воду следует возвращать в систему охлаждения по-
сле очистки от нефтепродуктов.
Сброс сточных вод после очистных сооружений в водоемы не допус-
кается, поэтому проектная схема должна исключать такую возможность.
Допускается подача загрязненных нефтепродуктами сточных вод в систе-
му хозяйственной фекальной канализации при наличии сооружений для
полной биологической очистки хозяйственно-бытовых сточных вод.
296
11.4. ОБЕЗВРЕЖИВАНИЕ И ПОВТОРНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ
ОБМЫВОЧНЫХ ВОД РВП И КОНВЕКТИВНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА КОТЛОВ
Существуют типовые решения по созданию оборотной системы ис-
пользования таких вод с разработанной и апробированной на многих
ТЭС технологией извлечения соединений ванадия и никеля в одну или
две стадии. При обработке в одну стадию обмывочные воды обрабатыва-
ют известковым молоком до pH = 9,0—9,5 и отделяют образующийся
шлам, содержание V2O5 в котором достигает 5 %. Недостаток односту-
пенчатой обработки заключается в повышенном содержании гипса в та-
ком шламе (более 50 %), что ограничивает возможность его использова-
ния для легирования сталей.
При обработке обмывочных вод в две ступени [11.7] на первом этапе
добавляют гидроксид натрия до pH = 4,5—5,0. Объем шлама после 5—
6-часового отстаивания составляет в среднем 20 % объема обмывочной
воды и содержит до 5,5 % твердого вещества, в том числе:
соединения ванадия V2O5 ......................... 20—30 %
соединения железа Fe2O3 ......................... 40—60 %
гипс CaSO4 • 2Н2О................................ 6—10%
другие вещества.................................. 10—20 %
Осветленную воду перекачивают во второй бак-нейтрализатор и обра-
батывают известковым молоком до pH = 9,5—10,0. После 7—8-часового
отстаивания объем шлама составляет около 25 % объема обработанной
воды, а концентрация твердого вещества достигает 9 %.
Основные компоненты этого шлама:
соединения железа Fe2O3 .......................... 35—40 %
соединения никеля и меди NiO3 и СиО............... 2—3 %
гипс CaSO4 - 2Н2О................................... 40—55 %
другие вещества................................... 10—.15 %
Кроме того, в осадке содержится инертная часть известкового молока.
Повышенное содержание ванадия в шламе, полученном на первой сту-
пени, упрощает его использование в металлургии.
Экспериментально отработана технология, включающая в себя нагрев
воды до кипения при добавлении соды и окислителей (pH = 1,4—2). При
этом концентрация V2O5 в осадке достигает 60 %.
Шлам после второй стадии обработки направляется на шламонакопи-
тель с противофильтрационным покрытием, объем которого рассчитыва-
ется на 10 лет работы ТЭС на полной проектной мощности. Осветленная
вода после второй ступени обработки и из шламонакопителя использует-
ся снова для обмывки. Эти воды имеют обычно pH от 9,5 до 10,0 и содер-
жат около 2 кг сульфата кальция на 1 м3. Концентрация ванадия, никеля,
297
меди и железа в них обычно не превышает 0,1 г/м3 [11.7]. Однако в связи
с использованием едкого натра на первой стадии обработки в этих водах
происходит накопление сульфата натрия.
При обмывке пиковых котлов на пылеугольных ТЭС для нейтрализа-
ции применяют известковое молоко или известковый шлам осветлителя.
Нейтрализованную воду и шлам допускается направлять в систему гид-
розолоудаления при условии ее работы по замкнутой оборотной схеме и
соблюдения водного баланса системы. Система отведения обмывочных
вод должна быть полностью изолированной и не иметь связи с другими
системами водоотведения и выпуском вод в водоисточник. При несоблю-
дении этих условий для хранения шламов сооружается отдельный недре-
нируемый шламонакопитель.
Недостаток существующих технологических схем — трудности со-
блюдения техники безопасности, что связано с повышенной токсично-
стью сточных вод и шламов.
11.5. СОКРАЩЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И ОБЕЗВРЕЖИВАНИЕ
СТОЧНЫХ ВОД ХИМИЧЕСКИХ ПРОМЫВОК И КОНСЕРВАЦИЯ
ОБОРУДОВАНИЯ
Конкретная схема очистки сточных вод такого типа зависит от состава
примесей в воде, который определяется принятыми методами химиче-
ской очистки и консервации. При обезвреживании сточных промывоч-
ных вод основной задачей является разрушение образовавшихся при про-
мывках комплексов металлов с реагентами, выделение металлов в осадок
и разрушение органических соединений.
В существующих технологических схемах предусмотрены сбор и
нейтрализация отработанных растворов в специальных баках-нейтрали-
заторах, объем которых рассчитывается на прием всех промывочных рас-
творов в количестве не менее десятикратного объема промываемого
контура.
Для сбора стоков от операции водных промывок, являющихся частью
технологии химической очистки, сооружаются специальные открытые
резервуары в виде бассейнов с двумя секциями: одна для отстаивания
сточных вод от механических примесей, а другая для сбора полученной в
первой секции осветленной воды, которую можно использовать повторно
в циклах ТЭС.
Обезвреживание и нейтрализация промывочных растворов осуществ-
ляются в баках-нейтрализаторах с применением различных реагентов.
Осаждение соединений железа происходит при обработке известко-
вым молоком до соответствующего значения pH [11.7]:
растворов, содержащих соляную и серную кислоту с фторидами, до
pH = 10,0;
растворов после очистки фталевой кислотой до pH = 11,0;
растворов после очистки композициями на основе комплексонов до
pH = 11,5 после их аэрации в течение не менее двух суток.
298
Таблица 11.2. Концентрация веществ в осветленных водах после обезвреживания
, з
промывочных растворов, г/м
Компонент осветленных вод Способ очистки
СОЛЯНОЙ кислотой комплексонами с добавлением кислот серной ки- СЛОТОЙ с фторидами
серной НМК* лимонной
Хлориды СГ 4000 — — — —
Сульфаты SO2- 200 2100 400 400 3400
Фториды F — — — — 16
Железо Fe3+ 5 15 10 10 10
Натрий Na 260 180 180 180 180
Кальций Са2+ 80 880 170 170 80
ОП-10(ОП-7) — 140 140 140 140
Формальдегид 200 — — — —
Аммонийные соединения 600 600 600 600 1200
Минеральные вещества (сумма) Органические вещества: 10 000 6000 6900 6000 6000
по химическому потреблению О2 380 1200 3200 3200 400
по биологическому потреблению О2 230 100 1800 800 130
* НМК — низкомолекулярная кислота.
Для осаждения меди и цинка из отработанных растворов, содержащих
комплексоны, применяют сульфид натрия, который добавляется после
отделения осадка гидроксида железа. При наличии гидразина раствор об-
рабатывают хлорной известью с расходом технического продукта около
1 кг/м3. Полученный шлам подается на нефильтруемый шламоотвал, а
осветленная вода подкисляется до pH = 6,5—8,5. Усредненный состав
обезвреженных растворов после химических промывок приведен в
табл. 11.2 [11.7].
Основные направления решения проблемы использования обезвре-
женных вод:
создание накопителей-отстойников на ТЭС любого типа;
на угольных ТЭС — использование воды из отстойников в системе
ГЗУ, работающей по замкнутому оборотному циклу;
на ТЭС любого типа — подача воды из отстойников на сжигание в топ-
ку котла через специально смонтированную форсунку или в хозяйствен-
но-бытовую канализацию (по согласованию с соответствующими органа-
299
ми), имеющую в своем составе сооружение полной биологической очист-
ки, обеспечивающее доочистку этих вод от органических соединений;
применение безреагентных технологий парокислородной очистки и
пассивации оборудования, его консервация осушенным воздухом и др.
Значительное сокращение количества химических промывок, а следо-
вательно, и количества сточных вод этого типа можно обеспечить путем
подпитки котлов добавочной водой соответствующего качества. Так,
подпитка котлов марки ТГМЕ-464 на Саранской ТЭЦ-2 дистиллятом
испарителей обеспечила их эксплуатацию в течение свыше 15 лет без
водно-химических промывок [11.14].
11.6. СОЗДАНИЕ БЕССТОЧНЫХ СИСТЕМ
ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЯ
Все системы ГЗУ на существующих угольных ТЭС имеют продувку.
Экологически и экономически приемлемые способы очистки данного
вида сточных вод в настоящее время еще не разработаны. Ситуация ос-
ложнена тем, что в ГЗУ часто сбрасывают другие сточные воды с ТЭС.
Обычно продувочные воды оставляют 1—3 % расхода осветленной воды.
При этом концентрация вредных веществ в них велика, а выделение
вредных веществ связано с большими капиталовложениями. Поэтому в
настоящее время ограничиваются лишь обезвреживанием содержащихся
в продувочной воде ГЗУ токсичных примесей. В то же время воды ГЗУ
содержат весьма ценные элементы (германий, мышьяк, ванадий и др.),
использование которых могло бы полностью оправдать затраты на очист-
ку [11.15, 11.16]. Наиболее широко для обезвреживания продувочных вод
ГЗУ используется известь. В результате образуются малорастворимые
соединения, содержащие мышьяк [Ca3(AsO4)2, Ca(AsO3)2 или Ca(AsO2)2],
фтор (CaF2), хром [Сг(ОН)2], которые выпадают в осадок и отделяются
от воды.
Применение одной лишь извести далеко не всегда позволяет очистить
воду до ПДК по этим элементам, допускающей сброс ее в водоемы. Для
более глубокой очистки дополнительно применяются и другие реагенты
(соли железа, магния, алюминия и др.). В ряде случаев может потребо-
ваться доочистка сорбцией. В качестве сорбентов предлагается использо-
вать различные ионообменные смолы и специально синтезируемые гид-
роксиды поливалентных металлов (железа, алюминия, титана, марганца,
меди и др.) [11.15]. Для реализации этих технологий необходимы крупно-
масштабные исследования и большие капиталовложения.
Наиболее реальный путь — это создание оборотных систем ГЗУ без
продувок. Для этого необходима реконструкция всех систем водопользо-
вания с исключением сброса в систему ГЗУ ливневых вод, продувочных
вод градирен, минерализованных сточных вод ВПУ. Если позволяет вод-
ный баланс, целесообразно сохранить подачу в эту систему продувочных
вод осветлителей и сточных вод от химических очисток оборудования.
300
Таким образом, необходимо создать оборотные системы ГЗУ с дефи-
цитным водным балансом, а также внедрить установки сгущения пульпы.
Радикальным решением этой проблемы может стать переход на систе-
му сухого разделения золы и шлака, которые обладают ценными свойст-
вами как строительные материалы. Наиболее перспективно использова-
ние золошлаковых отходов ТЭС в производстве ячеистого бетона, в
строительстве автодорог, площадок, полов промышленных зданий, при
укреплении грунтовых оснований, укрепительной цементации оснований
плотин, производстве дешевых местных низкомарочных вяжущих ве-
ществ, при замене части цемента и песка в тяжелых и легких бетонах и
др. [11.17, 11.18]. Мировой опыт свидетельствует об использовании в ря-
де стран 50—90 % ежегодного выхода золошлаковых отходов, предпоч-
тительно с непосредственной отгрузкой потребителям. Невостребованная
часть складируется с минимальным воздействием на окружающую среду.
Увеличение объемов использования золошлаков приводит к снижению
стоимости производства электроэнергии [11.18].
11.7. ОБРАБОТКА СТОЧНЫХ ВОД МОКРОИЗВЕСТНЯКОВОГО
СПОСОБА ОЧИСТКИ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ОТ ОКСИДОВ СЕРЫ
На рис. 11.2 в качестве примера приведена схема очистки сточных вод
установки десульфуризации дымовых газов энергоблока мощностью
740 МВт на электростанции Scholven (ФРГ) [11.19]. Сточные воды в
количестве 36 м3/ч нейтрализуются в двух резервуарах 1 и 2 при последо-
вательном перетекании раствора из одного в другой. Вместимость баков
7 и 2 составляет 30 м3 каждый, общая продолжительность обработки в
них 100 мин. Обработка (нейтрализация) проводится известковым моло-
ком. В результате первичной нейтрализации pH раствора достигает 5, а
при последующей нейтрализации pH = 7—9,5. Нейтрализованная вода
поступает в сгуститель 3, где шлам осаждается.
Подаваемый в сгуститель полиэлектролит из мешалки 6 улучшает оса-
ждение шлама, который уплотняется в конической части сгустителя и пе-
риодически отводится в шламосборник 4, а оттуда через камерный
фильтр 5 в разгрузочное отделение. Влажность полученного шлама со-
ставляет 25—30 %.
В обработанных сточных водах из сгустителя корректируется pH, по-
сле чего воды возвращаются в систему десульфуризации или сбрасыва-
ются (табл. 11.3).
Такая схема позволяет получать в качестве конечного продукта отно-
сительно чистый гипс, пригодный для дальнейшего использования при
производстве строительных материалов.
301
Са(ОН), Зт/ч
Рис. 11.2. Схема очистки сточных вод установки десульфуризации дымовых газов
Таблица 11.3. Состав сточных вод до и после очистки
Показатель Массовая концентрация, г/м3
в сточной воде МИС в сточных водах после очистного сооружения
Окисляемость 500-1000 <80
Концентрация
хлоридов 5000—20 000 5000—20 000
сульфатов 800—5000 800—2000
фторидов 10—150 <30
железа 10—50 < 1
кадмия 0,2 <0,05
ртути 1,0 <0,05
свинца 0,1—3,0 <0,01
хрома 2 <0,01
меди 0,2—2 <0,05
никеля 0,2—4 <0,05
цинка 2,0—4 < 1,0
302
11 8. СНИЖЕНИЕ МИНЕРАЛИЗАЦИИ И КОЛИЧЕСТВА СТОЧНЫХ
ВОД ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
При обработке воды на ВПУ образуются сточные воды двух основных
типов:
воды, получающиеся на стадии предочистки воды при ее коагуляции и
известковании и содержащие взвешенные вещества;
воды повышенной минерализации, образующиеся в процессе умягче-
ния и обессоливания воды.
В сточных водах предочистки в твердом виде содержатся органиче-
ские вещества, повышающие биологическое потребление кислорода во-
дой, грубодисперсные примеси исходной воды, соединения железа и
алюминия, а также карбонат кальция, гидроксид магния и «недопал» при
известковании. Качественный и количественный состав примесей таких
вод зависит от качества воды и принятых методов ее обработки на пред-
очистке. При известковании вода, кроме того, имеет повышенное значе-
ние pH (10,0—10,4). Сброс таких вод в водоемы запрещен.
Для утилизации сточных вод предочистки на ТЭС сооружают шламо-
уплотнительные станции (ШУС), в которых шлам обезвоживается, а вода
возвращается в технологический цикл. Обезвоженный шлам осветлите-
лей, прежде всего известковый, используется для производства извести, в
строительстве, для раскисления почв и т.п. (см, гл. 12).
Значительно более сложной оказалась проблема сокращения и утили-
зации сточных вод второго типа.
Используемый на большинстве отечественных электростанций ионо-
обменный метод подготовки добавочной воды котлов и тепловых сетей
сопровождается потреблением значительного количества химических
реагентов и, как следствие, образованием большого объема минерализо-
ванных сточных вод, утилизация которых превратилась в самостоятель-
ную и достаточно сложную проблему. Кроме того, согласно приведен-
ным выше данным при создании экологически чистых ТЭС на ВПУ
должна максимально использоваться продувочная вода СОО, имеющая
повышенную минерализацию. Увеличение минерализации исходной во-
ды приводит к значительном росту расхода реагентов на регенерацию с
соответствующим увеличением количества сточных вод и их минерали-
зации (см. рис. 10.12). В то же время имеется довольно много сведений о
разработке и создании «бессточных» и даже «безотходных» ВПУ на ТЭС
[11.20—11.23]. Разработаны «Методические указания по проектированию
обессоливающих установок с сокращенными расходами реагентов и со-
кращенными стоками» [Н.4].
Предлагается многократное использование регенерационных сточных
вод в цикле ВПУ и применение более совершенных технологий ионного
обмена.
Эффективным методом снижения расхода реагентов и соответствую-
щего уменьшения сброса сточных вод и минеральных примесей может
стать замена традиционного для отечественной практики многоступенча-
того прямоточного химического обессоливания на противоточное. Ос-
303
новное препятствие на пути широкого использования этой технологии —
сложность эксплуатации верхней дренажной системы. В отечественных
противоточных фильтрах верхняя дренажная система размещается в
верхнем наиболее мелком слое ионита, и для предотвращения его расши-
рения при подаче реагента снизу в процессе регенерации сверху подается
блокирующий поток воды. Все это усложняет эксплуатацию таких
фильтров и уменьшает надежность их работы.
За рубежом разработаны и применяются несколько более совершен-
ных противоточных технологий и конструкций фильтров. По технологии
Амберпак верхняя дренажная система расположена у верхнего днища и
фильтр полностью загружается ионитом, а для взрыхляющих промывок
предусмотрен вывод его части в специальную емкость с последующим
возвратом в фильтр. По технологиям Schwebebett и UP.CO.RE помимо
ионита в фильтр загружается небольшое количество инертного материа-
ла определенной фракции, плотность которого меньше, чем у воды. Этот
материал концентрируется в области расположения верхней дренажной
системы и защищает ее от забивания мелкими фракциями ионита. Между
ионитом и инертным материалом сохраняется небольшое свободное про-
странство.
По технологии Schwebebett после взрыхления ионита регенерация и
отмывка осуществляются сверху вниз. Обрабатываемая вода подается
снизу вверх с определенной скоростью, обеспечивающей прижатие ос-
новной части ионита к слою инертного материала и поддержание его в
таком состоянии в процессе работы фильтра.
Отличие технологии UP.CO.RE заключается в том, что в процессе
взрыхляющей промывки благодаря повышенной скорости воды слой ио-
нита прижимается к слою инертного материала. Затем скорость воды
уменьшается и осуществляются ввод регенерационного раствора и от-
мывка ионита также с определенной скоростью. После завершения от-
мывки ионит оседает. Обрабатываемая вода подается сверху вниз.
Каждая из технологий имеет свои преимущества и недостатки, однако
обе они обеспечивают значительное сокращение расхода реагентов на ре-
генерацию и количества сточных вод.
Так, на одной из ТЭЦ ОАО «Мосэнерго» обессоливание воды осуще-
ствлялось по традиционной схеме: известкование и коагуляция воды из
р. Москвы, ее осветление и химическое обессоливание на двух ступенях
И- и ОН-фильтров. По проекту, выполненному ОАО «Теплоэлектропро-
ект», два фильтра были переведены на работу по технологии UP.CO.RE.
Катионитный фильтр был загружен сильнокислотным катионитом, а
анионитный — слабо- и сильноосновным анионитом. В верхней части
слоя находил\'я более легкий слабоосновной анионит. Кроме того, в
фильтры было загружено необходимое количество инертного материала.
Промышленная апробация показала, что качество обессоленной воды
не ухудшилось, а расход кислоты и щелочи на регенерацию сократился в
1,5—2 раза и составил 1,7—1,9 г-экв/г-экв с соответствующим уменьше-
нием сброса сточных вод и солей.
304
14
Рис. 11.3. Принципиальная схема Na-катионирования воды с частичной утилиза-
цией сточных вод
Однако применение даже самых совершенных технологий ионного об-
мена не может исключить образования сточных вод повышенной минера-
лизации. В связи с этим разработано большое число способов обработки
и утилизации регенерационных сточных вод ВПУ, в том числе получение
их в виде растворов, пригодных для применения в сельском хозяйстве (в
виде удобрений), применение мембранных установок для концентрирова-
ния сточных вод и их регенерации с получением исходных растворов ки-
слоты и щелочи, сброс стоков в топки паровых котлов, впрыск стоков в
дымоходы котлов перед электрофильтрами, вывоз продуктов упаривания
стоков в моря и океаны и др.
Один из вариантов повторного использования регенерационных сточ-
ных вод Na-катионитных фильтров реализован на ряде районных тепло-
вых станций МГП «Мостеплоэнерго» [11.24]. Принципиальная схема ус-
тановки приведена на рис. 11.3.
Исходная вода 7 из городского водопровода подвергается двухступен-
чатому Na-катионированию в фильтрах 2 и 3, и после деаэрации в деаэра-
торе 4 обработанная вода 5 подается на подпитку закрытой теплосети.
Воды взрыхления Na-катионитных фильтров 2 и 3 собираются в баке 6,
осветляются в механическом фильтре 7 и собираются в баке 8, в который
направляется также маломинерализованная часть 9 отмывочных вод
фильтров 2 и 3.
Регенерационные сточные воды 10 фильтров 2 и 3 с концентрацией
солей более 3 кг/м3 собираются в баке-кристаллизаторе И, где обрабаты-
ваются известью Иь количестве, в 1,3 раза превышающем концентрацию
магния в этих сточных водах, а затем содой С. Доза соды должна обеспе-
чить осаждение основной части кальция, поступившего в бак 11 со сточ-
ными водами и введенного с известью.
Осветленный раствор 12 пропускается через механический фильтр 13,
доукрепляется хлоридом натрия до концентрации 85—115 кг/м3 и ис-
пользуется для регенерации фильтров 2 и 3. Осадок 13 из бака 11 подает-
305
ся на вакуум-фильтры или фильтры-прессы 16. Частично обезвоженный
осадок 17 вывозится автотранспортом.
Так как количество минерализованных регенерационных сточных вод
18 всегда превышает количество регенерационного раствора 14 на часть
отмывочных вод для обеспечения баланса потоков избыток этих сточных
вод 19 сбрасывается в городскую канализацию. Сточные воды из бака 8
используются для взрыхляющей промывки фильтров 2 и 3, а их избыток
20 смешивается с исходной водой 1.
Реализация этой технологии позволила на 55—60 % сократить количе-
ство сбрасываемых в канализацию солей.
В мировой практике широкое распространение получили мембранные
методы обработки исходных и сточных вод с целью снизить негативное
воздействие ВПУ на окружающую среду.
В последнее время и в нашей стране возобновились работы по исполь-
зованию в системах водоподготовки установок обратного осмоса (УОО)
[11.25] и электродиализных установок (ЭДУ) [11.26]. Проводится про-
мышленная апробация УОО производительностью 50 м3/ч на ТЭЦ-23
ОАО «Мосэнерго». На Нижнекамской ТЭЦ-1 пущена в опытную эксплуа-
тацию импортная УОО производительностью 170 м /ч.
Обе установки включены перед установками химического обессолива-
ния (ХОУ). Полученные результаты подтвердили высокое качество
фильтрата, которое позволяет значительно сократить расход реагентов на
его последующее дообессоливание.
На ТЭЦ-25 ОАО «Мосэнерго» проводятся исследования работы элек-
тродиализного аппарата производительностью 100 м /ч, включенного в
схему подготовки подпиточной воды теплосети.
Следует отметить, что использование УОО или ЭДУ для частичного
обессоливания воды перед ионообменными фильтрами позволяет сокра-
тить расход реагентов на регенерацию фильтров и соответственно умень-
шить сброс солей в водоисточники. Однако при этом не решается
проблема утилизации и ликвидации сброса рассола после УОО и ЭДУ и
сточных вод ионообменных фильтров глубокого химического обессоли-
вания фильтрата этих установок.
Использование мембранных технологий для переработки сточных вод
ВПУ позволяет в ряде случаев значительно сократить их количество, что
подтверждается зарубежным опытом (см. гл. 13).
Разработан целый ряд проектов и для отечественных предприятий.
Так, планируется использование УОО на одной из районных тепловых
станций МГП «Мостеплоэнерго» [11.24]. Принципиальная схема уста-
новки приведена на рис. 11.4, она отличается от схемы, приведенной на
рис. 11.3, именно использованием УОО 8 для концентрирования части
сточных вод с целью довести их общий объем до объема регенераци-
онного раствора. При этом на смешение с исходной водой 1 будет пода-
ваться частично обессоленный фильтрат 18 УОО 8, что сократит нагрузку
на Na-катионитные фильтры 2 и 3 с соответствующим уменьшением ко-
306
14
Рис. 11.4. Принципиальная схема натрий-катионирования воды с полной утилиза-
цией сточных вод
личества сточных вод. Остальные элементы схемы те же, что и на
рис. 11.3.
При работе по такой схеме сброс сточных вод может быть полностью
исключен, а расход хлорида натрия сведен до минимума. Однако дости-
гается это использованием более дорогой соды С, а также извести И. Не-
обходимо учесть, что при производстве соды образуются сточные воды,
по качеству и количеству сопоставимые со сточными водами Na-катио-
нитных фильтров, очистка которых осуществляется содой [11.27]. В ре-
зультате негативное воздействие на окружающую среду сохраняется. Бо-
лее эффективным в этих условиях представляется содоизвесткование ис-
ходной воды либо Н—Na-катионирования [11.28].
Значительное сокращение сброса сточных вод достигается при рацио-
нальном сочетании эксплуатации установок химического обессоливания
добавочной воды котлов и установок умягчения подпиточной воды теп-
лосети. Так, на одной из ТЭЦ ОАО «Самараэнерго» реализована техноло-
гия малосточной ВПУ, принципиальная схема которой приведена на
рис. 11.5 [11.29, 11.30]. На этой ТЭЦ готовится 6000 м3/ч подпиточной во-
ды теплосети с открытым водоразбором горячей воды и 260 м/ч обессо-
ленной добавочной воды котлов давлением 13,6 МПа.
Исходная водопроводная вода 1 поступает на Н-катионитные фильтры
2, а затем в декарбонизаторы 3. Основной поток декарбонизированной
воды 4 подается в теплосеть, а ее часть 5 поступает на ХОУ 6. Обессолен-
ная вода 7 используется для подпитки котлов.
Взрыхляющая вода и маломинерализованная часть отмывочных вод
процесса регенерации фильтров 2 собираются в отстойнике 8. Пересы-
щенные по сульфату кальция сточные воды подаются снизу вверх в кри-
сталлизатор 9, где во взвешенном состоянии находится ранее образовав-
шийся гипс (CaSO4 • 2Н2О).
Осветленная вода из аппаратов 8 и 9 собирается в баке 10 и использу-
ется при взрыхлении, регенерации и отмывке фильтров 2. Для регенера-
307
Рис. 11.5. Принципиальная схема ВПУ с утилизацией сточных вод
ции этих фильтров применяются также кислые сточные воды 11 ХОУ 6.
Избыток осветленного раствора 12 из бака 10 направляется в реактор 13.
Осадки из аппаратов 8 и 9 подаются на ШУС 14 и 15.
Фильтрат этих ШУС вместе с потоком 12 подается в реактор 13, где
смесь обрабатывается отработанными щелочными растворами 16 ХОУ 6.
В результате образуется осадок, основным компонентом которого явля-
ется гидроксид магния. Осадок обезвоживается на ШУС 17, а осветлен-
ный раствор 18 смешивается с декарбонизированной водой 4, подавае-
мой в теплосеть.
Частично обезвоженные на ШУС осадки 19—21, содержащие соответ-
ственно продукты взрыхления фильтров 2, гипс и гидроксид магния при-
годны для полезного использования либо длительного безопасного хра-
нения.
Необходимо особо отметить, что несмотря на сброс сточных вод в те-
плосеть среднее солесодержание подпиточной воды теплосети составило
219 мг/кг при солесодержании исходной воды из городского водопровода
338 мг/кг. Обеспечено это тем, что для подготовки подпиточной воды те-
плосети использовано Н-катионирование, а количество этой воды значи-
тельно превышает количество добавочной воды котлов, подготовка кото-
рой обусловливает поступление в цикл основного количества солей.
При необходимости более глубокого умягчения подпиточной воды те-
плосети и менее благоприятном соотношении производительностей ука-
занных выше ВПУ может потребоваться H-Na-катионирование подпиточ-
ной воды теплосети и выведение части солей натрия из цикла водоподго-
товки. В этом случае можно обеспечить и утилизацию продувочных вод
СОО [11.31].
308
Мировой и отечественный опыт показывает, что утилизация минера-
лизованных сточных вод в настоящее время может быть реально осуще-
ствлена только путем испарения в испарителях разной конструкции либо
путем их естественного упаривания (в регионах с благоприятным клима-
том) и выделением минеральных компонентов в твердом виде. Ряд таких
решений при создании малосточных и даже бессточных ВПУ и ТЭС в це-
лом рассмотрены в гл. 13.
11.9. ОЧИСТКА И УТИЛИЗАЦИЯ ГРУНТОВЫХ, ЛИВНЕВЫХ
И ТАЛЫХ СТОЧНЫХ ВОД С ТЕРРИТОРИИ ТЭС
Технология обработки и пути утилизации таких сточных вод зависят
от их количества и конкретного состава. Возможна их подача в системы
ГЗУ или СОО, использование в качестве исходных на ВПУ; допускается
сброс в водоемы, если их состав близок к составу воды в этом водоеме
[11.13].
Основные загрязнители этого типа сточных вод, как отмечено ранее,
— нефтепродукты и взвешенные вещества.
В целях уменьшения выноса загрязняющих веществ с поверхностным
стоком необходимо предусматривать различные организационные меро-
приятия: исключение сброса в дождевую канализацию загрязняющих ве-
ществ; организацию регулярной уборки территории; проведение своевре-
менного ремонта дорожных покрытий; ограждение зон озеленения бор-
дюрами, исключающими смыв грунта во время ливневых дождей на до-
рожные покрытия; упорядочение складирования нефтепродуктов, ки-
слот, щелочей, солей и других веществ, которые могут загрязнять по-
верхностный сток и др.
Система отведения поверхностных сточных вод с территории электро-
станции должна быть, как правило, самостоятельной и не иметь связи с
другими системами водоотведения (до очистки поверхностного стока).
При проектировании систем отведения поверхностного стока необхо-
димо предусматривать его очистку и обязательное использование вместо
природной воды. На большинстве действующих ТЭС отсутствует систе-
ма очистки этих сточных вод. На некоторых имеются типовые установки
ВНИИВОДГЕО - пруды-отстойники с хворостяными фильтрами.
Другой способ очистки сточных вод — сбор в специальные емкости и
очистка на установках, включающих в себя отстойники и фильтры, загру-
женные антрацитом или активированным углем. Ширина отстойника
(или его секции) принимается в пределах 3—9 м, а длина должна быть
больше его высоты в 10 раз и более [11.7]. Высоту зоны отстаивания при-
нимают в пределах 2—3,5 м, а высоту нейтральной зоны над уровнем
осадка 0,4—0,5 м. Отстойник должен быть оборудован устройствами для
равномерного (по ширине) впуска и выпуска сточных вод, а также уст-
ройствами для задержания и периодического удаления всплывающих
примесей (нефтепродуктов) и накапливающегося осадка. Всплывающие
примеси отводятся в специальные сборники, где выдерживаются в тече-
309
ние нескольких суток для отделения нефтепродуктов. Нефтепродукты
направляются на сжигание, а вода и шлам —- обратно в отстойник.
Удаление осадка из отстойника осуществляется с помощью гидроэле-
ваторной установки или насосами, предназначенными для перекачки
шламов с высоким содержанием механических примесей. Обезвожива-
ние осадка происходит на иловых площадках, которые разделяются на
карты, оборудованные устройствами для отвода иловой воды.
На пылеугольных ТЭС допускается подача осадка без обезвоживания
в систему ГЗУ, на газомазутных ТЭС осадок после обезвоживания скла-
дируется в специально отведенных местах по согласованию с местными
контролирующими органами.
Воду после отстойников направляют на доочистку в механические
фильтры первой ступени, загруженные дробленым антрацитом фракции
0,5—1,5 мм. Скорость фильтрации воды поддерживают 5,0—6,5 м/ч. Ос-
таточное содержание нефтепродуктов после фильтрации обычно не пре-
з
вышает 4—5 г/м .
Фильтры второй ступени загружают активированным углем. Скорость
фильтрации рекомендуется также 5,0—6,5 м/ч. Содержание нефтепро-
дуктов после фильтрации не более 1 г/м3.
Для регенерации фильтров используется пар давлением 0,4—0,5 МПа
и температурой 150—160 °C, а также сжатый воздух давлением 0,4—
0,5 МПа. Образующиеся при регенерации сточные воды собирают и по-
сле снижения температуры подают в приемные резервуары. Время про-
мывки 20—30 мин при расчетной скорости 15 м/ч. В ряде случаев вместо
осветления воды в отстойниках может потребоваться ее коагуляция в ос-
ветлителях.
Очищенная вода подается в СОО или на другие технологические цели
вместо природной.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 11
1. Опишите основные принципы сокращения водопотребления и количества сточных
вод на ТЭС.
2. Какие технологические сточные воды ТЭС подлежат нормированию и что должно
быть сделано с другими сточными водами?
3. Укажите основные пути сокращения водопотребления и водоотведения в системах
оборотного охлаждения.
4. Охарактеризуйте основные этапы очистки сточных вод от нефтепродуктов и требова-
ния к их остаточному содержанию.
5. Назовите основные пути создания бессточных систем золошлакоудаления.
6. Охарактеризуйте основные направления сокращения количества сточных вод при ио-
нообменном обессоливании воды.
7. В чем основные преимущества термического обессоливания по сравнению с ионооб-
менным?
8. Что такое электродиализ и обратный осмос?
310
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 11
11.1. Федеральный закон Ns 71-ФЗ «О плате за пользование водными объектами». Ут-
вержден Президентом РФ 6 мая 1998 г.
11.2. Инструктивно-методические указания по взиманию платы за загрязнение окру-
жающей природной среды. М.: Комитет по охране окружающей природной среды,
1993.
11.3. Правила охраны поверхностных вод (Типовые положения). М.: Государственный
комитет СССР по охране природы, 1991.
11.4. РД 3437102-92. Методические указания по проектированию обессоливающих уста-
новок с сокращенными расходами реагентов и сокращенными стоками. М.: СПО
«Союзтехэнерго», 1987.
11.5. ВНТП 81. Нормы технологического проектирования тепловых электрических стан-
ций. М.: Министерство энергетики и электрификации СССР, 1981.
11.6. Методические указания по стабилизационной обработке охлаждающей воды в
оборотных системах охлаждения с градирнями оксиэтилидендифосфоновой кисло-
той. М/. СПО «Союзтехэнерго», 1989.
11.7. Методические указания по проектированию ТЭС с максимально сокращенными
стоками. М.: Минэнерго СССР, 1991.
11.8. Санитарные правила и нормы охраны поверхностных вод от загрязнения. СанПиН
4630-88. М.: Минздрав СССР, 1988.
11.9. Методические указания по проектированию установок термической обработки во-
ды на тепловых электрических станциях. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1987.
11.10. РД 34.37.105. Методические указания по проектированию электродиализных
установок для обессоливания воды на тепловых электростанциях / Утв. Главтехупр.
Минэнерго СССР 24.04.89; Разработано ВТИ. М.: ВТИ, 1990.
11.11. Методические указания по водно-химическому режиму бессточных систем охлаж-
дения. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1985.
11.12. Методические указания по наладке и испытаниям систем гидрозолоудалеиия. М.:
СПО «Союзтехэнерго», 1989.
11.13. РД 153-34.0-02.405.99. Методические указания по нормированию сбросов загряз-
няющих веществ со сточными водами тепловых электростанций. М.: ВТИ, 2000.
11.14. Холщев В.В. Теплохимические проблемы эксплуатации топочных экранов бара-
банного котла высокого давления // Электрические станции. 1994. № 4. С. 11—15.
11.15. Энергетика и природа (экологические проблемы развития электроэнергетики) /
Г.Н. Лялик, С.Г. Костина, Л.Н. Шапиро и др. М.: Эпергоатомиздат, 1995.
11.16. Рихтер Л.А, Волков Э.П., Покровский В.Н. Охрана водного и воздушного бас-
сейнов от выбросов ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1981.
11.17. Целыковский Ю.К. Некоторые проблемы использования золошлаковых отходов
ТЭС в России И Энергетик. 1998. № 7. С. 29—31.
11.18. Путилов В.Я., Автономов А.В. Критерии экологической оценки эффективности
систем золошлакоудаления ТЭС // Энергетик. 1998. Ns 1. С. 18—19.
11.19. Gutberlet Н. Aufbereitung des Abwassers aus der Rauch gasentschwefelungsanlage des
Kraftwerks Scholven // VGB Kraftwerktechnik. 1984. Ns 1. S. 41—49.
11.20. Лучшие электростанции мира за 1993 г. Н Мировая электроэнергетика. 1994. № 3.
С. 16.
11.21. Лучшие электростанции мира за 1994 г. И Мировая электроэнергетика. 1995. № 2.
С. 37.
11.22. Лучшие электростанции мира за 1995 г. И Мировая электроэнергетика. 1996. № 1.
С. 33.
311
11.23. Фейзиев Г.К. Высокоэффективные методы умягчения, опреснения и обессолива-
ния воды. М.: Энергоатомиздат, 1988.
11.24. Потапова Н.В. Технология умягчения воды с утилизацией сточных вод на РТС
МГП «Мостеплоэнерго» // Материалы Междунар. научн.-практ. конф. «Экология
энергетики — 2000». М.: Москва, 18—20 октября 2000 г. М.: Издательство МЭИ,
2000. С. 185—188.
11.25. Федосеев Б.С., Кремепевская Е.А., Сорокина Б.А. Метод обратного осмоса для
подготовки добавочной воды на электрических станциях // Энергетическое строи-
тельство. 1993. № 3. С. 22—27.
11.26. Перспективы применения ЭДУ в водоподготовительных установках тепловых
электростанций / В.С. Парыкин, С.Б. Попов, В.Ю. Лебедев, Е.А. Боброва И Энерге-
тическое строительство. 1993. № 3. С. 27—31.
11.27. Резник Я.Е. Производственные сточные воды // Водоснабжение и санитарная тех-
ника. 1980. № 11. С. 9—И.
11.28. Шишепко В.В., Сидорова С.В,, Моисейцев Ю.В. Подготовка добавочной воды
теплосети с утилизацией сточных вод // Новости теплоснабжения. 2000. № 3.
С. 25—27.
11.29. Солодянииков В.В, Контур многоразового использования растворов — как способ
сокращения сбросов химводоочисток // Материалы Междунар. научн.-практ. конф.
«Экология энергетики — 2000». Москва, 18—20 октября 2000 г. М.: Издательство
МЭИ, 2000. С. 37-44.
11.30. Опыт внедрения АСУ ТП подготовки воды на Самарской ТЭЦ / В. В. Солодянни-
ков, В. П. Чупрунов, М. IO. Лившиц и др. // Промышленная энергетика. 2000. № 12.
С. 177—179.
11.31. Сокращение водопотребления и сброса минеральных солей на ТЭЦ-21 ОАО «Мос-
энерго» за счет рационального использования сточных вод / В.В. Шищенко,
А.С. Седлов, Ю.В. Моисейцев и др. И Материалы Междунар. научн.-практ. конф.
«Экология энергетики — 2000». Москва, 18—20 октября 2000 г. М.: Издательство
МЭИ, 2000. С. 174—176.
Глава двенадцатая
ОБРАЗОВАНИЕ ШЛАМОВ НА ТЭС И ПУТИ ИХ
УТИЛИЗАЦИИ
12.1. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ШЛАМОВ, ОБРАЗУЮЩИХСЯ
ПРИ ОБРАБОТКЕ ПРИРОДНЫХ И СТОЧНЫХ ВОД
Для технологических целей на ТЭС обычно используют воду из по-
верхностных источников — рек, озер и водохранилищ, реже применяется
артезианская вода. Эти воды содержат вещества минерального и органи-
ческого происхождения, находящиеся в воде в растворенном виде, колло-
идном и взвешенном состоянии.
В современных технологиях подготовки добавочной воды котлов и
подпиточной воды теплосетей предусмотрена многоступенчатая обработ-
ка природных вод [12.1, 12.2], в том числе осветление с использованием
специальных реагентов — коагулянтов и флокулянтов. Часто этот про-
цесс совмещают с известкованием, что обеспечивает более глубокое сни-
жение щелочности воды с одновременным уменьшением ее жесткости и
солесодержания.
Только коагуляцию используют при обработке вод с пониженной ще-
лочностью. В качестве реагента-коагулянта наибольшее распространение
получил сернокислый алюминий (глинозем) A12(SO4)3 • 18Н2О, хотя в по-
следнее время стали применять оксихлориды алюминия типа А1С12ОН,
А1С1(ОН)2, А12С1(ОН)5 (см. п. 10.2.7).
В общем виде процесс коагуляции воды сернокислым алюминием
обычно описывается следующим уравнением:
A12(SO4)3 + ЗСа(НСО3)2 -- 2А1(ОН)3 [ + 3CaSO4 + 6СО2. (12.1)
Масса, г, осадка, образующегося при коагуляции 1 м исходной воды,
может быть рассчитана по формуле
goc = (Л/- Л/о) + 0,25 (2/- 2/0) + 26(12.2)
где Л/— количество взвешенных веществ в исходной воде, г/м3; Л/о — то
же в осветленной воде, г/м ; Ц — цветность исходной воды, град;
Цо — то же осветленной воды, град; 0,25 — переводной коэффициент,
г/(м3 • град); 26 — эквивалентная масса гидроксида алюминия, г/г-экв;
К — доза коагулянта (сернокислого алюминия).
313
Таким образом, характеризуя физико-химическую природу осадка, об-
разующегося в процессе водоподготовки с использованием алюмосодер-
жащих коагулянтов, следует указать, что осадки представляют собой
сложную многокомпонентную пространственную систему с сильно раз-
витой поверхностью. Основу осадков составляет свежеосажденный гель
гидроксида алюминия в сочетании с минеральными и органическими ве-
ществами, находящимися в воде и вносимыми в воду вместе с неочищен-
ными коагулянтами. Влага в осадке находится в различных формах связи
с компонентами осадка (химическая, физико-химическая и физико-меха-
ническая связи), а также в свободном состоянии, захваченной и защем-
ленной структурой осадка.
Свежеосажденный гель гидроксида алюминия имеет аморфную фор-
му, но со временем происходит упорядочение его структуры — кристал-
лизация.
Физико-химическая природа осадка предопределяет его высокий седи-
ментационный объем и низкую водоотдающую способность. В целях
улучшения водоотдачи осадков необходимо разрушить коагуляционные
структуры, перевести аморфный гидроксид алюминия в упорядоченное
состояние и тем самым уменьшить влагосодержание.
Химический состав осадков прежде всего зависит от качества воды в
водоисточнике и соответственно от дозы коагулянта.
Наличие в осадке минеральных примесей в виде песка, глины и дру-
гих веществ характеризуется нерастворимым остатком, получаемым при
обработке сухого вещества осадка соляной кислотой. В осадке мутных
вод нерастворимый остаток составляет 40—50 %, в то время как в осадке
цветных вод лишь 2—15 %.
В осадках цветных маломутных вод оксида кремния SiO2 содержится
1—10% массы сухого вещества, в осадках мутных вод 50 % и более.
Обычно оксид кремния находится в осадке в коллоидном состоянии в ви-
де кремниевой SiO2 • Н2О или поликремневой xSiO2 • уН2О кислоты. Со-
держание алюминия определяется в основном дозой реагентов и может
составлять 15—40 % массы сухого вещества. Общее количество солей
кальция и магния в осадках вод поверхностных водоисточников невелико
и составляет обычно 0,2—0,5 % СаО и 1—2 % MgO.
Концентрация сухих веществ в осадке или влажность осадка в основ-
ном зависит от исходного качества воды. Наиболее низкие показатели
влажности и высокие концентрации сухих веществ имеют осадки, содер-
жащие большое количество низкодисперсных минеральных частиц и от-
носительно малое количество гидратированных оксидов алюминия. С по-
вышением отношения Ц/М исходной воды влажность образующихся
осадков возрастает, а концентрация сухих веществ уменьшается. Обычно
для свежих осадков, получаемых после 45—60 мин отстаивания маломут-
ных вод, содержание сухого вещества составляет 0,3—0,4 %, для осадков
вод средней цветности и мутности 0,4—0,8 %, а для осадков мутных вод
— 0,8—3 % и более. Указанные диапазоны могут существенно изменять-
ся в процессе уплотнения осадков.
314
Объем гидроксидного осадка, м3/сут, определяется по формуле
V = 1,5CBQ/CO, (12.3)
где Св — масса сухих веществ, г, выделяемых при очистке 1 м3 воды;
Со — масса сухих веществ в осадке, г/ м3; Q — производительность во-
доочисткой станции, м /сут.
При совмещении процессов коагуляции и известкования в качестве
коагулянта применяют сернокислое железо (железный купорос)
FeSO4 • 7Н2О и хлорное железо FeCl3 • 6Н2О.
В отечественной практике наибольшее распространение получило
сернокислое железо, которое обеспечивает эффективную коагуляцию во-
ды в диапазоне pH = 4—10. При вводе извести и коагулянта в обрабаты-
ваемую воду протекают следующие основные реакции:
СО2 + Са(ОН)2 = СаСО3 | + Н2О; (12.4)
Са(НСО3)2 + Са(ОН)2 = 2СаСО3 1 + 2Н2О; (12.5)
Mg(HCO3)2 + Са(ОН)2 = MgCO3 + СаСО3 1 + 2Н2О; (12.6)
MgCO3 + Са(ОН)2 = Mg(OH)2 1 + СаСО3 { ; (12.7)
MgCl2 + Са(ОН)2 = Mg(OH)2 1 + СаС12; (12.8)
MgSO4 + Са(ОН)2 = Mg(OH)2 ) + CaSO4; (12.9)
4FeSO4 + 4Са(ОН)2 + 2Н2О + О2 = 4Fe(OH)3 { + 4CaSO4. (12.10)
Приведенные уравнения реакций не совсем точно описывают проис-
ходящие процессы, так как не учитывают образования сложных комплек-
сов карбонатов кальция и магния, а также кремнекислых и органических
соединений. Однако при определении расхода извести и количества об-
разующихся осадков обычно используются именно эти уравнения.
В соответствии с этими уравнениями расход негашеной извести со
100 %-ной активностью, г/м3, составляет
Оизв = 28 (СО2 + Щ + Mg - Mg0 + К + Яи), (12.11)
где 28 — эквивалентная масса оксида кальция, г/г-экв; СО2 — концентра-
ция углекислого газа в воде, условно выраженная в граммах-эквивален-
тах на кубический метр и определяемая по формуле (12.12)
СО2 = 0,268 Щ3 / 22 = 0,0122 Щ3; (12.12)
Щ— щелочность исходной воды, г-экв/м3; 22 — условная эквивалентная
масса СО2, г/г-экв; Mg — концентрация магния в исходной воде,
г-экв/м3; Mg0 — концентрация магния в осветленной воде, г-экв/м3; К —
доза коагулянта, г-экв/м3; Ин — избыток извести, принимаемый обычно
равным 0,2 г-экв/м3.
315
При умягчении воды известью образуются осадки, содержащие нерас-
творимые вещества: карбонат кальция, гидроксид магния, диоксид крем-
ния, оксиды железа, оксиды алюминия и непрореагировавшую известь.
Содержание твердой фазы в известковых осадках изменяется от 2 до
15 %. Скоагулированные органические и неорганические загрязнения
обычно составляют малую часть массы осадка. Осадок после умягчения
воды — относительно инертный и стабильный. Известковые осадки так-
же биологически инертны благодаря высоким значениям pH. Они легче
поддаются сгущению, чем осадки после коагуляции.
Количество осадка после известкового умягчения существенно изме-
няется в зависимости от жесткости исходной воды, ее химического соста-
ва и требуемого качества очищенной воды. Объем осадка, образующего-
ся после умягчения, обычно значительно больше, чем объем осадка в
коагуляционном процессе.
Способность осадков после известкового умягчения к обезвоживанию
зависит от количества гидроксида магния, который захватывается осад-
ком (от нескольких процентов до 30 %). Осадки с низким содержанием
гидроксида магния могут быть обезвожены до кеков с содержанием твер-
дой фазы 60 %, в то время как при более высокой концентрации гидро-
ксида магния могут быть получены кеки с концентрацией твердой фазы
всего 20—25 %.
Гидроксид магния имеет гелеобразную структуру и похож на осадок,
который образуется при коагуляционной обработке воды солями алюми-
ния и железа. Осадок карбоната кальция более зернистый и кристалличе-
ский и поэтому легче обезвоживается.
В процессе переработки сточных вод водоподготовительных устано-
вок образуется третий тип шламов, который содержит в основном гипс
CaSO4 • 2Н2О. Обусловлено это следующим. При химическом обессоли-
вании добавочной воды котлов регенерационные сточные воды Н-катио-
нитных фильтров помимо избытка серной кислоты содержат сульфаты
кальция, магния и натрия. Нейтрализация таких сточных вод известью
приводит к значительному увеличению концентрации сульфата кальция
и его кристаллизации. Увеличение дозы извести позволяет осадить прак-
тически весь магний в виде гидроксида, а также дополнительное количе-
ство гипса.
В результате образуется шлам, содержащий 80—90 % гипса, 5—8 %
гидрооксида магния, а также другие примеси, прежде всего поступившие
с известковым молоком.
Близкий по составу шлам образуется и при термохимической подго-
товке добавочной воды котлов [12.3, 12.4]. По этой технологии регенера-
ция Na-катионитных фильтров осуществляется раствором, приготовлен-
ным из продувочной воды испарителей. Так как основными компонента-
ми такого раствора являются сульфат и хлорид натрия, в процессе реге-
нерации Na-катионитных фильтров образуются сточные воды, пересы-
316
щенные по гипсу, что приводит к кристаллизации последнего. Насыще-
ние таких сточных вод известью ведет к образованию гидроксида магния
и осаждению практически всего количества гипса [12.5].
Размер частичек гипса в шламе третьего типа зависит от условий его
кристаллизации. При кристаллизации в баках с перемешиванием или без
него максимальный размер частичек не превышает 0,1 мм, а остаточная
влажность шлама даже после длительного гравитационного уплотнения
составляет 70—80 %. Кристаллизация гипса во взвешенном слое ранее
образовавшегося осадка позволяет получить основную его массу в виде
частичек размером 0,5—1,0 мм и более с высокими седиментационными
свойствами и низкой остаточной влажностью уже после непродолжитель-
ного гравитационного уплотнения.
Значительное количество гипса образуется при мокроизвестняковом
способе очистки дымовых газов (см. § 11.7).
12.2. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И СУШКА ШЛАМА
Из-за низкой концентрации твердых веществ в шламовых водах, обра
зующихся при обработке воды на водоподготовительных установках, не
посредственное их использование невозможно. Необходимо предвари
тельное удаление основной части влаги и снижение влажности шлама.
Допустимое остаточное содержание влаги в шламе зависит от кон
кретных условий его последующего использования.
Глубокое удаление влаги из шла-
ма достигается обычно путем трех-
ступенчатой обработки. На первом
этапе осуществляется гравитацион-
ное уплотнение шлама с использо-
ванием флокулянтов или без них.
При этом происходят перегруппи-
ровка частиц осадка, увеличение
числа контактов между ними и сте-
пени агрегирования твердой фазы.
В результате снижается сопротивле-
ние осадка при последующем
фильтровании и увеличивается его
водоотдающая способность.
Уплотнение шлама осуществля-
ют в специальных аппаратах-сгу-
стителях (рис. 12.1), которые вы-
полняются в виде вертикальных ем-
костей 1 круглого или квадратного
сечения с одной или несколькими
гребенчатыми мешалками 2. Шла-
Рис. 12.1. Сгуститель шлама
317
мовые воды подаются непрерывно в нижнюю часть уплотнителя по цен-
трально расположенной трубе 3. Осветленная вода 4 отводится через во-
доотводящий лоток 5. Уплотненный осадок накапливается в нижней час-
ти уплотнителя и периодически удаляется по трубе 6. Медленное переме-
шивание осадка мешалкой приводит к частичному разрушению его
структуры и значительному уменьшению (в 5—10 раз) его объема.
В качестве флокулянтов применяются отечественные и импортные
реагенты катионного, анионного и неионного типа. Эффективность того
или иного флокулянта зависит от конкретных условий, флокулянт выби-
рают на основании пробных обработок шламовых вод.
В результате концентрация твердой фазы при уплотнении осадков
гидроксида алюминия может возрасти от 0,5 до 10 %, а при уплотнении
известковых осадков — от 1 до 32 %.
На втором этапе дальнейшее снижение влажности шлама достигается
путем его механического обезвоживания с использованием аппаратов
различного типа: вакуум-фильтров, фильтров-прессов, центрифуг и др.
Вакуум-фильтр (рис. 12.2) представляет собой полый барабан 7 с пер-
форированной боковой поверхностью, разделенной изнутри на отдель-
ные ячейки. Поверхность барабана покрыта металлической сеткой и за-
тем фильтровальной тканью. Вал барабана 4 — полый. С одной стороны
он соединен с приводом, а с другой — с распределительным устройст-
вом, позволяющим при вращении барабана отдельным ячейкам соеди-
няться с различными полостями его неподвижной части для последова-
тельного проведения отдельных операций фильтрования. Барабан погру-
жен (на 0,3—0,4 своего диаметра) в резервуар 77, содержащий фильтруе-
мую суспензию. Для того чтобы эта суспензия не выпадала в осадок, пре-
дусмотрена качающая мешалка 72.
Суспензия захватывается поверхностью барабана 7 в зоне фильтрова-
ния при прохождении поверхности через резервуар для суспензии 11. В
это время ячейки барабана, проходящие через резервуар, соединены с ва-
куумированной полостью 10. При вращении барабана (с частотой 0,1—
3 об/мин) эта часть поверхности выходит из резервуара для суспензии, а
осадок задерживается на поверхности; происходит обезвоживание сус-
пензии. Затем этот осадок промывается водой (или специальным раство-
ром), подаваемой на поверхность при помощи разбрызгивающих уст-
ройств 8. При этом ячейка соединена с другой полостью, так что фильт-
рат и промывочная вода могут собираться в разные сборники. При даль-
нейшем вращении барабана происходит второе обезвоживание; промы-
вочная жидкость вытесняется из осадка и последний удаляется с поверх-
ности барабана в зоне 5 удаления осадка, продуваемой изнутри сжатым
воздухом. При этом осадок разрыхляется и снимается с поверхности спе-
циальным устройством — ножом 3. Существуют и другие устройства для
снятия осадка с поверхности барабана.
318
Рис. 12.2. Схема действия ячейкового барабанного вакуум-фильтра
/ — барабан; 2 — ячейка; 3 — нож для съема осадка; 4 — полый вал; 5, 13 —
полости распределительного устройства, сообщающиеся с компрессором; 6, 10 — то же с
вакууумным насосом; 7 — бесконечная лента; 8 — разбрызгивающее устройство; 9 —
направляющий ролик; И — резервуар для суспензии; 12 — мешалка
В зоне 13 регенерации ткань также продувается сжатым воздухом из-
нутри для восстановления ее фильтровальных свойств. Для того чтобы
избежать растрескивания осадка в зонах промывки и второго обезвожива-
ния, на него накладывается часть бесконечной ленты 7. Барабанные
фильтры вакуумного типа имеют поверхность фильтрования 1—75 м2,
они могут быть изготовлены из легированных материалов и работать в
агрессивных средах и при повышенных температурах.
К недостаткам барабанных вакуум-фильтров, как ясно из описания их
работы, можно отнести довольно сложную конструкцию самого фильтра,
а также невозможность широко изменять при необходимости продолжи-
тельность отдельных операций в общем цикле фильтрования. Основное
их преимущество — непрерывность действия.
319
Рис. 12.3. Схема фильтровальной установки для сбора, уплотнения и частичного
обезвоживания шлама осветлителей
На рис. 12.3 показан один из возможных вариантов схемы фильтро-
вальной установки с барабанным вакуум-фильтром. Суспензия из бака I
поступает в сгуститель шлама 2, откуда насосом подается в резервуар ва-
куум-фильтра 3.
Для предотвращения осаждения суспензии предусмотрена ее циркуля-
ция через резервуар обратно в сгуститель 2. Фильтрат и промывочная
жидкость под действием вакуума попадают в промежуточный ресивер 4
и далее в бак осветленной воды 5. Сжатый воздух подается на фильтр от
воздуходувки через ресивер. Раствор флокулянта готовится в баке 6.
Обезвоженный осадок собирается в бункере 7 и вывозится.
На автоматизированном фильтре-прессе с горизонтальными камерами
(ФПАКМ) разделяются тонкодисперсные суспензии при температуре до
80 °C. Схемы фильтра-пресса ФПАКМ и промежуточных фильтроваль-
ных плит показаны на рис. 12.4 и 12.5.
Фильтр-пресс состоит из ряда горизонтальных промежуточных плит,
расположенных одна на другой и находящихся между двумя поддержи-
вающими плитами, которые связаны между собой четырьмя стяжками,
воспринимающими нагрузку при действии давления внутри фильтро-
вальных плит. Таким образом, фильтровальные плиты имеют возмож-
ность передвижения вверх и вниз вдоль плоскости стяжек, служащих на-
правляющими для роликов плит. Каждая промежуточная фильтровальная
плита представляет собой прямоугольную раму, состоящую из верхней
части, покрытой перфорированным листом, под которым находится про-
странство для приема фильтрата, и нижней части, верх которой покрыт
320
Рис. 12.4. Схема действия автоматического фильтра-пресса с горизонтальными
камерами
1 — фильтровальные плиты; 2 — поддерживающие плиты; 3 — направляющие ролики;
4 — фильтровальная ткань
резиновой диафрагмой, а полая часть служит для приема суспензии. Ме-
жду каждыми двумя плитами проходит фильтровальная ткань, которая
поддерживается в натянутом состоянии направляющими роликами. Эта
фильтровальная ткань выполнена в виде бесконечной ленты и приводит-
ся в движение приводным барабаном и прижимным роликом, установ-
ленным на нижней плите. Суспензия, промывочная жидкость и сжатый
воздух для продувки поступают в каждую фильтровальную плиту и отво-
дятся из нее через боковые коллекторы.
321
Рис. 12.5. Схема промежуточных фильтровальных плит
1 — верхняя часть плиты; 2 — перфорированный лист; 3 — пространство для приема
фильтрата; 4 — нижняя часть плиты в виде рамы; 5 — камера для суспензии и осадка;
6 — эластичная водонепроницаемая диафрагма; 7 —- труба; 8 — коллектор для подачи
суспензии, промывочной жидкости и воздуха; 9, 10, 13 — каналы; 11 — коллектор для
отвода фильтрата, промывочной жидкости и воздуха; 12 — пространство для воды
Процесс фильтрования на фильтре-прессе ФПАКМ имеет прерыви-
стый характер. В общем случае цикл работы состоит из операций сжатия
плит, фильтрования, промывки осадка, его обезвоживания, раздвигания
плит и разгрузки осадка, который выносится на движущейся фильтро-
вальной ленте.
Перед началом процесса (положение А, рис. 12.5) фильтровальные
плиты сжаты и через боковые коллекторы на фильтрующую поверхность
плит вводится осадок. Затем также через боковые коллекторы вводится
вода или сжатый воздух (давлением до 1,5 МПа). При этом резиновая
диафрагма отжимает жидкую фазу из суспензии, прессуя осадок (поло-
жение Б). При необходимости могут быть проведены операции промывки
осадка и вторичного его обезвоживания. На последней стадии происхо-
дит разъем плит и движением фильтровальной ткани осадок выводится
(положение В). Осадок с ткани снимается при ее перегибе на направляю-
щих роликах по обе стороны фильтра. В нижней части фильтра располо-
жена камера регенерации ткани.
322
Рис. 12.6. Центрифуга фирмы Вестфалия-Сепаратор
/ — шнековый привод; 2 — привод барабана; 3 — подшипник барабана; 4 — кулачко-
вый механизм; 5 — распределитель; 6 — шнек; 7 — пространство сепарирования; 8 —
барабан; 9 — регулировочная пластина; 10 — подвод суспензии; 11 — слив осветленной
жидкости; 12 — станина; 13 — выход твердого вещества; 14 — приводной двигатель;
15— муфта
Все операции на фильтре ФПАКМ автоматизированы. Суммарная по-
верхность фильтрования на фильтрах ФПАКМ достигает 25 м2. Основны-
ми достоинствами кроме автоматической работы являются большая
фильтрующая поверхность, а также возможность при помощи диафрагмы
регулировать толщину осадка и его влажность.
Выпускаются также фильтры-прессы с вертикальным расположением
фильтровальных плит, что упрощает их эксплуатацию. После завершения
процесса обезвоживания плиты раздвигаются и осадок сбрасывается в
бункер, расположенный под фильтром-прессом.
Широкое распространение для обезвоживания осадков получили цен-
трифуги различного типа. Схема устройства и принцип работы одного из
вариантов центрифуг приведены на рис. 12.6.
Выбор того или иного типа оборудования для обезвоживания шламов
осуществляется обычно специализированными предприятиями в зависи-
мости от конкретных условий, прежде всего свойств самого шлама, про-
изводительности установки, необходимой остаточной влажности. При
этом влажность шлама после обезвоживания может изменяться в широ-
323
Рис. 12.7. Установка для сушки шлама с распылительной сушилкой
ком диапазоне от 45 до 75 %. Чтобы иметь возможность в дальнейшем
использовать шлам, необходимо в большинстве случаев более глубокое
удаление влаги, вплоть до 1—5 %. Такое снижение влажности обеспечи-
вается термической сушкой шлама, предварительно обезвоженного од-
ним из указанных выше способов.
Для термической сушки шлама используются распылительные сушил-
ки различного типа. Один из вариантов такой установки приведен на
рис. 12.7.
Частично обезвоженный шлам 1 после механического обезвоживания
поступает в мешалку 2, где благодаря перемешиванию он приобретает
необходимую текучесть. Этот шлам насосом 3 специальной конструкции
подается через распылительное сопло 4 в аппарат сушки и грануляции 5.
В нижнюю и верхнюю части аппарата 5 из топки б поступают продукты
сгорания газа 7. Воздух для сжигания газа подается в топку вентилято-
ром 8. В аппарате 5 происходят сушка шлама до необходимой влажности
и его грануляция, т.е. образование частичек заданного размера. Гранули-
рованный шлам выводится из аппарата 5 и элеватором 9 подается в бун-
кер 10, откуда сухой шлам отгружается потребителю. Важным элементом
при сушке шлама в распылительных сушилках является очистка дымо-
вых газов от продуктов сушки. В установке, приведенной на рис. 12.7,
дымовые газы из аппарата 5 направляются в скруббер 11, где промывают-
ся водой. Вода вместе с выделенными из дымовых газов частичками шла-
ма насосом 12 подается в патронный фильтр 13, где фильтруется через
специальную ткань. Осветленная вода поступает снова в скруббер И. Па-
324
Рис. 12.8. Принципиальная схема лопастной сушилки
/ — корпус; 2 — пустотелый вал; 3 — пустотелые лопасти; 4 — теплоноситель; 5 — час-
тично обезвоженный шлам; 6 — пар; 7 — конденсатор; 8 — возврат в технологическую
схему; 9 — высушенный шлам; 10 — охлажденный теплоноситель; 11 — неконденсирую-
щиеся газы; 12 - вентилятор
тронный фильтр по мере загрязнения регенерируется путем подачи сжа-
того воздуха. Часть воды вместе со шламом из фильтра 13 сливается в
мешалку 2.
Необходимость глубокой очистки дымовых газов от продуктов суш-
ки — основной недостаток распылительных сушилок. Проще эта пробле-
ма решается при использовании лопастных сушилок, принципиальная
схема работы которых приведена на рис. 12.8. Внутри корпуса 1 этой су-
шилки расположен пустотелый вал 2 с пустотелыми лопастями 3 специ-
альной клинообразной формы, в который поступает теплоноситель 4
(пар, горячая вода, дымовые газы и т.п.). Частично обезвоженный шлам 5
подается снаружи вала и лопастей, при вращении которых происходят
перемешивание и сушка шлама. Образовавшийся в результате сушки пар
6 конденсируется в конденсаторе 7, и конденсат 8 возвращается в техно-
логическую схему. Высушенный шлам 9 отгружается потребителям, а
охлажденный теплоноситель 10 (конденсат, вода, дымовые газы и т.п.)
выводится из противоположного конца вала 2. Неконденсирующиеся га-
зы 11 из конденсатора 7 вентилятором 12 отводятся в атмосферу. Отсут-
ствие непосредственного контакта теплоносителя со шламом исключает
его загрязнение продуктами сушки.
325
12.3. УТИЛИЗАЦИЯ ШЛАМОВ, ОБРАЗУЮЩИХСЯ
ПРИ КОАГУЛЯЦИИ ВОДЫ
Как отмечено выше, основными компонентами шлама, образующегося
при коагуляции воды, являются гидроксид алюминия, кремнекислые и
органические соединения. В небольших количествах содержатся соеди-
нения кальция и магния, соли тяжелых металлов, нефтепродукты, био-
генные и другие вещества.
Осадки такого типа образуются на станциях подготовки питьевой во-
ды из поверхностных источников, в связи с чем на ТЭС может быть
применен опыт коммунальных служб по утилизации осадков [12.6]. Воз-
можно использование водопроводных осадков для улучшения структуры
и повышения плодородия почв.
Водопроводные осадки можно применять в производстве строитель-
ных изделий. Выполненные в Японии исследования [12.7] показали, что
при добавлении гипса и извести осадок отвердевает и имеет достаточно
высокую прочность. Территории, заполненные затвердевшим осадком,
могут быть использованы под строительство. Возможно применение за-
твердевшего осадка для заполнения выработанных разработок угля.
По данным НИИ коммунального водоснабжения и очистки воды Ака-
демии коммунального хозяйства РФ осадки рассматриваемого типа могут
быть также использованы в качестве одного из компонентов весьма де-
фицитных высокоглиноземистых цементов, в процессе приготовления
бетонных смесей, в качестве добавок при производстве кирпича и т.д.
Значительный интерес представляет регенерация коагулянтов из осад-
ков для повторного использования. Разработаны технологии кислотной и
щелочной регенерации.
Традиционная схема кислотной регенерации включает в себя уплотне-
ние осадка, обработку его серной или соляной кислотой, разделение ре-
акционной смеси на раствор регенерированного коагулянта и вторичный
кислый осадок, нейтрализацию вторичного осадка известью и его обезво-
живание [12.8—12.10]. По такой технологии в зависимости от состава
осадка, времени обработки, вида и количества кислоты в растворенное
состояние переводится до 75 % гидроксида алюминия при использовании
серной кислоты. Регенерированный коагулянт обладает коагулирующей
способностью, близкой к товарному реагенту.
Основной недостаток кислотной регенерации коагулянта заключается
в растворении в кислой среде различных веществ органического и мине-
рального происхождения, содержащихся в осадке и, как следствие, нако-
плении их при многократной регенерации.
С целью устранить указанный недостаток разработана технология ки-
слотной регенерации коагулянта с использованием не смешиваемой с во-
дой жидкости, селективной по отношению к алюминию [12.11]. Вначале
алюминий экстрагируется в эту жидкость, затем раствор отделяют от во-
326
ды, обрабатывают серной кислотой, жидкость и коагулянт разделяют и
повторно используют.
Метод щелочной регенерации коагулянта основан на амфотерных
свойствах гидроксида алюминия, который в диапазоне pH = 11—12 имеет
максимальную растворимость [12.12]. Технология включает в себя обра-
ботку осадка известью до указанных значений pH и отделение раствора
регенерированного коагулянта путем естественного отстаивания твердой
фазы. Получаемый при этом вторичный осадок в большинстве случаев
имеет слоистую структуру и обладает хорошей водоотдающей способно-
стью. В отдельных случаях рекомендуется дополнительное введение из-
вести до pH > 12 [12.13—12.15]. Обезвоживание полученного вторичного
осадка на фильтрах-прессах камерного типа позволяет снизить его влаж-
ность до 60 %.
Регенерированный коагулянт представляет собой щелочной раствор,
содержащий в основном А1(ОН)3, Са2+ и ОН-. В зависимости от конкрет-
ных условий по такой технологии восстанавливается от 25 до 45 % коагу-
лянта, содержавшегося в осадке. Восстановленный раствор коагулянта
незначительно загрязнен другими примесями и применяется в сочетании
с товарным реагентом.
За рубежом (США, Великобритания, Германия, Норвегия, Швеция и
др.) широко используется сброс осадков водопроводных станций в город-
скую канализацию [12.16].
Обширные исследования [12.17—12.20] показали, что сброс неболь-
ших количеств водопроводного осадка в городскую канализацию не ока-
зывает влияния на работу первичных отстойников очистки сточных вод,
а повышение дозы водопроводного осадка может привести к улучшению
эффекта осветления, снижению времени отстаивания. На последующих
стадиях обработки осадков, включающих в себя анаэробную или аэроб-
ную стабилизацию, их обезвоживание и уплотнение, отрицательного
влияния водопроводного осадка не обнаружено. Не ухудшаются свойства
осадков и при использовании их в качестве удобрения в сельском
хозяйстве.
Для ТЭС, расположенных в черте крупных жилых районов, количест-
во осадков, образующихся при коагуляции воды, незначительно по срав-
нению с количеством сточных вод в канализационной сети. Так, расчеты,
выполненные для ряда ТЭЦ ОАО «Мосэнерго», расположенных в черте
г. Москвы и использующих коагуляцию на стадии осветления воды, пока-
зали, что сброс шламовых вод в городскую канализацию приведет к уве-
личению содержащихся взвешенных веществ в сточных водах менее чем
на 1 г/м3 и не отразится на работе очистных сооружений.
Такое решение позволяет уменьшить объем очистных сооружений не-
посредственно на ТЭС, исключить необходимость складирования или
вывоза обезвоженного осадка, улучшить экологическую ситуацию и ути-
лизировать шламовые воды ВПУ совместно с осадками канализационных
сточных вод.
327
Рис. 12.9. Обезвоживание и утилизация шламов, образующихся при коагуляции воды
Основные этапы обработки и использования шламов, образующихся
при коагуляции воды, приведены на рис. 12.9.
12.4. УТИЛИЗАЦИЯ ИЗВЕСТКОВЫХ ШЛАМОВ
Состав шламов, образующихся при известковании и коагуляции при-
родных вод, зависит от состава обрабатываемой воды и режима обработ-
ки, однако, во всех случаях основным компонентом является карбонат
кальция (75—85 %). Кроме того, в шламе по 4—8 % содержатся гидро-
ксиды магния и железа, а также кремнекислые и органические соедине-
328
ния. Шлам относится к категории мелкозернистых и аморфно-кристалли-
ческих и состоит, в основном, из частичек размером от 5 до 25 мкм.
По своему химическому составу этот шлам близок к природным из-
вестнякам, из которых путем обжига при температуре 900—1300 °C по-
лучают негашеную известь:
СаСО3 ------ СаО + СО2,
Mg(OH)2 ------ MgO + Н2О.
При известковании природных вод основная часть извести расходует-
ся на осаждение бикарбоната кальция :
Са(НСО3)2 + Са(ОН)2 ----- 2СаСО3 + 2Н2О.
При этом количество образующегося карбоната кальция в 2 раза пре-
вышает количество извести, затраченной на эту реакцию. В результате
даже с учетом расхода части извести на осаждение Mg(OH)2 и Fe(OH)3
количество карбоната кальция в шламе обычно превышает количество
затраченной извести. Следовательно, при обжиге шлама количество из-
вести превышает ее расход на обработку воды, что подтверждается опы-
том работы промышленных установок.
В США работает девять установок по регенерации извести из извест-
кового шлама [12.21]. Опыт работы показал, что эта технология экономи-
чески оправдана только при определенных условиях: доля карбоната
кальция в шламе, подаваемом в печь, должна быть не менее 90 %, а его
влажность не более 30 %. При этом производительность печи по СаО
должна быть не менее 50 т/сут. Для уменьшения доли магния в шламе
продувку осветлителя обрабатывают углекислым газом, образующимся в
процессе обжига. В результате такой обработки осадок гидроксида маг-
ния превращается в хорошо растворимый бикарбонат магния и удаляется
вместе с жидкой фазой. Уплотненный осадок обезвоживается на вакуум-
фильтрах, корзиночных центрифугах или ленточных фильтрах-прессах.
Перед подачей в обжиговую печь осадок сушится дымовыми газами. От-
работанные дымовые газы подвергаются двухступенчатой очистке. Из-
быток извести продается.
Для обжига шлама используются вращающиеся печи, реакторы с псев-
доожиженной загрузкой и обжиговые печи. В качестве топлива применя-
ют природный газ, мазут, размельченный антрацит. Расход энергии на
регенерацию извести зависит от влажности поступающего осадка и эф-
фективности рекуперации теплоты. Один из вариантов установки регене-
рации извести из шлама приведен на рис. 12.10 [12.21].
В нашей стране первая установка по регенерации извести из шлама
осветлителей сооружена на Нижнекамской ТЭЦ-1 (рис. 12.11). Шлам ос-
ветлителей подается в два отстойника, где вследствие естественного уп-
лотнения его влажность снижается в среднем до 86 %. Уплотнившийся
шлам поступает на вакуум-фильтры для дальнейшего снижения влажно-
сти (в среднем до 50 %). Обезвоженный шлам направляется в шлам-бас-
сейны, где при перемешивании он приобретает текучесть, достаточную
329
Рис. 12.10. Схема регенерации извести во вращающейся обжиговой печи
Известковое
молоко на ХВО
и приготовление
кирпичей
Рис. 12.11. Схема установки регенерации извести на Нижнекамской ТЭЦ-1
для подачи его специальными мембранными насосами в распылительную
печь. В верхней части печи происходит сушка шлама, а в нижней — его
обжиг. Активность полученной извести достигает 55—60 %.
В связи с тем что магний из шлама не удаляется, при многократном
использовании восстановленной извести происходит его накопление, что
ухудшает режим работы осветлителей исходной воды.
Для устранения этого негативного явления следует использовать для
обработки воды смесь восстановленной извести со свежей [12.22]. При
этом рекомендуемая доля свежей извести зависит от соотношения каль-
циевой и магниевой жесткости исходной воды. При содержании магния в
исходной воде до 20 % общей жесткости в регенерированную известь не-
обходимо добавлять 20 % свежей извести. С ростом содержания магния
до 40 % доля свежей извести достигает 50 %. При содержании магния бо-
лее 40 % обжиг шлама в целях его повторного использования для обра-
ботки воды не рекомендуется.
На Нижнекамской ТЭЦ-1 накоплен большой опыт использования по-
лученной из шлама извести для производства силикатного кирпича авто-
клавным методом. Однако и здесь проявилось отрицательное влияние по-
вышенного содержания гидроксида магния в шламе. Обусловлено это
тем, что в процессе обжига шлама происходит образование периклаза
(пережженной MgO), который при гашении извести остается в виде
нераспавшихся зерен [12.23]. Попадая в кирпичи, периклаз ухудшает их
качество. Для устранения этого недостатка на Нижнекамской ТЭЦ-1 ор-
ганизована обработка известкового молока в автоклавах под давлением
выше 0,5 МПа, при котором происходит гашение периклаза.
Таким образом, хотя обжиг шлама и является наиболее органичным
способом многократного использования извести, для его успешной реа-
лизации необходимо соблюдение целого ряда условий.
Широки возможности использования известковых шламов осветлите-
лей в энергетике, строительной индустрии. На предприятиях, где имеют-
ся котлы, работающие на угле, для снижения концентрации сернистого
ангидрида в дымовых газах обычно применяется природный известняк,
подаваемый в топку котла или абсорбер. В результате взаимодействия
образуется сульфат кальция, который выводится самостоятельно либо
вместе с золой и шлаком. Как показали исследования ВТИ, шлам освет-
лителей, являющийся разновидностью известняка, может быть использо-
ван для снижения концентрации сернистого ангидрида. Шлам осветлите-
лей может быть направлен в узел приготовления известняковой суспен-
зии или на склад известняка.
Возможно применение шлама осветлителей в сельском хозяйстве в ка-
честве известняковой муки для нейтрализации кислых почв [12.23]. При
таком использовании шлама осветлителей требуется его глубокое обезво-
живание с применением термической сушки, а также грануляция для уве-
личения размера частиц.
На Бельцской ТЭЦ (Республика Молдова) с 1987 г. работает установка
для обработки шламовых вод осветлителей, функционирующих в режиме
332
известкования и коагуляции исходной воды. Производительность уста-
новки по первичной продувке составляет 10 т/ч, а по уплотненному шла-
му 2 т/ч. В технологической схеме предусмотрен отстой шламовых вод
для снижения влажности шлама от 97 до 89 %. Затем шлам подается на-
сосами на барабанные вакуум-фильтры БОУ-10-1.8. Остаточная влаж-
ность шлама после такой обработки составляет 40—50 %. Обезвоженный
шлам автотранспортом вывозится с территории станции и используется в
строительной промышленности для приготовления цементных растворов.
Успешно эксплуатируются шламоуплотнительные станции на ТЭЦ-12
ОАО «Мосэнерго», Минской ТЭЦ-3, Гомельской ТЭЦ, котельной в
г. Минске.
Ростовским инженерно-строительным институтом была предложена и
исследована возможность использования таких шламов в качестве напол-
нителя в строительные растворы, минерального порошка для асфальтобе-
тонов, наполнителя для приготовления шпатлевочных составов и др.
Для приготовления сложных строительных растворов обычно приме-
няют известь или глину. Указанные исследования показали, что до 60 %
известкового теста в таких растворах можно заменить шламовыми отхо-
дами без снижения прочности. Введение в кладочные и штукатурные
растворы на основе цемента шламовых отходов в качестве наполнителей
позволяет снизить расход цемента, обеспечить нерасслаиваемость и пере-
качиваемость раствора, улучшить другие его характеристики.
В производстве шпатлевочных составов шламовые отходы могут заме-
нить обычно применяемый товарный мел.
В технологии асфальтобетонов широко используются микронаполни-
тели. Шламовые отходы по своим физико-механическим и химическим
свойствам соответствуют требованиям к этой категории материалов. Ре-
зультаты исследований Воронежского инженерно-строительного инсти-
тута и РостовТЭПа подтвердили возможность применения шлама освет-
лителей в качестве наполнителя для асфальтобетона вместо минерально-
го порошка [12.24].
Возможно использование шлама осветлителей в качестве добавок при
производстве ячеистых и полимерных бетонов, кирпича, легких порис-
тых наполнителей (керамзита, аглопорита, шунгизита и др.), красок.
На Липецкой ТЭЦ-2 и Волжской ТЭЦ-1 шлам осветлителей применя-
ется как составная часть при производстве ряда строительных изделий.
Исследования ОКБ «Мосгорстройматериалы», проведенные с извест-
ковыми шламами предочисток ряда ТЭЦ ОАО «Мосэнерго», также под-
твердили возможность их использования при производстве строительных
материалов и изделий в качестве:
сырья для производства негашеной извести третьего сорта;
добавки к минеральному порошку для асфальтобетонных смесей в ко-
личестве до 10 %;
наполнителя и объемного красителя в количестве до 10 % в составах
наливных полов;
333
Исходная вода
Рис. 12.12. Обезвоживание и утилизация шламов, образующихся при известковании
и коагуляции воды
заполнителя и объемного красителя в составах стеновых материалов
(кирпича) полусухого прессования;
объемного красителя в составах плиток по технологии вибропрессо-
вания;
добавок в количестве 2—8 % в составах керамзитового гравия;
мелиоранта для обработки кислых почв в сельском хозяйстве и др.
Основные этапы обработки и утилизации шламов, образующихся при
известковании и коагуляции воды, представлены на рис. 12.12. Приведен-
ные данные показывают, что использование известкового шлама возмож-
но только после обезвоживания либо сушки.
334
Специальные исследования и проекты, выполненные для большого
числа ТЭС, показали, что процесс обезвоживания шламов осветлителей с
использованием вакуум-фильтров, фильтров-прессов, центрифуг и друго-
го оборудования необходимо осуществлять непосредственно на ТЭС.
При этом объем шламов сокращается в 15—-20 раз, а фильтрат (известко-
ванная и коагулированная вода) возвращается в осветлители.
Проблема организации сушки частично обезвоженного шлама, как и
его обжиг при регенерации извести, связана с определением ее экономи-
ческой и экологической целесообразности по условиям работы конкрет-
ной ТЭС.
Для ТЭС, где количество шламов невелико, может оказаться целесооб-
разной организация централизованного предприятия для сушки или об-
жига обезвоженного шлама, свозимого с нескольких предприятий. Для
ТЭС, расположенных в черте города, такое решение может быть обуслов-
лено также экологическими соображениями, так как обжиг и сушка шла-
мов, транспортировка готового продукта будут постоянно сопровождать-
ся опасностью негативного воздействия на окружающую среду.
12.5. УТИЛИЗАЦИЯ ГИПСОВЫХ ШЛАМОВ
Гипс является сырьем, широко используемым в строительстве и про-
изводстве строительных изделий. Гипсовый камень для производства вя-
жущих веществ должен удовлетворять ряду требований, важнейшим из
которых является содержание двуводного сернокислого кальция. Так, в
сырье первого сорта двуводного сернокислого кальция должно быть не
менее 90 %, в сырье второго сорта не менее 75 % и в сырье третьего сор-
та не менее 65 %. Более того, для производства гипсовых вяжущих мате-
риалов используют даже гипсосодержащие породы (глиногипс). В по-
следних содержится двуводного сернокислого кальция от 20 до 60 %, а
остальное —- песчано-глинистые и известково-глинистые компоненты
[12.25]. Из-за большого количества инертных примесей его не транспор-
тируют на большие расстояния, а перерабатывают в гипсовое вяжущее
вещество на месте добычи.
Гипсовые шламы образуются из сточных вод мокроизвестнякового
способа очистки дымовых газов от оксидов серы, при регенерации Н-ка-
тионитных фильтров серной кислотой и Na-катионитных фильтров рас-
твором, содержащим сульфат натрия. Содержание в них двуводного сер-
нокислого кальция зависит от технологии переработки регенерационных
сточных вод. При осаждении из них только гипса это соединение являет-
ся основным компонентом шлама и соответствует требованиям к гипсо-
вому камню первого сорта. При использовании для обработки сточных
вод извести в шламе будут содержаться помимо гипса гидроксид магния,
карбонат кальция и другие примеси, поступившие с известковым
молоком.
Тем не менее этот шлам по своему составу в большинстве случаев соот-
ветствует требованиям к гипсовому камню второго или третьего сорта.
335
В отечественной и мировой практике накоплен значительный опыт ис-
пользования гипсосодержащих отходов различных производств. Так, для
изготовления гипсовых вяжущих веществ в ряде случаев применяют от-
ходы некоторых химических производств, например фосфогипс (отход
производства фосфорной кислоты и фосфорных удобрений), борогипс
(отход производства борной кислоты) [12.25]. Так как указанные отходы
образуются в виде шлама, т.е. содержат большое количество воды, на
удаление которой расходуется много тепловой энергии, их использова-
ние целесообразно в местах, удаленных от запасов природного сырья, ли-
бо после предварительного обезвоживания.
При содержании влаги сверх кристаллизационной не более 5 % гипсо-
вый шлам в виде гипсовой муки может быть применен в сельском хозяй-
стве для гипсования почв. Обработка солонцовых почв гипсом проводит-
ся для замены поглощенного натрия кальцием, что улучшает физические
свойства почв и повышает их плодородие [12.25]. На 1 га почв требуется
от 0,5 до 5 т гипса. Гипсовая мука для удобрений должна содержать дву-
водного гипса не менее 85 % (класс А) или не менее 70 % (класс Б). Оп-
ределенные требования предъявляются и к тонкости помола гипса, кото-
рая может быть обеспечена измельчением шлама в шахтных или аэро-
бильных мельницах.
На полях Ставрополья для этой цели использовалось ежегодно до
500 тыс. т фосфогипса Невинномысского НПО «Азот». Для этой же цели
может быть применен гипсовый шлам водоподготовительных установок
после доведения его до необходимой кондиции.
Гипсовый шлам водоподготовительной установки может быть исполь-
зован также в качестве добавок при производстве гипсовых изделий. При
этом основным критерием помимо качества самого шлама будет являться
стоимость его транспортировки к месту использования.
Возможно применение шлама в цементной промышленности в качест-
ве минерального наполнителя и замедлителя схватывания.
Наиболее универсален вариант переработки шлама в гипсовое вяжу-
щее вещество. Известно, что для получения вяжущего вещества из гипса
нужно удалить определенное количество кристаллизационной воды.
Наибольшее распространение в отечественной практике получили техно-
логии производства вяжущих, основной составной частью которых явля-
ется полугидрат (полуводный сульфат кальция — CaSO4 • 0,5Н2О).
Полугидрат может образовываться в виде двух модификаций (разно-
видностей) — так называемые а-полугидрат и Р-полугидрат. Для получе-
ния а-полугидрата обработку гипса осуществляют в паровой среде под
некоторым избыточным давлением (в автоклавах) или в жидких средах,
имеющих при атмосферном давлении температуру кипения более 100 °C.
Если дегидратация осуществляется при атмосферном давлении (в откры-
тых котлах, вращающихся печах), то образуется Р-полугидрат.
Переход двугидрата в полугидрат сопровождается поглощением теп-
лоты в количестве 23 ккал на 1 кг двуводного сернокислого кальция.
336
Вяжущие свойства полугидрата проявляются в образовании при затво-
рении водой пластичного, быстро твердеющего на воздухе теста. При
этом происходит реакция, обратная реакция получения полуводного сер-
нокислого кальция:
CaSO4 • 0,5 Н2О + 1,5Н2О = CaSO4-2H2O. (12.13)
Образующийся в виде кристаллического сростка двуводный сульфат
кальция обусловливает твердость и прочность камня, в который перехо-
дит гипсовое тесто спустя некоторое время после затворения. Из приве-
денного уравнения можно вычислить, что на гидратацию полуводного
гипса расходуется 18,6 % воды массы полугидрата. Практически же, что-
бы получить подвижное, удобное для работы гипсовое тесто, приходится
применять значительно большее количество воды: для а-полугидрата
50—70 %, для 0-полугидрата 30—42 %.
При переходе полугидрата в двуводный сернокислый кальций выделя-
ется теплота (23 ккал на 1 кг образующегося двуводного сернокислого
кальция).
Полугидрат в сравнении со всеми остальными вяжущими веществами
характеризуется наиболее короткими сроками схватывания и твердения,
т.е. наибольшей быстротой образования первичного каркаса и перехода
из полугидрата в двугидрат. Благодаря этому ценному свойству гипса
при изготовлении из него деталей на конвейере или в формах можно ра-
ботать на больших скоростях или обходиться малым количеством форм.
При необходимости ускорить процесс схватывания используют из-
мельченный гипс. Хорошими ускорителями схватывания служат сульфат
натрия, хлорид натрия, хлористый калий и др. В связи с этим при разра-
ботке технологии получения гипсового вяжущего вещества из шлама
ВПУ необходимо учитывать, что жидкая часть шлама представляет собой
раствор сульфата и хлорида натрия.
Анализ современных технологий получения полугидрата показывает,
что гипсовый шлам предпочтительнее перерабатывать в а-полугидрат.
При этом не требуется очень глубокого удаления влаги из шлама, а уста-
новка для реализации этого процесса получается более компактной.
Наибольший интерес представляет технология производства а-полу-
водного гипса в жидких средах, разработанная АООТ «ВНИИстром
им. П.П. Будникова» для переработки фосфогипса, поступающего в виде
шлама [12.25]. Процесс осуществляется в автоклавах под давлением. Пе-
ред подачей в автоклав шлам разбавляется водой до соотношения жид-
кость: твердое вещество 1:1 и дозируется регулятор кристаллизации по-
лугидрата, обеспечивающий получение коротких призматических кри-
сталлов а-полугидрата. Для подачи суспензии в автоклав используются
мембранные насосы.
Суспензия полугидрата охлаждается до 99 °C и обезвоживается на
ленточном вакуум-фильтре. Оставшаяся влага (8—12 %) удаляется в су-
шилке барабанного типа. Для защиты окружающей среды от загрязнения
полугидратом дымовые газы очищаются вначале в циклоне, а затем в
скруббере. Вода из скруббера вместе с твердой фазой возвращается в тех-
337
Вакуум-фильтр
На склад готовой
продукции
Рис. 12.13. Схема установки для получения гипсового вяжущего из гипсового шлама
ВПУ
нологический цикл. Высушенный материал измельчается и поступает на
склад готовой продукции. По такой же технологии был обработан гипсо-
вый шлам, образующийся на установке термохимического обессоливания
продувочной воды СОО Саранской ТЭЦ-2.
Результаты исследований доказали возможность получения из гипсо-
вого шлама водоподготовительных установок гипсовых вяжущих марок
Г10—Г13 и вяжущих повышенной водостойкости марки 250.
Испытания полученных гипсовых вяжущих подтвердили их пригод-
ность для получения ряда строительных изделий: перегородочных плит,
декоративных плит, подстилающего слоя в наливных полах, монолитного
бетона для малоэтажного строительства, штукатурных растворов и стено-
вых камней по мокрой технологии.
Отмечен ряд преимуществ полученных вяжущих по сравнению с вя-
жущими из наиболее распространенного природного сырья:
светлая окраска, дающая возможность получать чистые цвета изделий
при объемном окрашивании;
хорошие формующие свойства, позволяющие получать изделия с тон-
ким и глубоким рельефом;
возможность получать вяжущие с широкой гаммой по прочности и
срокам схватывания при небольшой разнице между началом и концом
схватывания, что имеет особую ценность на строительной площадке.
По результатам этих исследований специалисты АООТ «ВНИИстром
им. П.П. Будникова» разработали приведенную на рис. 12.13 схему пере-
работки гипсового шлама ВПУ в гипсовое вяжущее.
Так как при производстве изделий из гипса широко применяются раз-
личные наполнители, большой интерес для рассматриваемого случая
представляет использование в качестве такого наполнителя частично
338
обезвоженного шлама осветлителей, позволяющее утилизировать шлам
осветлителей и гипсовый шлам в виде готовой продукции. Возможность
и условия реализации такой технологии утилизации твердых отходов на
ТЭС требуют специальных исследований.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 12
1. Для чего производится осветление воды на ТЭС. какие используются технологии и
реагенты?
2. Охарактеризуйте шлам, образующийся при коагуляции воды, и укажите пути его об-
работки и утилизации.
3. Охарактеризуйте шлам, образующийся при коагуляции и известковании воды, укажи-
те пути его обработки и утилизации.
4. Назовите основные типы оборудования, используемого для частичного обезвожива-
ния шлама осветлителей.
5. Назовите основные типы оборудования, используемого для сушки и обжига шлама.
6. Опишите технологию получения извести из известкового шлама осветлителей.
7. Назовите тин сточных вод, при обработке которых образуется гипс, и опишите техно-
логии получения из него вяжущего вещества.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 12
12.1. Лившиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. М.: Энергия,
1976.
12.2. Вихрев В.В., Шкроб М.С. Водоподготовка. М.: Энергия, 1973.
12.3. Термическая водоподготовка и переработка сточных вод для производств с высо-
кими экологическими показателями / А.С. Седлов, В.В. Шищенко, И.П. Ильина и
др. // Промышленная энергетика. 1993. Ns 7. С. 18—22.
12.4. Малоотходная технология переработки сточных вод на базе термохимического
обессоливания / А.С. Седлов, В.В. Шищенко, С.Н. Чебанов и др. // Энергетик. 1996.
Ns 1. С. 17—20.
12.5. Аппарат для низкотемпературной термохимической очистки минерализованных
вод / В.В. Шищенко, М.И. Измайлов, А.И. Быков, К.Б. Лоренц // Промышленная
энергетика. 1990. № 7. С. 41—43.
12.6. Шевченко Л.Я, Утилизация осадков водопроводных станций // Водоснабжение и
санитарная техника. 1985. № 4. С. 21—25.
12.7. Производство и применение фильтрующих материалов для очистки воды: Спра-
вочное пособие. Л.: Стройиздат, 1985.
12.8. Любарский В.М. Осадки природных вод и методы их обработки. М.: Стройиздат,
1980.
12.9. Вейцер Ю.И. Методы и способы регенерации коагулянта из осадков / В кн.: Водо-
снабжение и канализация. М.: ЦБНТИ МКХ, 1971.
12.10. Вейцер Ю.И., Колобова З.А. Регенерация коагулянта из осадков водопроводных
станций // Водоснабжение и санитарная техника. 1974. № 1. С. 10—13.
12.11. Миркие В.И., Борисова С.А. Опытно-производственные испытания по сгущению
осадка маломутных цветных вод: Материалы семинара «Технология обработки
осадков природных и сточных вод» // М.: МДНТП им. Ф.Э. Дзержинского, 1990.
С. 112.
339
12.12. Клячко В.А. Регенерации коагулянта из осадка отстойников водоочистных стан-
ций // Водоснабжение и санитарная техника. 1940. № 8.
12.13. Любарский В.М., Беляева С.Д., Цыплакова Г.В., Семенова О.Г. Щелочная реге-
нерация коагулянта при известковой обработке осадков // Водоснабжение и сани-
тарная техника. 1989. № 5. С. 17—21.
12.14. Любарский В.М. Обработка гидроксидных осадков поверхностных природных вод
И Материалы семинара «Технология обработки осадков природных и сточных
вод». М.: Общество «Знание», 1990.
12.15. Любарский В.М., Беляева С.Д., Чалпанова Л.А. Обработка гидроксидных осад-
ков природных вод интенсивными высокомеханическими промышленными мето-
дами: Сборник «Пути снижения трудозатрат в системах водоснабжения и водоот-
ведения». М.: ОНТИ АКХ, 1984. С. 37—44.
12.16. Krasauskas J.W. Review of Sludge Disposal Practices // Journal AWWA. 1969. Vol. 61.
N 5. P. 225.
12.17. Яковлев C.B., Ганин Б.А., Матросов A.C., Кольчугин Б.М. Совместная обработ-
ка осадков сточных вод и осадков, образующихся на водопроводных станциях. М.:
Стройиздат, 1990.
12.18. Metz J,, Felber Н. Die Einleitung aluminiumhaltiger Wasser der Klarschlamme in
konale Klaranlage // Wasserwirtschaft—Wassertechnik. 1983. № 11. S. 378.
12.19. Saloto B.V., Farrel J.B. The Effect of Water Utility Sludge on the Activated Sludge
Proccess // Journal AWWA. 1973. N 6. P. 428—431.
12.20. Кинскинен Сенно. Обработка водопроводных осадков на станции очистки сточ-
ных вод // Советско-финский симпозиум. М.: ОНТИ АКХ, 1988. С. 37—39.
12.21. Water Treatment Plant Design. American Society of Civil Engineers. American Water
Works Association. Second Edition. McGrow-Hill Publishing Company. 1990.
12.22. Методические указания по проектированию ТЭС с максимально сокращенными
стоками. М.: Минэнерго СССР, 1991.
12.23. Монастырев А.В. Производство извести. М.: Высшая школа, 1978.
12.24. А.с. 851893 (СССР). Асфальтобетонная смесь / С.И. Самодуров, Т.Н. Растегаев,
Р.Ю. Лебедев // БИ. 1981. № 28.
12.25. Вихтер Я.И. Производство гипсовых вяжущих веществ. М.: Высшая школа, 1974.
12.26. Предельное количество токсических промышленных отходов, допущенное для
складирования в накопителях (на полигонах) твердых бытовых отходов. (Норма-
тивный документ.) М.: Министерство жилищно-коммунального хозяйства РСФСР
и Министерство здравоохранения СССР, 1985.
Глава тринадцатая
ПРИНЦИПЫ СОЗДАНИЯ БЕССТОЧНЫХ И
МАЛООТХОДНЫХ СИСТЕМ ТЕХНИЧЕСКОГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ НА ТЭС
13.1. ОПЫТ РЕАЛИЗАЦИИ БЕССТОЧНЫХ И МАЛООТХОДНЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОПОЛЬЗОВАНИЯ ЗА РУБЕЖОМ
Во всем мире все большее внимание уделяется комплексному реше-
нию проблемы стоков в масштабе всей электростанции, основанному на
оборотном водоснабжении и многократном использовании природной во-
ды для максимально возможного сокращения ее потребления и объема
сточных вод.
Значительные успехи в этом направлении достигнуты в США, где
законодательство по охране природных ресурсов более строго по срав-
нению с законодательствами других стран и имеет место постоянное его
ужесточение. Создана система государственного контроля за состоянием
водоемов, действующая с 1966 г. Осуществляется целенаправленная под-
готовка специалистов по защите водоемов от загрязнений. Интенсивно
развиваются предприятия, специализирующиеся на выпуске оборудо-
вания по очистке стоков и другой экологической техники. Норма при-
были на этих предприятиях оказалась в 1,5—2 раза выше средней по
стране [13.1].
В результате такой политики в США в настоящее время эксплуатиру-
ется целый ряд ТЭС с ограниченным и «нулевым» сбросом сточных вод,
а «нулевой» сброс провозглашен основной стратегией при проектирова-
нии электростанций [13.2]. Поставленная стратегическая задача решается
в зависимости от конкретных условий.
Для уменьшения сброса сточных вод в районах с повышенным солнеч-
ным излучением используются испарительные пруды. Там же, где нет
достаточного солнечного излучения, рекомендуется сточные воды упари-
вать в вертикально-трубных испарителях. В результате удаляется до 99 %
примесей, содержащихся в сточных водах, и образуется дистиллят, кото-
рый используется повторно.
На ТЭС San Juan (США) компании «Public Service Со. of New-Mexico»
была внедрена комбинированная технология переработки минерализо-
ванных сточных вод с использованием мембранной технологии в сочета-
нии с выпарной (рис. 13.1).
341
Рис. 13.1. Комбинированная технология переработки минерализованных сточных
вод станции San Juan (США), внедренная компанией «Public Service
Со. of New-Mexico»
1 — бак-нейтрализатор; 2 — осветлитель; 3 — сборный пруд; 4 — шламоуплотнительная
станция; 5 — предварительная обработка воды УОО; 6 — УОО; 7 — бак запаса;
8 - испаритель
Сточные воды станции подаются в бак-нейтрализатор /, где обрабаты-
ваются известковым молоком. Из бака-нейтрализатора стоки направля-
ются в осветлитель 2 и обрабатываются химическими реагентами. Освет-
ленная вода собирается в пруду 3, куда поступают также проточные воды
СОО. Из пруда 3 стоки поступают на установку 5 предварительной обра-
ботки воды, а затем на установку обратного осмоса (УОО) 6, фильтрат
которой после ионообменного дообессоливания используется для вос-
полнения потерь пара и конденсата котлов ТЭС. Рассол УОО собирается
в баке 7 и подвергается дополнительному концентрированию в испарите-
лях 5. Дистиллят испарителей также подается на дообессоливание, осад-
ки обезвоживаются на шламоуплотнительной станции 4 и вывозятся.
Другим примером подготовки добавочной воды котлов и утилизации
сточных вод на ТЭС с «нулевым» сбросом является установка компании
«Doswell Limited Partnersship» (Ashland) [13.2]. Исходная вода (рис. 13.2)
предварительно обессоливается на шестиступенчатой УОО 1, дегазиру-
ется в деаэраторе 2 и дообессоливается на ХОУ 3. Рассол УОО 1,
концентрат ХОУ 3 и продувочная вода котлов после механического
фильтра 4 поступают в электродиализную установку 5, а затем в установ-
342
Удаление газов
Рис. 13.2. Схема бессточной ВПУ, разработанной компанией «Fluor Daniel Inc» на ус-
тановке компании «Doswell Limited Partnersship»
ку обратного осмоса 6. Фильтрат последней также подается на дегазацию
и химическое обессоливание. Концентрат из установок 5 и 6 доупарива-
ется в испарителе-кристаллизаторе 7 до выделения солей в твердом виде,
которые обезвоживаются на фильтре-прессе 8 и используются для обра-
ботки почв.
На нескольких мощных ТЭС США реализованы системы водоснабже-
ния с ограниченным или «нулевым» сбросом сточных вод [13.3]. На
рис. 13.3 приведена общая схема такой системы водопользования. ТЭС
работает на твердом топливе (каменный уголь) и имеет установку де-
сульфуризации дымовых газов (ДСУ).
Рис. 13.3. Схема бессточного водопользования на ТЭС с ДСУ
343
Сырая вода 1 поступает из реки или водохранилища. Для обеспечения
надежного водоснабжения на территории ТЭС обычно строят бассейн 2
для хранения запаса сырой воды из расчета десяти дней работы станции.
На ТЭС можно выделить три основные системы обработки воды: тех-
нологической воды 3; воды для подпитки паровых котлов 7; обработка
питьевой воды для нужд ТЭС 10.
В узле 3 вода подвергается осветлению с использованием коагуляции
или коагуляции и известкования в зависимости от конкретных условий.
Осветленная вода подается в СОО 4 и на обессоливающую установку 7.
Для обессоливания в последнее время применяют УОО на стадии предва-
рительной обработки воды и химическое обессоливание для обеспечения
требуемого качества воды (см. рис. 13.2). Обессоленная вода 9 использу-
ется в качестве добавочной воды котлов 8, а минерализованные сточные
воды 15 направляются в испарительный бассейн 18.
Для предотвращения отложений в СОО используют различные при-
садки либо очистку части циркуляционной воды в узле 22. Продувку
СОО применяют для восполнения потерь воды в системе ДСУ 5 и ГЗУ 6.
Сточные воды 12, образующиеся при подготовке питьевой воды И в
узле 10, смешиваются с технической водой, подаваемой в узел 3.
Взрыхляющие промывочные воды фильтров собираются в резервуаре
14 и равномерно подаются на осветление в узел 3. Шламовые воды 23 из
узла 3 направляются в шламонакопитель 16, откуда осветленная вода
возвращается в узел 3.
Осветленная вода из узла 3 применяется также в других технологиче-
ских системах 13, продувочная вода 24 которых в зависимости от кон-
кретных условий направляется в бассейн-накопитель 17 или испаритель-
ный бассейн 18. Возможна подача этих вод в систему ГЗУ. Аналогичным
образом используются и дренажные воды 25 с территории ТЭС.
Продувочная вода 20 котлов направляется в бассейн-накопитель /7 и
применяется повторно. Продувочная вода 21 системы ГЗУ упаривается в
испарительном бассейне 18.
Дымовые газы котлов 8 проходят очистку от серы в ДСУ 5. Образую-
щийся в ДСУ шлам 19, основным компонентом которого является гипс,
вывозится на утилизацию.
Бассейн-накопитель 17 служит для сбора всех избыточных вод на
электростанции. Эти избыточные воды могут образовываться в результа-
те поломок оборудования или ошибок в работе персонала. Воды, которые
собираются в бассейне-накопителе, возвращаются в систему обработки
технологических вод для их повторного использования.
Для сбора ливневых вод обычно предусматривают специальные бас-
сейны, которые действуют как отстойники. Вода в бассейнах должна
иметь pH = 6—9, а концентрация твердых частиц не должна превышать
50 г/м3.
Ливневые стоки с территории станции, где хранится уголь, зачастую
изолируются от остальных ливневых стоков. Стоки с этой территории
344
имеют низкое значение pH, их можно использовать в системе ГЗУ или
упаривать в испарительных бассейнах.
Испарительный бассейн 18 служит для упаривания минерализованных
сточных вод, в том числе поступающих после ионообменных фильтров.
Эти стоки имеют повышенное солесодержание, и их повторное использо-
вание в цикле без специальной обработки невозможно. Такие бассейны
применяют на ТЭС, расположенных в засушливых районах, где потери
воды при испарении с открытой поверхности превышают поступление
осадков. Для сооружения испарительных бассейнов необходимы боль-
шие ровные участки земли и значительные капиталовложения для пре-
дотвращения потерь воды от фильтрации. Вместо испарительных бассей-
нов иногда используют испарительные установки.
В настоящее время ряд фирм производит испарительные установки с
компрессией пара (ИКП), способные регенерировать по меньшей мере
90 % концентрированных стоков станции для повторного использования.
Дистиллят имеет высокое качество (массовая концентрация солей менее
15 г/м3), и его можно применять во всех системах электростанции вместо
природной воды. Жидкий шлам ИКП обрабатывается в механических
обезвоживателях с последующим вывозом в отвал.
Значительного снижения потребности в воде на электростанциях
предполагается достигнуть благодаря дальнейшему развитию систем ох-
лаждения с мокросухими и сухими градирнями, которые потребляют на
50—90 % воды меньше, чем системы охлаждения с мокрыми градирнями
[13.3].
В США наряду с центральными государственными органами законы
об охране окружающей среды могут издавать правительства штатов. Так,
в 1981 г. правительством шт. Флорида был принят закон об охране окру-
жающей среды, ограничивающий сброс жидких стоков с ТЭС, что заста-
вило Гэйновиллское региональное управление коммунальных служб при-
бегнуть к очистке и повторному использованию сбросных вод ТЭС Deer-
haven [13.4]. Разработанный метод очистки и повторное использование
стоков системы охлаждения позволили полностью устранить их сброс.
Основным источником появления стоков на ТЭС Deerhaven являлись:
сброс отработанной охлажденной воды, дренажные воды ТЭС, стоки во-
доочистки, стоки со склада угля и складирования отходов, стоки после
очистки и консервации основного оборудования, стоки станции приго-
товления питьевой воды.
Поскольку загрязненные воды поступают в основном из контура
охлаждения, была реализована обработка всего потока добавочной воды
с целью удалить основную часть кальция, магния и кремния. Это позво-
лило обеспечить 50-кратное упаривание воды в контуре охлаждения и со-
кратить в 10 раз объем продувочной воды с соответствующим резким
уменьшением общего объема сточных вод, переработка которых осуще-
ствляется на ИКП. При этом 90 % сточных вод превращаются в дистил-
лят и используются для подпитки СОО. Продувочная вода испарителя
345
высушивается, сухой остаток заключается в капсулы и подается на дли-
тельное хранение на пристанционный контролируемый накопитель.
Полное устранение сброса сточных вод оказалось хотя и самым доро-
гим, но единственным решением, которое удовлетворило требованиям
закона об окружающей среде шт. Флорида и позволило получить разре-
шение на эксплуатацию ТЭС Deerhaven [13.4].
Имеется опыт создания еще целого ряда ТЭС с бессточной системой
водопользования [13.2, 13.5, 13.6].
13.2. ОПЫТ СОЗДАНИЯ ВПУ С УТИЛИЗАЦИЕЙ СТОЧНЫХ ВОД
НА САРАНСКОЙ ТЭЦ-2 АО «МОРДОВЭНЕРГО»
13.2.1. Малоотходная установка термохимического умягчения
и обессоливания воды на Саранской ТЭЦ-2
В нашей стране технология утилизации основной части минерализо-
ванных сточных вод была реализована МЭИ совместно с рядом других
организаций на Саранской ТЭЦ-2 [13.7]. На этой ТЭЦ в СОО подается
вода из р. Инсар, промышленные и ливневые стоки — с территории. Про-
дувочная вода СОО направляется в осветлители 1 (рис. 13.4), где обраба-
тывается растворами извести и коагулянта по обычной для отечествен-
ных ВПУ технологии. Осветленная вода собирается в баке 2 и через ме-
ханические фильтры 3 подается на двухступенчатую Na-катионитную ус-
тановку 4. Умягченная вода собирается в баке 5, откуда часть ее направ-
ляется в теплосеть. Другая часть смешивается с продувочной водой кот-
Рис. 13.4. Схема установки термохимического умягчения и обессоливания сточных
вод Саранской ТЭЦ-2
346
лов в деаэраторе 6 и поступает в многоступенчатую испарительную уста-
новку (МИУ) 7 производительностью 100 м3/ч, которая состоит из пяти
испарителей И-600 ОАО ТКЗ «Красный котельщик», включенных по па-
ру последовательно, а по воде — параллельно.
Дистиллят МИУ без дополнительной очистки применяется в качестве
добавочной воды котлов давлением 13,7 МПа, а концентрат через рекар-
бонизатор 8 подается в бак 9 сбора продувочной воды МИУ. Из бака 9
расчетное количество продувочной воды периодически подается в бак-
реактор 10. Здесь он смешивается с частью отработанного регенерацион-
ного раствора Na-катионитных фильтров 4 из бака 12. Полученная смесь
после отделения осадка собирается в баке 11 и используется для регене-
рации фильтров 4. Сточные воды процесса регенерации фильтров 4 жест-
костью менее 30 мг-экв/л (отмывочные воды) собираются в баке 15 и
применяются для взрыхления механических фильтров 3. Образовавшиеся
при этом сточные воды собираются в специальном баке и равномерно по-
даются в осветлитель 1. Регенерационные сточные воды жесткостью
более 30 мг-экв/л собираются в баке 12, в котором при перемешивании
воздухом с ранее выпавшими частичками гипса происходит стабилиза-
ция отработанного раствора по сульфату кальция. Часть стабилизирован-
ного раствора после осветления из бака 12 подается в бак-реактор 10.
Избыток отработанного регенерационного раствора из бака 12 вместе
с частью кристаллов гипса поступает в кристаллизатор 13, где нагревает-
ся путем смешения с паром и насыщается известью во взвешенном слое
ранее образовавшегося осадка. В результате такой обработки из сточных
вод удаляются практически весь магний и основная часть сульфата каль-
ция. Умягченный щелочной раствор через пластинчатый осветлитель 14
подается в осветлитель 1.
Раздельное выделение осадков с преимущественным содержанием
карбоната кальция и гипса упрощает их последующую утилизацию (см.
гл. 12).
При внедрении этой технологии на Саранской ТЭЦ-2 был выполнен
большой комплекс работ по определению оптимальных условий органи-
зации процессов и режимов обработки воды и утилизации сточных вод.
13.2.2. Технология приготовления регенерационного раствора
из продувочной воды испарителей
Основными компонентами продувочной воды испарителей являются
хлорид, сульфат, гидроксид, карбонат и фосфат натрия. Кроме того, в
значительных количествах содержатся кремнекислые и органические
соединения. Общая концентрация соединений натрия в продувочной воде
достигает 80—100 г/кг. Однако непосредственное ее использование для
регенерации Na-катионитных фильтров невозможно, так как все
указанные соединения, за исключением хлорида натрия, при взаимодей-
ствии с ионами кальция и магния дают сложный по составу и малорас-
творимый в воде осадок, содержащий продукты их реакции. В связи
с этим необходимо снизить концентрации карбонат- и гидрат-ионов,
347
кремнекислых и органических соединений до такого уровня, который
обеспечил бы возможность ее использования для регенерации Na-катио-
нитных фильтров.
Отрабатывались два варианта технологии приготовления регенераци-
онного раствора из продувочной воды испарителей.
В первом варианте по аналогии с технологией термохимического
обессоливания морской воды концентрат испарителей обрабатывался
серной кислотой [13.8]. Выполненный комплекс работ [13.9] показал, что
при подкислении концентрация кремнекислых и органических соедине-
ний в растворе остается повышенной. Регенерации катионита подкислен-
ным и осветленным раствором приводили к росту сопротивления слоя,
нарушающего режим регенерации. Анализ показал, что в процессе реге-
нерации имеют место дальнейшее снижение концентрации фосфатов,
кремнекислых и органических соединений и образование осадка, состоя-
щего из продуктов реакции этих соединений с кальцием и магнием.
Фильтрация подкисленного и осветленного раствора через сульфоуголь-
ный фильтр снижала содержание органических и кремнекислых соедине-
ний, но не обеспечивала его полной стабильности по этим компонентам в
процессе регенерации.
В связи с этим была предложена и отработана технология получения
регенерационного раствора путем смешения концентрата испарителей с
регенерационными сточными водами [13.10—13.12]. Выполненный ком-
плекс лабораторных исследований показал, что оптимальна такая кон-
центрация кальция и магния в смеси, при которой она на 2—8 мг-экв/кг
превышает соответственно концентрацию карбонат- и гидрат-ионов. При
этом происходит образование сложного осадка, содержащего карбонаты,
гидраты, фосфаты, органические и кремнекислые соединения кальция,
магния и железа. Полученный по такой технологии раствор не нужно до-
полнительно обрабатывать на сульфоугольном фильтре.
Важным этапом эффективной реализации данной технологии является
выбор оптимального соотношения между количеством продувочной во-
ды МИУ и отработанных регенерационных сточных вод. Осадок имеет
сложный состав, который трудно определить расчетным путем. Кроме
того, необходимо учитывать, что сложившийся в отечественной практике
водоподготовки режим известкования воды в осветлителях связан с глу-
боким осаждением ионов магния путем введения дополнительного коли-
чества извести. При этом в данных физико-химических условиях содер-
жание ионов кальция в регенерационных сточных водах оказывается вы-
ше равновесной концентрации гипса что приводит к кристаллизации по-
следнего с соответствующим снижением содержания кальция и сульфат-
иона. Однако даже при осаждении сульфата кальция в растворе до уров-
ня растворимости гипса концентрация кальция в сточных водах оказыва-
ется обычно выше концентрации магния. В то же время содержание кар-
бонат-иона в продувочной воде испарителей, работающих при давлении
выше атмосферного, обычно ниже содержания гидрат-иона.
348
Рис. 13.5. Изменение формы щелочности при рекарбонизации продувки диоксидом
углерода: О — t = 60 °C; X — t = 50 °C; □ — t = 30 °C
Рис. 13.6. Изменение формы щелочности в статическом режиме рекарбонизации
продувки парогазовой сдувкой испарителей
Для оптимизации состава продувочной воды испарителей на Саран-
ской ТЭЦ-2 была отработана технология ее обработки углекислым газом
для перевода части гидрат-иона в карбонат-ион [13.13]. Использовались
продукты сгорания газообразного топлива, баллонный диоксид углерода
(рис. 13.5) и парогазовая сдувка испарителей (рис. 13.6). Низкая интен-
сивность процесса рекарбонизации продувочной воды испарителей паро-
газовой сдувкой (рис. 13.6) обусловлена сравнительно небольшим коли-
чеством углекислого газа, образующегося при упаривании воды. В то же
время обеспечивается необходимое изменение соотношения компонен-
тов щелочности в продувочной воде.
На основании выполненных исследований разработана методика рас-
чета оптимального соотношения количества продувочной воды испарите-
лей и регенерационных сточных вод в процессе приготовления регенера-
ционного раствора.
Оптимальное соотношение гидратной щелочности и иона магния в
смеси описывается уравнением
^пр[ОН]опт = Иж.Л([Мё]ж.с + [НСО3]жс = Ипр (Щпр - [СО3]опт), (13.1)
349
где И — объем продувочной воды испарителей, м3; Ижс — объем жест-
ких сточных вод, м3; MgiKC — концентрация магния в жестких сточных
водах, мг-экв/кг; [НСО3]жс — бикарбонатная щелочность жестких сто-
ков, образующаяся благодаря поглощению углекислого газа из возду-
ха, мг-экв/кг; [ОН] опт и [СО3]отп — оптимальные гидратная и карбонат-
ная щелочности продувочной воды испарителей, мг-экв/кг; [ZZ(]np — об-
щая щелочность продувочной воды испарителей, мг-экв/кг; К— коэффи-
циент, учитывающий конкретный состав воды и оптимальный избыток
магния, уточняемый в процессе пусконаладочных работ.
Оптимальное соотношение карбонатной щелочности и иона кальция
описывается уравнением
Гпр[СО3]опт= Ижс[Са]ос- Ижс(2[НСО3]жс+
+ [СО3]ж.с)-(Ижс + И11р)[Са]и, (13.2)
где [Са] ос — концентрация кальция в жестких сточных водах после оса-
ждения гипса, мг-экв/кг; [СО3]Ж с — карбонатная щелочность жестких сточ-
ных вод, мг-экв/кг; [Са]и — оптимальный избыток кальция в смеси про-
дувки испарителя и жестких стоков, принимаемый равным 2—8 мг-экв/кг.
Оптимальный объем жестких сточных вод в смеси с известным коли-
чеством продувочной воды испарителей определяется путем совместного
решения уравнений (13.1) и (13.2):
v _______________________________________________________
™ [Са]ос-2[НСО3]жс-[СО3]жс-[Са]и+/Ц[Мё]жс + [НСО3]жс)
При этом значение [СО3]опт из уравнения (13.1) составит
[СО3]опт = Щпр(Ижс/Ппр)Д[М^жс + [НСО3]ЖС), (13.4)
а значение
[ОН]опт = Щпр - [СО3]опт. (13.5)
Таким образом, для получения регенерационного раствора с мини-
мальными жесткостью и щелочностью соотношение карбонатов и гидра-
тов в продувочной воде испарителей должно быть оптимальным. В ре-
альных условиях при работе промышленных установок обеспечить такое
оптимальное соотношение возможно, применяя описанную выше обра-
ботку продувочной воды углекислым газом.
Технология приготовления регенерационного раствора из сточных вод
(рис. 13.7) была реализована на Саранской ТЭЦ-2 [13.11, 13.12]. Проду-
вочная вода МИУ с концентрацией солей 60—100 г/л подается в бак-ре-
актор 1. Установлено два таких бака-реактора вместимостью по 63 м .
После заполнения одного из баков наполовину подача продувки пере-
ключается на второй бак-реактор. В концентрате определяют карбонат-
ную и гидратную щелочность.
350
Рис. 13.7. Принципиальная схема переработки продувочных вод МИУ в регенераци-
онный раствор па Саранской ТЭЦ-2
Параллельно сточные воды процесса регенерации Na-катионитных
фильтров жесткостью более 30 мг-экв/кг собираются в баке 8 вместимо-
стью 100 м3 и перемешиваются воздухом.
Так как эти сточные воды пересыщены сульфатом кальция, происхо-
дит кристаллизация гипса. После стабилизации раствора по сульфату
кальция и его осветления определяют концентрации в нем кальция, маг-
ния и щелочность. По результатам анализа и уравнению (13.3) рассчиты-
вают объем жестких сточных вод.
Расчетное количество сточных вод из бака 8 насосом 10 подается в ба-
ки-реакторы 1, где сточные воды перемешиваются насосом 2 с продувоч-
ными водами МИУ. Образовавшийся осадок после естественного уплот-
нения перекачивается в шламовый бак 11 и далее на шламоотвал ТЭЦ-2.
Раствор через осветлительный фильтр 5 подается в бак сбора концен-
трированного раствора 6. При необходимости корректировки состава
раствора в бак 6 подается насосом-дозатором 4 серная кислота из бака-
мерника 3 и перемешивается насосом 9. Расчетное количество раствора
из бака 6 насосом 9 перекачивается в бак 7, где разбавляется технической
водой до оптимальной концентрации и насосом 12 подается на регенера-
цию Na-катионитных фильтров.
Разработанная технология обеспечила получение кондиционного реге-
нерационного раствора и утилизацию 30—40 % регенерационных сточ-
ных вод. Остальные 60—70 % регенерационных вод подвергаются термо-
химическому умягчению и возвращаются в осветлитель. Уменьшение
351
этого потока привело к соответствующему снижению минерализации ос-
ветленной воды.
Процесс приготовления регенерационного раствора на Саранской
ТЭЦ-2 автоматизирован на базе микропроцессорной техники.
13.2.3. Регенерация Na-катионитных фильтров раствором,
приготовленным из сточных вод
В практике водоподготовки регенерация Na-катионитных фильтров
осуществляется 8—10 %-ным раствором, приготовленным из техническо-
го хлорида натрия. При использовании для регенерации Na-катионитных
фильтров раствора, полученного из продувочной воды по описанной вы-
ше технологии, такая концентрация регенерационного раствора оказа-
лась недопустимой из-за повышенного содержания в нем сульфата на-
трия и кристаллизации гипса в процессе регенерации. Уменьшение кон-
центрации регенерационного раствора снижает эффективность регенера-
ции и показатели всего процесса Na-катионитного умягчения. Кроме то-
го, с уменьшением концентрации регенерационного раствора увеличива-
ется количество образующихся сточных вод с одновременным снижени-
ем в них концентрации сульфата кальция, а следовательно, и эффектив-
ности его выделения в процессе обработки сточных вод.
В связим с этим потребовалось проведение специальных исследо-
ваний в лабораторных и опытно-промышленных условиях по опреде-
лению оптимальной концентрации восстановленного регенерационного
раствора. Исследования проводились на отечественном катионите марки
КУ-2-8 и импортных катионитах типа PUROLITE С100, С500 и на неко-
торых других. Отрабатывались режимы работы прямоточных фильтров
по двухступенчатой технологии, на фильтрах с дренажной системой, рас-
положенной в средней части слоя катионита, и режимы регенерации дву-
мя потоками (одновременно сверху и снизу), по противоточным техноло-
гиям Schwebebett и UP.CO.RE (см. § 11.8) с использованием импортной
инертной смолы марки SF-62 и отечественного полистирола.
Результаты исследований и опыт промышленного применения восста-
новленного из сточных вод регенерационного раствора показали, что оп-
тимальная скорость регенерации составляет 8—10 м/ч. Оптимальная кон-
центрация иона натрия в регенерационном растворе изменяется от 700 до
400 мг-экв/л и уменьшается с ростом в нем доли сульфата натрия. Замет-
ное влияние на концентрацию регенерационного раствора оказывают со-
отношение кальция и магния в воде перед Na-катионированием и содер-
жание органики в регенерационном растворе.
Результаты исследований показали, что при прямоточной схеме реге-
нерации для получения питательной воды с нормируемым значением же-
сткости необходимо двухступенчатое Na-катионирование. При этом
удельный расход натрия при обработке вод средней минерализации со-
ставляет 2,2—2,5 г-экв/г-экв. Изменения состава сточных вод при регене-
рации фильтра ступени I и совместной регенерации ступеней I и II приве-
дены на рис. 13.8 и 13.9.
352
Рис. 13.8. Состав регенерационных
сточных вод Na-катионитных
фильтров ступени I:
Ж, ССа и СС| — жесткость, концентра-
ция иона кальция и хлорид-иона в ре-
генерационном стоке
Рис. 13.9. Состав регенерационных сточных вод при совместной регенерации Na-ка-
тионитных фильтров ступеней I и II:
Ж1 и .Ж'ц, CCit и СС| — жесткость и концентрация хлорид-иона соответственно после
Na-катионитных фильтров ступеней I и II
Рис. 13.10. Состав регенерационных
сточных вод при работе Na-катионит-
ных фильтров по технологии
Schwebebett (катионит КУ-2-8)
Рис. 13.11. Состав регенерационных
сточных вод при работе Na-катионит-
ных фильтров по технологии
UP.CO.RE (катионит С500)
353
При противоточной работе фильтров необходимая глубина умягчения
воды достигается при одноступенчатом Na-катионировании с удельным
расходом натрия на регенерацию 1,7—2,0 г-экв/г-экв. Характерный со-
став регенерационных сточных вод при такой работе фильтров приведен
на рис. 13.10 и 13.11.
13.2.4. Обработка и утилизация сточных вод, образующихся
при регенерации Na-катионитных фильтров
При регенерации Na-катионитных фильтров раствором, приготовлен-
ным из продувочной воды испарителей значительная часть образующих-
ся сточных вод оказывается пересыщенной сульфатом кальция. Специ-
фической особенностью сульфата кальция является большое число моди-
фикаций, в виде которых происходит его кристаллизация из пересыщен-
ных растворов. В водных растворах он может находиться в виде дигидра-
та, а-полугидрата, ос-обезвоженного полугидрата, «-растворимого ангид-
рита и у-нерастворимого ангидрита. Эти модификации имеют три типа
кристаллических решеток: дигидрата (CaSO4 • 2Н2О), полугидрата
(CaSO4 • 0,5Н2О), и ангидрита (CaSO4). В чистой воде стабильными явля-
ются дигидрат (при температуре до 40 °C) и нерастворимый ангидрит
(выше этой температуры). Однако нерастворимый ангидрит так трудно
кристаллизуется, что дигидрат в контакте с водой оказывается вполне
стабильным в течение длительного времени при температуре до 100 °C, а
полугидрат и растворимые ангидриты превращаются в дигидрат. В ин-
тервале температур 100—130 °C из пересыщенных растворов обычно об-
разуется полугидрат [13.14, 13.15].
Для растворов солей эти границы сдвигаются в сторону более низких
температур, однако время перехода нестабильных модификаций в ста-
бильные оказывается значительным и намного превышающим возможное
время их нахождения в соответствующей аппаратуре.
Анализ и обработка результатов исследований равновесных концен-
траций и модификаций сульфата кальция в различных физико-химиче-
ских условиях показали [13.16], что равновесная концентрация ангидрита
сульфата кальция в растворах хлорида натрия может быть описана урав-
нением
lg[CaSO4]4 = lg^ + 4Л/0,5 (1 + Я/0’5)-1 + В21 + Д312, (13.6)
а равновесные концентрации дигидрата и полугидрата — уравнением
lg [CaSO4]x = lg5x + 4Л/0’5 (1 + S/0’5)"1 + В21 + В21г + IgAS °’5х, (13.7)
где ВА и Вх — коэффициенты, зависящие от модификации сульфата каль-
ция и температуры раствора, моль/кг; х — число молей воды в гидрате;
В{, В2, В2 — функции температуры, одинаковые для всех модификаций
сульфата кальция; / — ионная сила, вычисляемая по общим концентра-
354
циям (г-ион/кг) компонентов в растворе; А — функция температуры из
уравнения Дебая—Гюккеля:
А = 1,8246(е7Т1,5 • 106, (13.8)
здесь £ — диэлектрическая проницаемость среды, значение которой мо-
жет быть рассчитано по известной формуле
£ = 5321 Г-1 + 233,76 - 0,92977’ + 1,417 • 103 Т2 - 8,292 • 10’7Т3; (13.9)
Т7 — температура, К; К — коэффициент, учитывающий изменение актив-
ности воды в растворе.
Значения коэффициентов при температуре от 25 до 200 °C были
описаны следующими уравнениями:
IgBj = -2,03285 - 0,00088/1,4, (13.10)
В{ = 1,367 + 0,003557/; (13.11)
В2 = 0,04808 - 0,002612/ + 2,635 • 10-5/2 - 5,522 • 10’8/3; (13.12)
В3 = -0,03984 + 8,185 • 10^ / - 6,608 • 10 б /2 + 1,525 • 10’8 /3, (13.13)
где / — температура, °C.
Значение Вх для условий равновесия раствора соответствующей моди-
фикации сульфата кальция в воде рассчитывалось по уравнению
lgBx = 1g [CaSO4]0jc-4>470’5(l +B/°’5)“l-52/-B372- IgAT0’5*, (13.14)
где 1g [CaSO4]0jc — равновесная концентрация раствора соответствующе-
го гидрата сульфата кальция в воде, моль/кг.
Значение Вд было рассчитано по равновесным концентрациям раство-
ра дигидрата в воде и описано уравнением:
Вд = (584,2 + 4,015 / - 6,98 • 10’2/2 + 1,83 • 10 V) • 10’5. (13.15)
Значения К были найдены из уравнения
К = 1 + (0,03346 - 9,229 • юЛ + 8,646 • 10'6/2) /2. (13.16)
Для полугидрата значение К 0,5х оказалось настолько близким к едини-
це даже при повышенной концентрации солей, что в большинстве расче-
тов изменение активности воды можно не учитывать.
Равновесная концентрация кальция, г-ион/кг, в растворах хлорида и
сульфата натрия может быть рассчитана по формуле
[Са] = -0,5 [Na2SO4] + (0,25 [Na2SO4]2 + [Са] [SO4])0’5, (13.17)
где [Na2SO4] — концентрация сульфата натрия в исходном растворе; [Са]
и [SO4] —общие равновесные концентрации соответствующих ионов в
растворе, произведение которых определяется из соотношения (13.18),
приведенного ниже.
355
Для обработки экспериментальных данных о растворимости модифи-
каций сульфата кальция в растворах хлорида и сульфата натрия была ис-
пользована выявленная [13.16] прямолинейная зависимость корня квад-
ратного из произведения общих концентраций кальция и сульфатов от
общей концентрации сульфатов при постоянной ионной силе:
([Са] [SO4]0’5 = [CaSO4]x + ([SO4]) - ([CaSO4]x)b, (13.18)
где [CaSO4]x — равновесная концентрация соответствующей модифика-
ции сульфата кальция в растворе хлорида натрия при той же ионной си-
ле, определяемая по уравнению (13.6) или (13.7); b — коэффициент, чис-
ленно равный тангенсу угла наклона данной зависимости к оси абсцисс.
Значения коэффициента b были рассчитаны по уравнению (13.18)
и для дигидрата в интервале температур 25—85 °C описаны уравнением.
6 = (86,1 - 1,073k + 2,617 -10“V- 1,852 -10 V)-103. (13.19)
Вычисленные по уравнению (13.17) концентрации кальция при равно-
весии раствора с дигидратом хорошо согласуются с экспериментальными
значениями. Среднее отклонение находится в интервале 4,8—8,4 %.
На рис. 13.12 приведены результаты, полученные при 55 °C.
Разработанная система расчета
позволяет определить с достаточ-
ной для практических целей точно-
стью равновесную концентрацию
модификаций сульфата кальция в
растворах хлорида и сульфата на-
трия и близких к ним по составу на-
туральных водах, в том числе в
сточных водах процесса регенера-
ции Na-катионитных фильтров рас-
твором, полученным из продувоч-
ной воды испарителей.
Анализ полученных данных и
специальные исследования на нату-
ральных сточных водах показали,
что при их обработке при температу-
ре от 20 до 100 °C остаточная кон-
центрация сульфата кальция в этих
сточных водах может быть снижена
до 25 мг-экв/кг, что обеспечивает
возможность эффективного приме-
нения части сточных вод для смеше-
ния с продувочной водой испарите-
лей в процессе описанного выше
приготовления регенерационного
раствора.
Рис. 13.12. Экспериментальные (точки)
и расчетные (кривые) значения равно-
весной концентрации дигидрата в рас-
творах хлорида и сульфата натрия при
55 °C и концентрации NaCl
1 — 0 моль/1000 г Н2О; 2 — 1 моль/
1000 г Н2О; 3 — 2 моль/1000 г Н2О;
4 — 4 моль/1000 г Н2О
356
Для использования оставшейся части регенерационных сточных вод
необходимо более глубокое удаление сульфата кальция, которое может
быть осуществлено путем термического умягчения при температуре вы-
ше 100 °C в аппаратах специальной конструкции [13.17—13.20]. Недос-
таток такого решения этой проблемы заключается в необходимости рабо-
ты термоумягчителя при давлении выше атмосферного, что усложняет
его эксплуатацию.
В связи с этим был разработан и исследован другой вариант более глу-
бокого термохимического осаждения сульфата кальция из сточных вод
сульфатно-хлоридного типа [13.21]. Суть технологии заключается в на-
сыщении сточных вод известью. При этом происходит осаждение всего
магния в виде гидроксида и дополнительного количества сульфата каль-
ция, а концентрация гидрат-ионов приближается к концентрации иона
кальция или даже превышает его. В результате образуется насыщенный
раствор извести, практически не имеющий постоянной жесткости, кото-
рый может быть использован для приготовления известкового молока ли-
бо обработки исходной воды.
По результатам экспериментальных исследований построена номо-
грамма (рис. 13.13), которая позволяет по составу исходной воды с уче-
том требований к качеству умягченной воды определить режим термохи-
мической обработки при температуре до 100 °C [13.22]. В качестве при-
мера на номограмме рассмотрен процесс термохимической обработки
сточных вод следующего состава, г-экв/м3: ССа = 90; CMg = 60; CNa = 200;
CSo4 = 275; Сс1 = 75. Для получения щелочности обработанной воды
49 г-экв/м3 согласно номограмме температура обработки должна быть
67 °C, при этом жесткость воды составит 37 г-экв/м3.
Номограмма может быть также использована для определения темпе-
ратуры процесса и значения щелочности при заданной концентрации
кальция. При этом последовательность расчетов будет обратная — от
точки Ж к точке А.
По номограмме при известной концентрации хлоридов можно опреде-
лить концентрацию сульфатов в исходной воде и температуру процесса,
необходимые для обеспечения заданных значений щелочности и жестко-
сти обработанной воды.
Для повышения эффективности процесса термического и термохими-
ческого умягчения были разработаны конструкция аппарата на базе вих-
ревого реактора (рис. 13.14) и режим его эксплуатации [13.22]. Аппарат
состоит из конической части 1 с углом конусности 18—20° и верхней ци-
линдрической части 2. Исходная вода подается в нижнюю часть аппарата
через два тангенциально расположенных патрубка 3. Нагрев воды до не-
обходимой температуры осуществляется паром, подаваемым через спе-
циальное парораспределительное устройство 4. Через патрубок 5 вводит-
ся известковое молоко в количестве, обеспечивающем оптимальный ре-
жим термохимического умягчения.
357
Рис. 13.13. Номограмма для расчета режима термохимического умягчения минера-
лизованных вод
1 и 2 — изотермы равновесной концентрации щелочи Щ и кальция ССа от концентрации
хлорида и сульфата натрия в обрабатываемой воде; 3 и 4 — вспомогательные прямые
Рис. 13.14. Схема аппарата
для термохимической очист-
ки минерализованных вод
Вода проходит через взвешенный слой сульфата кальция. Избыток
контактного слоя собирается в шламоуплотнителе 7 и периодически вы-
пускается через патрубок 8. Обработанная вода выводится через патру-
бок 6. Наиболее крупные фракции контактного слоя периодически вы-
пускаются через патрубок 9. В зависимости от конкретных условий
удельная производительность аппарата составляет от 6 до 50 м3/(м2 • ч).
Аппараты такой конструкции выпускаются Рузаевским заводом химиче-
ского машиностроения. Опытно-промышленная эксплуатация аппаратов
показала, что в зоне кристаллизации сульфата кальция во взвешенном
слое ранее образовавшегося осадка оптимальна скорость восходящего
потока 20—40 м/ч. При этом образуются частички гипса овальной формы
размером 0,5—1 мм.
Для обезвоживания такого осадка была разработана конструкция
контейнеров и бункеров с системой дренажных труб, в которых при есте-
ственном обезвоживании остаточная влажность осадка гипса снижается
до 25 %.
358
Таблица 13.1. Результаты известкования жестких сточных вод Саранской ТЭЦ-2
/, °C Состав сточных вод до обработки, мг-экв/кг Доза из- вести, мг-экв/кг Состав умягченных сточных вод, мг-экв/кг
Са Mg Щ so4 Cl Са Mg Щ so4 Cl
16 52 18 3 165 238 0 36 16 3 143 235
16 52 46 3 145 352 46 55 0 3 100 335
19 47 41 4 220 235 66 36 0 23 140 220
18 42 39 3 220 235 89 42 0 44 140 212
20 68 28 3 180 342 78 63 0 59 100 311
21 42 38 3 150 237 95 58 0 57 80 227
В связи с повышенной удельной производительностью термоумягчи-
телей разработанной конструкции основная часть образующегося гидро-
ксида магния, а также мелкие частички гипса и карбоната кальция выно-
сятся водой. Была разработана и апробирована в промышленных услови-
ях конструкция пластинчатого осветлителя. В этих аппаратах при скоро-
сти потока до 4 м/ч происходит эффективное осветление воды от указан-
ного типа взвеси.
Осветленный щелочной раствор подается в осветлители исходной во-
ды совместно с известковым молоком. Отработана также возможность
использования этого раствора для приготовления известкового молока.
Результаты одной из серий экспериментов без подогрева сточных вод
на опытно-промышленной установке Саранской ТЭЦ-2 приведены в
табл. 13.1.
Реализованная на Саранской ТЭЦ-2 технология термохимического
обессоливания обеспечила утилизацию промышленных и ливневых сточ-
ных вод, продувочных вод СОО и котлов, производство из них добавоч-
ной воды котлов высокого давления и части подпиточной воды теплосе-
ти с использованием в качестве реагентов только извести и коагулянта,
выделение всего кальция и магния в виде сырья, пригодного для приме-
нения в строительной индустрии, сельском хозяйстве и т.п. Резко сокра-
тились на ТЭЦ потребление дефицитной артезианской воды и сброс
сточных вод.
Таким образом, впервые в отечественной практике была создана бес-
сточная система подготовки добавочной воды котлов и теплосети из
сточных вод других технологических циклов, отвечающая требованиям
экологически чистых ТЭС. В то же время длительный опыт эксплуатации
этой установки и проведенные исследования показали возможность по-
вышения эффективности и надежности ее работы путем изменения кон-
струкции и режима работы отдельных узлов,
В целях защиты бака 12 (рис. 13.14) от отложения сульфата кальция
необходимо перед ним установить кристаллизатор, по конструкции ана-
логичный приведенному на рис. 13.4, но без подогрева и ввода извести.
Через этот аппарат необходимо пропускать регенерационные сточные во-
ды жесткостью более 30 мг-экв/л. Проведенные исследования показали
359
(табл. 13.1), что при прохождении пересыщенных гипсом сточных вод
через взвешенный слой частичек этой модификации сульфата кальция в
кристаллизаторе происходит интенсивная его кристаллизация. Концен-
трация сульфата кальция в регенерационных сточных водах после кри-
сталлизатора оказывается близкой к равновесной в данных физико-хими-
ческих условиях. Это защищает бак 12 (рис. 13.4) от обрастания гипсом.
Чтобы взвешенные частицы лучше удалялись из бака, его днище должно
иметь коническую форму.
Эти же исследования показали, что необходимая глубина умягчения
питательной воды испарителей может быть обеспечена при одноступен-
чатом противоточном Na-катионировании с соответствующим уменьше-
нием числа фильтров. При этом маломинерализованную часть сточных
вод процесса регенерации Na-катионитных фильтров целесообразно со-
бирать в баках осветленной воды 2 (рис. 13.4). Кроме того, осадок из бака
8, объем которого достигает 15—20 % объема приготовленного регенера-
ционного раствора при небольшой концентрации твердых фаз, необходи-
мо направлять в бак 12 для повторного использования содержащихся в
нем солей натрия и исключения его сброса на шламоотвал.
Указанные усовершенствования были реализованы при строительстве
второй очереди установки термохимического обессоливания производи-
тельностью 150 м3/ч, которое ведется в настоящее время на Саранской
ТЭЦ-2, а также при разработке унифицированных схем и установок для
других ТЭС [13.12, 13.23].
13.3. УНИФИЦИРОВАННЫЕ МАЛООТХОДНЫЕ ВПУ
С УТИЛИЗАЦИЕЙ СТОЧНЫХ ВОД
По результатам проведенных исследований и опыта эксплуатации ус-
тановки термохимического обессоливания Саранской ТЭЦ-2 (рис. 13.4)
были разработаны унифицированные схемы термохимического обессоли-
вания продувочной воды СОО и котлов без сброса сточных вод с мини-
мальным использованием корректирующих реагентов и выделением ми-
неральной части в виде, пригодном для полезного использования. Схемы
разработаны для трех основных вариантов теплофикационной нагрузки
на ТЭС [13.12, 13.24]:
теплосеть отсутствует;
теплосеть закрытого типа;
теплосеть открытого типа.
Технологические схемы по всем вариантам включают в себя следую-
щие основные этапы обработки воды:
известкование и коагуляция исходной воды в осветлителях;
механическая фильтрация осветленной воды;
Na-катионитное умягчение;
термическая деаэрация;
термическая дистилляция;
360
Выпар
Рис. 13.IS. Унифицированная схема термохимического обессоливания
с утилизацией сточных вод и выделением минеральной части в виде, пригодном
для полезного использования либо длительного хранения
приготовление из продувочной воды испарительной установки и части
регенерационных сточных вод раствора для регенерации Na-катионит-
ных фильтров;
обработка и утилизация избыточного количества сточных вод процес-
са регенерации Na-катионитных фильтров.
При отсутствии на ТЭС теплофикационной нагрузки продувочная во-
да СОО применяется только для подготовки добавочной воды котлов, а
все минеральные компоненты, поступившие с исходной водой и исполь-
зованными реагентами, должны быть выделены в твердом виде. Унифи-
цированная схема такого варианта работы ТЭС приведена на рис. 13.15.
Продувочная вода СОО подается в осветлители 1, где подвергается из-
весткованию {И) и коагуляции {К). При необходимости сюда же подается
корректирующий реагент (Кр), в качестве которого используется сода
или едкий натр.
Обработанная в осветлителе 1 вода собирается в баке 2, а затем пода-
ется на механические 3 и Na-катионитные 4 фильтры. Глубоко умягчен-
ная вода поступает в баки 5, откуда подается в деаэратор 6, где смешива-
ется с продувочной водой котлов. Деаэрированная смесь обессоливается
в МИУ 7. Дистиллят МИУ используется для восполнения потерь пара и
конденсата энергетических котлов.
361
Расчетное количество продувочной воды МИУ направляется на приго-
товление регенерационного раствора в баки-реакторы 8, а ее избыток
нейтрализуется серной кислотой и подается в выпарную установку 14,
где доупаривается до выделения основной части сульфата натрия, кото-
рый также подается в баки-реакторы 8 для корректировки состава. Сюда
же поступает расчетное количество осветленных минерализованных
сточных вод из бака 10. Образующийся в результате такого смешения
осадок направляется в бак 10, а осветленный раствор подается в бак 9.
В зависимости от конкретных условий вместо дорогих соды или едко-
го натра возможна подача в бак 9 более дешевого сульфата натрия, в том
числе отходов других производств. Здесь же раствор разбавляется хими-
чески очищенной водой из бака 5 до оптимальной концентрации солей
натрия.
Сточные воды, образующиеся в процессе регенерации Na-катионит-
ных фильтров 4, разделяются на две части: воды жесткостью менее
30 мг-экв/кг направляются в бак осветленной воды 2, а более жесткие во-
ды — в кристаллизатор 11, где они пропускаются через взвешенный слой
гипса. Стабилизированные по гипсу сточные воды собираются в баке 10,
где смешиваются с осадком из бака 8. Расчетное количество этой смеси
направляется в бак-реактор 8, а ее избыток — в термохимический умяг-
читель 12, где он нагревается путем смешения с паром до 40—60 °C и на-
сыщается известью. Полученный щелочной раствор через пластинчатый
осветлитель 13 направляется в узел приготовления известкового молока
13. Концентрат выпарной установки 14 после отделения сульфата натрия
содержит весь натрий и хлориды, поступившие с исходной водой, а так-
же натрий, поступивший с корректирующими реагентами. Этот раствор
может быть использован, например, для регенерации Na-катионитных
фильтров на других объектах либо доупарен с раздельным или совмест-
ным выделением хлорида и сульфата натрия.
Шлам осветлителей 1 обезвоживается на шламоуплотнительной
станции 16 и направляется потребителям, а фильтрат возвращается в ос-
ветлитель 1.
Гипсовый шлам из аппаратов 11—13 обезвоживается в узле 17 и также
направляется потребителям, а фильтрат возвращается в бак 10.
Унифицированная схема термохимической водоподготовки при нали-
чии теплосети закрытого типа приведена на рис. 13.16. По этой схеме
часть химически очищенной воды готовится по обычной технологии пу-
тем осветления, известкования и коагуляции в осветлителях 14, собира-
ется в баке 18, пропускается через механические 19 и Na-катионитные 20
фильтры, смешивается с частью питательной воды МИУ и подается в за-
крытую теплосеть. С этим потоком уходят все соединения натрия, посту-
пившие с исходной водой и корректирующими реагентами. Как и в пре-
дыдущем варианте, в качестве корректирующего реагента возможно ис-
пользование сульфата натрия, подаваемого в бак 9. В этом варианте не
требуется сооружение выпарной установки, так как вся продувка МИУ
362
Рис. 13.16. Унифицированная схема комбинированной выработки добавочной воды
котлов и подниточной воды теплосети закрытого водоразбора
используется для приготовления регенерационного раствора Na-катио-
нитных фильтров. В остальном схема идентична описанной выше (см.
рис. 13.15).
На рис. 13.17 приведена унифицированная схема термохимической во-
доподготовки пои открытой системе горячего водоснабжения. Специфи-
ческой особенностью данной схемы является необходимость соблюдения
санитарных требований, предъявляемых к качеству подпиточной воды
открытого водоразбора. По этому варианту весь регенерационный рас-
твор готовится путем смешения продувочной воды испарителей и всего
сульфата натрия, выделяемого в узле 14, с минерализованной частью
сточных вод процесса регенерации Na-катионитных фильтров 18 подго-
товки подпиточной воды теплосети из воды питьевого качества (ВПК).
Эти сточные воды через кристаллизатор гипса 19 направляются в бак 20
и далее после осветления в бак-реактор 8. Осадки из узлов 11—13 и 19
направляются в узел 17, где уплотняются и обезвоживаются.
363
Регенерационный раствор
Рис. 13.17. Унифицированная схема комбинированной выработки добавочной воды
котлов и подпиточной воды теплосети открытого водоразбора
Регенерация фильтров 4 и 18 осуществляется раствором из бака 9. При
этом соблюдаются санитарные нормы по регенерации фильтров 18. В ос-
тальном схема идентична схеме, приведенной на рис. 13.15.
Разработанные унифицированные схемы термохимического умягче-
ния и обессоливания с утилизацией сточных вод и минеральных компо-
нентов использованы при проектировании новых и реконструкции суще-
ствующих ВПУ на нескольких десятках ТЭС, в том числе на Саранской
ТЭЦ-2, Ивановской ТЭЦ-3, Петровской ТЭЦ, Мордовской ГРЭС, Новой
ГРЭС в Ростовской области, Ярославской ТЭЦ-1, Новгородской ТЭЦ-20,
Ростовской ТЭЦ-2, ГРЭС-3 им. Классона, Щекинской ГРЭС, Астрахан-
ской ГРЭС, Астраханской ТЭЦ-3, Казанской ТЭЦ-3 и др.
364
Таким образом, современное развитие технологий водообработки по-
зволяет создавать на ТЭС ВПУ, обеспечивающие сокращение потребле-
ния природной воды и утилизацию сточных вод, уменьшение негативно-
го воздействия ТЭС на окружающую среду.
13.4. БЕССТОЧНОЕ И МАЛООТХОДНОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ ТЭС
Анализ приведенных в данной книге материалов показывает воз-
можность создания бессточных и малоотходных систем технического во-
доснабжения ТЭС с максимальным использованием отечественных
технологий и оборудования и минимальным негативным воздействием на
окружающую среду.
На рис. 13.18 в качестве примера приведена схема бессточного водо-
снабжения ТЭС, работающей на угле. Зола и шлак из котлов подаются на
золоотвал 1. Осветленная вода 2 с золоотвала возвращается в котлы. При
необходимости часть этой воды подвергается очистке на установке ло-
кальной очистки 3. Образующиеся при этом твердые отходы 4 подаются
на золоотвал 1. Частично обезвоженные зола и шлак утилизируются. Воз-
можно также сухое шлакозолоудаление, что упрощает утилизацию золы
и шлака.
Дымовые газы 5 котлов проходят очистку в установке десульфуриза-
ции газов 6. Образующиеся сточные воды очищаются по описанной в
§11.6 технологии с использованием реагентов (извести, полиэлектроли-
тов). Очищенная вода возвращается в систему газоочистки, а образовав-
шийся гипсовый шлам вывозится на переработку.
Сточные воды 7, образующиеся при химических промывках, консер-
вации оборудования и обмывке конвективных поверхностей нагрева кот-
лов, подаются в соответствующие установки по очистки 8, где обрабаты-
ваются с использованием реагентов по одной из описанных ранее техно-
логий. Основная часть очищенной воды 9 используется повторно. Вана-
дийсодержащий шлам 10 вывозится на утилизацию. Осадки 11, образо-
вавшиеся при очистке сточных вод, вместе с частью воды подаются на
золоотвал 1 либо складируются в специальных шламонакопителях. В то
же время, как показал опыт работы Саранской ТЭЦ-2, при подпитке кот-
лов дистиллятом МИУ эксплуатационная очистка котлов практически не
нужна [13.25]. Следовательно, сточные воды такого типа будут практиче-
ски отсутствовать либо их количество будет незначительным. Аналогич-
ным образом утилизируется вода от консервации оборудования, либо
применяются методы консервации, не сопровождающиеся образованием
сточных вод. Часть этих сточных вод после обезвреживания может рав-
номерно подаваться на ВПУ для обработки совместно с продувочными
водами 12 СОО.
Исходная вода непосредственно либо после соответствующей обра-
ботки на ВПУ подается в СОО. Необходимость обработки и ее вид зави-
сят от конкретных условий работы ТЭС, в том числе от состава исходной
365
366
Гипсовый Известковый
Рис. 13.18. Схема ТЭС с высокими экологическими показателями
шлам
шлам
воды, необходимой степени ее упаривания в СОО, типа градирен и др. С
целью сократить потери воды в СОО градирни могут быть оборудованы
каплеуловителями либо применены полусухие или сухие градирни.
Вспомогательное оборудование 13, при охлаждении которого возможно
загрязнение оборотной воды нефтепродуктами и маслами, выделено в са-
мостоятельную систему. Вода этой системы подвергается локальной очи-
стке от нефтепродуктов и масла в узле 14 и охлаждается в теплообменни-
ках 15 водой 16 из основного контура СОО охлаждения конденсаторов
турбин. Часть этой воды 17 используется для восполнения потерь в кон-
туре охлаждения вспомогательного оборудования 13. Выделенные в узле
14 масло- и нефтепродукты 18 подаются на сжигание в котлы.
Часть воды 12, подогретой в теплообменниках 15, направляется на
ВПУ, а ее избыток 19 — на охлаждение в градирни.
Продувочная вода 12 СОО проходит обработку на ВПУ по техноло-
гии, приведенной на рис. 13.16, с использованием необходимых реаген-
тов. Часть умягченной воды 20 подается на подпитку закрытой теплосети
перед подогревателями 21 сетевой воды. При необходимости часть умяг-
ченной воды может быть возвращена в СОО. Необходимое количество
умягченной воды 22 направляется в МИУ. Сюда же подаются продувки
23 котлов, а также конденсат 24 с мазутного хозяйства непосредственно
либо после очистки в узле 25. Выделенные из конденсата нефтепродукты
18 сжигаются в котлах.
Пар 26 первой ступени МИУ подается на производство и в мазутное
хозяйство, а полученный дистиллят 27 поступает на подпитку котлов.
Сюда же подается конденсат с производства и конденсат сетевых подо-
гревателей 21 после обработки в конденсатоочистке КО. Сточные воды
28 КО и блочной обессоливающей установки БОУ используются в ВПУ.
Сюда же подается продувочная вода 29 МИУ для приготовления регене-
рационного раствора по описанной ранее технологии.
Ливневые стоки с территории ТЭС собираются в накопителе ливне-
стоков 30 и после локальной очистки в узле 31 также подаются в СОО
либо на ВПУ. Выделенные из воды нефте- и маслопродукты 18 сжигают-
ся в котлах. В СОО могут также подаваться грунтовые воды без или по-
сле соответствующей обработки.
При работе по описанной технологии в значительных количествах бу-
дет образовываться известковый и гипсовый шлам. Технология обработ-
ки таких шламов и пути их использования рассмотрены в гл. 12.
Таким образом, накопленный в нашей стране опыт обработки дымо-
вых газов, вод и осадков разного типа позволяет создать бессточные и
малоотходные ТЭС и сократить за счет этого как потребление свежей во-
ды, так и негативное влияние ТЭС на окружающую среду.
Во всем мире не ослабевает интерес к созданию экологически
безопасных ТЭС. Разрабатываются новые технологии очистку дымовых
газов и сточных вод, переработки образующихся осадков. Оригинальные
исследования выполнены и в нашей стране. Так, например, очистку ды-
мовых газов от SO* и NO* можно проводить с использованием электриче-
367
ских разрядов, генерируемых потоками заряженного аэрозоля в мокром
скруббере [13.26]. В результате образуются сульфит и нитрит аммония,
которые после окисления превращаются в сульфат и нитрат аммония,
широко используемые в качестве удобрений в сельском хозяйстве.
Основным препятствием на пути широкого использования ванадия,
содержащегося в обмывочных водах конвективных поверхностей нагрева
котлов, является повышенное содержание различных примесей в шламе,
образующемся при современных технологиях обезвреживания таких
сточных вод. В результате на ТЭС России и ближнего зарубежья ско-
пились сотни тысяч тонн ванадийсодержащегося шлама, который, с
одной стороны, представляет большую опасность для окружающей сре-
ды, а с другой стороны, является ценным сырьем для получения пенто-
ксида ванадия.
Результаты работ в этом направлении [13.27] показали возможность
извлечения из таких сточных вод и шламов основной части ванадия, ни-
келя, алюминия, железа и других компонентов для использования в ме-
таллургии.
Глубокая очистка нефтесодержащих осадков и загрязненных масел
может быть реализована путем фракционного разделения таких сред на
основе сверхкритической экстракции [13.28]. Вблизи критической точки
проявляется резкая аномалия всех термодинамических и транспортных
свойств растворителя, которая присуща практически всем газам. После
снижения параметров растворитель переходит в газообразное состояние,
а содержавшиеся в нем нефтепродукты и масла легко отделяются.
Наиболее перспективным направлением утилизации золы и шлака в
настоящее время является их раздельное сухое складирование с выделе-
нием магнитных компонентов, используемых в металлургии [13.29].
Регенерационные сточные воды ВПУ целесообразно концентрировать
до солесодержания 200—250 кг/м3 и использовать для борьбы с обледе-
нением дорог в зимнее время вместо технического хлорида натрия либо
доупаривать до выделения ценных примесей [13.30]. Шлам, образующий-
ся при известковании воды, в зависимости от конкретных условий, мо-
жет быть использован для производства извести, мелиоранта, для рекуль-
тивации территории и др. [13.31].
Гипсовый шлам, образующийся в процессе обработки сточных вод,
является хорошим сырьем для производства вяжущих веществ [13.32].
На рис. 13.19 приведен вариант перспективного энерготехнологиче-
ского комплекса на базе экологически безопасной ТЭС, обеспечивающий
выработку электрической и тепловой энергии, а также сырья для метал-
лургии, химической и строительной индустрии.
Реализация таких комплексов позволит значительно снизить техноген-
ное воздействие электроэнергетики на окружающую среду, сократить по-
требление природных ресурсов.
368
Дымовые
газы
Сульфат аммония
и нитрат аммония
Мазутохранилище
Удобрения в
сельское хозяйство
Склад хранения угля
Зола
Шлак
Нефтесодержащие осадки,
загрязненные масла
Сухая транспор-
тировка и раздельное
складирование
В строи-
тельство
Разделение по фракциям
с применением
сверхкритической
экстракции
Регенерированные масла
На повторное использование.
Рис. 13.19. Технологическая схема перспективной экологически безопасной ТЭС
(энерготехнологический комплекс)
лэп
Генератор
Паровой
котел
Паровая
турбина
Конденсатор
ИНД
родувка
Предочистка
I Известковый шлам
Потребитель теплоты
Химические
реагенты
Химические
реагенты
Испарение, унос Система
1 А к оборотного
охлаждения
Исходная
вода
ТопливопОдача
I
Минерализованные
сточные воды
|Шлам на гипсовой основе|
Обезвоживание
Сушка
Обжиг
| Упаривание в испарителях |
Производство гипсовых
вяжущих веществ
В коммунальное хозяйство для
борьбы с обледенением дорог
t
Г В строительство
| Мелиорант | [ Известь |
В сельское
хозяйство
В
строительство
Рис. 13.19. (Окончание)
370
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛ. 13
1. Опишите примеры создания бессточных и малоотходных систем технического водо-
снабжения ТЭС за рубежом.
2. Опишите принципы малоотходной технологии термохимического умягчения и обес-
соливания сточных вод на Саранской ТЭЦ-2.
3. Укажите основные преимущества технологии приготовления регенерационного рас-
твора из продувочной воды испарителей путем смешения ее с регенерационными
сточными водами.
4. Для чего необходима стабилизация сточных вод с повышенным содержанием сульфа-
та кальция и как она реализуется?
5. Что происходит при насыщении известью регенерационных сточных вод с повышен-
ным содержанием сульфатов натрия и магния?
6. Укажите основные пути создания малоотходных систем водопользования на ТЭС.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 13
13.1. Стратегия защиты водоемов от сброса сточных вод ТЭС ОАО «Мосэнерго» /
Н.И. Серебряников, Г.В. Преснов, А.М. Храмчихин и др. // Теплоэнергетика. 1998.
№ 7. С. 2—5.
13.2. Scheldon D. Strauss. Zero discharge firmly entrenched as a power plant design strategy
// Power. 1994. № 10. P. 41—48.
13.3. Shorney F.L. Water conservation and reuse at coal-fired power plants // Journal of Water
Resources. 1983. № 4. P. 345—-359.
13.4. Grobmyer W.P., Wilson M.J., Hancock J.F., Kurtz M.L. Reusing cooling water in an
electric power plant // American Water Works Association Journal. 1983. № 3. P. 119—
123.
13.5. Swieger B. Hom to minimize liquid discharges from powerplants and trim makeup-water
demand // Power. 1980. № 5. P. 58—63.
13.6. Кострикин Ю.М. Пути создания бессточных электростанций // Энергетик. 1979.
№ 12. С. 45—50.
13.7. Малоотходная технология переработки сточных вод на базе термохимического
обессоливания / А.С. Седлов, В.В. Шищенко, С.Н. Чебанов и др. // Энергетик. 1996.
№ 11. С. 17—20.
13.8. Дыхно А.Ю. Использование морской воды на тепловых электростанциях. М.:
Энергия, 1974.
13.9. Исследование и отработка процесса использования продувочной воды многосту-
пенчатой испарительной установки в цикле водоподготовки / А.С. Седлов,
В.В. Шищенко, Г.К. Фейзиев и др. // Теплоэнергетика. 1991. № 7. С. 22—26.
13.10. А.с. 812728 (СССР). Способ очистки сточных вод промышленных котельных /
В.В. Шищенко // БИ. 1981. № 10.
13.11. Термическая водоподготовка и переработка сточных вод для производств с высо-
кими экологическими показателями / А.С. Седлов, В.В. Шищенко, И.П. Ильина и
др. // Промышленная энергетика. 1993 № 1. С. 18—22.
13.12. Промышленное освоение и унификация малоотходной технологии термохими-
ческого умягчения и обессоливания воды / А.С. Седлов, В.В. Шищенко,
И.П. Ильина и др. // Теплоэнергетика. 2001. № 8. С. 28—33.
13.13. Патент 2074122 РФ. Способ термического обессоливания воды / А.С. Седлов,
В.В. Шищенко, И.П. Ильина и др. // Открытия. Изобретения. 1997. № 6.
371
13.14. Шищенко В.В. Некоторые закономерности кристаллизации сульфата кальция при
термическом умягчении морской воды / В кн.: Теплообменные и теплофизические
свойства морских и солоноватых вод // Материалы 1-го Всесоюзн. научн.-техн, со-
вещания. Баку, 1973. С. 235—245.
13.15. Шищенко В.В., Резников Ю.Н. Некоторые закономерности кристаллизации суль-
фата кальция при обессоливании минерализованных вод // Химия и технология во-
ды. 1984. № 4. С. 309—312.
13.16. Шищенко В.В. Аналитическое описание данных по растворимости сульфата каль-
ция в водных растворах хлорида и сульфата натрия в интервале температуры 25—
350 “С // Известия СКНЦВШ. Естественные науки. 1990. № 1. С 97—101.
13.17. А.с. 701949 (СССР). Способ термического умягчения природных и сточных вод /
В.В. Шищенко // БИ. 1979. Хв 45.
13.18. А.с. 685629 (СССР). Способ термического умягчения вод, содержащих сульфат
кальция / В.В. Шищенко // БИ. 1979. Хв 34.
13.19. А.с. 856998 (СССР). Аппарат для термического умягчения вод / В.В. Шищенко,
П.П. Симонов, А.И. Быков и др. // БИ. 1981. Хв 31.
13.20. А.с. 963956 (СССР). Аппарат для термического умягчения вод / В.В. Шищенко,
В.А. Стенин, Б.А. Саморядов и др. // БИ. 1982. № 37.
13.21. А.с. 990677 (СССР). Способ очистки кислых сточных вод / В.В. Шищенко,
П.П. Симонов, А.И. Быков и др. // БИ. 1983. Хв 3.
13.22. Аппарат для низкотемпературной термохимической очистки минерализованных
сточных вод / В.В. Шищенко, М.И. Измайлов, А.И. Быков, К.Б. Лоренц // Промыш-
ленная энергетика. 1990. Хв 7. С. 41—43.
13.23. Патент РФ № 2137722. Способ термохимического обессоливания природных и
сточных вод / А.С. Седлов, В.В. Шищенко // БИ. 1999. Хв 26.
13.24. Small-waste technology of water desalination at theremal power station /A.S. Sedlov,
V.V. Shischenko, V.F. Ghidkih et ale // Desalination 126 (1999). P 261—266.
13.25. Холщев B.B. Теплохимические проблемы эксплуатации топочных экранов бара-
банного котла высокого давления // Электрические станции. 1994. Хв 4. С. 11—15.
13.26. Возможности плазмохимических электро-эко-технологий / О.В. Кудреватова,
Ю.А. Лебедев, С.В. Лысов и др.: Сб. докл. 5-го симпозиума // Электротехника 2010.
Перспективы направления развития энергетики и электротехнического оборудова-
ния в 2000—2010 годах. Московская обл. 22—29 октября 1999. Т. 2. С. 186—193.
13.27. Зайцев А.Н., Бойко Т.В. Утилизация ванадийсодержащих шлаков промывочных
вод ТЭС // Энергосбережение и водоподготовка. 1999. Хв 3. С. 46—50.
13.28. Гумеров Ф.М., Сабирзянов А.Н., Гумерова Г.И. Суб- и сверхкритические флюи-
ды в процессах переработки полимеров. Казань: Изд-во «Фэн». 2000. 328 с.
13.29. Путилов В.Я. Золошлаки ТЭС -— характеристика и перспективы решения пробле-
мы // Энергетик. 1999. Хв 4. С. 7—9.
13.30. Сокращение водопотребления и сброса минеральных солей на ТЭЦ-21 ОАО «Мо-
сэнерго» за счет рационального использования сточных вод / В.В. Шищенко,
А.С. Седлов, Ю.В. Моисейцев и др. И Материалы Межд. научно-практ. конф. «Эко-
логия энергетики — 2000». Москва. 18—20 октября 2000. С. 174—176.
13.31 Основные пути решения проблемы утилизации шламов осветлителей ТЭЦ ОАО
«Мосэнерго» / А.С. Седлов, В.В. Шищенко, В.Ф. Жидких и др. // Вестник МЭИ.
1998. Хв 1. С. 15—18.
13.32. Малоотходная технология обработки воды на ТЭС / А.С. Седлов, В.В. Шищенко,
И.П. Ильина, С.В. Сидорова // Материалы Межд. научно-практ. конф. «Экология
энергетики — 2000». Москва. 18—20 октября 2000. С. 183—184.
372
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие............................................................ 3
Введение .............................................................. 5
Часть 1. ЗАЩИТА ВОЗДУШНОГО БАССЕЙНА И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ
ТЕРРИТОРИИ ОТ ВРЕДНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ВЫБРОСОВ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ............................................................ 7
Глава первая. Энергетика и окружающая среда............................... 7
1.1. Экологические аспекты развития энергетики......................... 7
1.2. Воздействие ТЭС на окружающую среду............................... 16
1.3. Организационно-правовые и экономические механизмы стимулирования
рационального природопользования и защиты окружающей среды от
выбросов и сбросов ТЭС................................................ 23
1.3.1. Учет и оценка использования природных ресурсов............. 23
1.3.2. Планирование экологических мероприятий природопользования.. 24
1.3.3. Лицензирование природопользования.......................... 24
1.3.4. Лимиты на природопользование............................... 24
1.3.5. Плата за природопользование................................ 27
1.3.6. Экологические фонды........................................ 31
1.4. Классификация ТЭС по экологическому показателю................... 31
Список литературы к гл. 1............................................. 36
Гпава вторая. Снижение выбросов золовых частиц в атмосферу............... 38
2.1. Место и роль твердого топлива в энергетике России................ 38
2.2. Снижение выброса золовых частиц из топок котлов конструктивными
и технологическими методами........................................... 43
2.3. Золоулавливание и типы золоуловителей............................ 44
2.4. Циклонные (инерционные) золоуловители............................ 45
2.5. Мокрые инерционные золоуловители................................. 46
2.6. Электрофильтры................................................... 48
2.7. Тканевые фильтры................................................. 59
2.7.1. Конструкции и технические характеристики................... 59
2.7.2. Опыт освоения тканевых фильтров............................ 63
Список литературы к гл. 2............................................. 66
Глава третья. Снижение выброса соединений серы в атмосферу............... 67
3.1. Нормативы выброса соединений серы в атмосферу.................... 67
3.2. Очистка топлива от соединений серы до его сжигания............... 73
3.3. Связывание соединений серы в процессе горения.................... 74
3.4. Очистка дымовых газов от соединений серы......................... 78
3.4.1. Первые отечественные установки по очистке дымовых газов
от соединений серы................................................ 78
3.4.2. Мокроизвестняковый способ (МИС) очистки дымовых газов
от SO2............................................................ 79
373
3.4.3. Мокросухой способ (МСС) очистки дымовых газов от SO2........ 82
3.4.4. Магнезитовый способ очистки дымовых газов от SO2............ 84
3.4.5. Аммиачно-сульфатный (АСС) и аммиачно-циклический (АЦС)
способы очистки дымовых газов от SO2.............................. 84
3.4.6. Удаление серы с помощью технологии WSA, разработанной
фирмой «Хальдор Топсе АО»......................................... 85
3.4.7. Упрощенные малозатратные технологии сероочистки............. 86
Список литературы к гл. 3.............................................. 90
Глава четвертая. Снижение выбросов оксидов азота в атмосферу.............. 92
4.1. Нормативы выбросов оксидов азота.................................. 92
4.2. Механизмы образования оксидов азота............................... 95
4.2.1. Образование термических оксидов азота....................... 95
4.2.2. Образование топливных оксидов азота......................... 97
4.2.3. Образование «быстрых» NOX................................... 97
4.3. Первичные мероприятия, направленные на уменьшение выбросов NOX.... 98
4.3.1. Горелки с низким выбросом NOX............................... 98
4.3.2. Ступенчатое сжигание топлива................................ 99
4.3.3. Рециркуляция дымовых газов..................................100
4.3.4. Впрыск воды или водомазутной эмульсии в ядро факела.........101
4.3.5. Применение комбинаций первичных мероприятий................102
4.4. Вторичные мероприятия по уменьшению выбросов NOX..................106
4.4.1. Селективные системы очистки дымовых газов от NOX............106
4.4.2. Применение технологии DENOX компании «Хальдор Топсе АО»
на российских электростанциях.................................... 117
4.4.3. Электронно-лучевой способ очистки дымовых газов
от NOX и SO2 .................................................... 117
4.5. Оценка затрат и оптимизация технических решений, применяемых для
снижения концентрации NOX в дымовых газах энергетических котлов.... 119
4.6. Снижение выбросов оксидов азота в газотурбинных и парогазовых
установках электростанций...............................................122
4.6.1. Особенности газотурбинных и парогазовых установок
электростанций................................................... 122
4.6.2. Особенности сжигания топлива в камерах сгорания ГТУ.........124
4.6.3. Технические решения по улучшению экологических
характеристик ГТУ.................................................129
4.6.4. Определение массовых выбросов оксидов азота с выхлопными
газами энергетических ГТУ.........................................134
4.6.5. Выбросы оксидов азота при эксплуатации ПГУ..................137
Список литературы к гл. 4............................................. 140
Глава пятая. Сокращение выбросов водяного пара в атмосферу............... 143
5.1. Системы охлаждения конденсаторов турбин...........................143
5.2. Системы оборотного охлаждения (СОО) с градирнями................. 144
5.3. Выбросы водяного пара с дымовыми газами в атмосферу.............. 147
5.4. Сухие градирни....................................................150
5.5. Градирни комбинированного типа....................................153
Список литературы к гл. 5............................................ 156
374
Глава 6. Сокращение выбросов парниковых газов в атмосферу..................157
6.1. Влияние углекислого газа на глобальное потепление климата на Земле.157
6.2. Способы ограничения выброса углекислого газа в атмосферу от ТЭС.... 160
6.3. Реализация технических решений, повышающих КПД ТЭС.................166
6.3.1. Повышение КПД на паротурбинных ТЭС..........................166
6.3.2. Повышение КПД на ТЭС в результате организации парогазовых
циклов............................................................169
6.4. Снижение выбросов СО2 в атмосферу от различных энергоустановок..... 179
Список литературы к гл. 6............................................... 184
Глава седьмая. Снижение вредного воздействии золошлаков на
окружающую среду 186
7.1. Химический и фазово-минералогический состав золы и шлака...........186
7.2. Влияние золошлакоотвалов на окружающую среду....................... 189
7.3. Методика создания систем ЗШУ с высокими экологическими
показателями...........................................................190
7.4. Использование золошлаков ТЭС...................................... 194
Список литературы к гл. 7..............................................203
Глава восьмая. Технологические схемы экологически безопасных ТЭС...........204
8.1. Блок № 5 ТЭС Альтбах-Дейцизау (Германия)..........................204
8.1.1. Описание технологической схемы блока........................204
8.1.2. Установка для очистки дымовых газов от золы.................208
8.1.3. Установка для очистки дымовых газов от SO2..................209
8.1.4. Мероприятия по снижению выбросов NOX........................209
8.1.5. Снижение выброса водяных паров..............................213
8.1.6. Дымовая труба...............................................215
8.2. Технология сероочистки на Дорогобужской ТЭЦ........................215
8.3. Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ) оксидов азота
на Тольяттинской ТЭЦ (ТО ТЭЦ)..........................................219
8.4. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ
Санкт-Петербурга.......................................................220
Список литературы к гл. 8..............................................224
Глава девятая. Технологические схемы экологически безопасных ТЭС
по государственной программе «Экологически чистая энергетика».............225
9.1. Требования к экологически безопасным ТЭС..........................225
9.2. ГРЭС мощностью 2000 МВт на экибастузском угле с блоками мощностью
по 500 МВт (проект ВТИ)................................................227
9.3. ГРЭС мощностью 2000 МВт на экибастузском угле с блоками мощностью
по 500 МВт (проект ЭНИН)...............................................229
9.4. ГРЭС мощностью 6400 МВт на канско-ачинских углях (проект Сибирского
отделения ВТИ).........................................................230
9.5. Ростовская ГРЭС мощностью 2400 МВт для сжигания АШ в топке
с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) ...................................233
9.6. Опытно-промышленная ПГУ с газификацией угольной пыли
канско-ачинского угля на Красноярской ГРЭС-2 (проект В'ГИ).............236
9.7. Экологически безопасная ТЭС, сжигающая уголь в шла/овом расплаве...239
Список литературы к гл. 9............................................... 245.
375
Часть вторая. ЗАЩИТА ВОДНОГО БАССЕЙНА ОТ СБРОСОВ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ...........................................................246
Глава десятая. Использование воды на ТЭС и характеристика сточных вод....246
10.1. Водоподведение и водоотведение на ТЭС ..........................246
10.2. Основные потребители воды и характеристика сточных вод..........258
10.2.1. Система охлаждения конденсаторов турбин и вспомогательного
оборудования ................................................... 258
10.2.2. Системы гидрозолоудаления............................... 262
10.2.3. Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами................264
10.2.4 Обмывочные воды регенеративных воздухоподогревателей
и конвективных поверхностей нагрева котлов.......................265
10.2.5. Сточные воды химических промывок и консервации
оборудования ................................................... 266
10.2.6. Сточные воды мокроизвестнякового способа очистки дымовых
газов от оксидов серы............................................269
10.2.7. Сточные воды водоподготовительных установок..............270
10.2.8. Поверхностные ливневые и талые сточные воды
с территории ТЭС.................................................286
10.2.9. Грунтовые воды систем водопонижения.......................287
Список литературы к гл. 10............................................288
Глава одиннадцатая. Основные направления сокращения водопотребления
и сброса сточных вод ....................................................290
11.1. Нормирование сбросов загрязняющих веществ со сточными
водами ТЭС............................................................290
11.2. Сокращение водопотребления и количества сточных вод в СОО.......292
11.3. Очистка и утилизация сточных вод, загрязненных нефтепродуктами..294
11.4. Обезвреживание и повторное использование обмывочных вод РВП
и конвективных поверхностей нагрева котлов............................297
11.5. Сокращение количества и обезвреживание сточных вод химических
промывок и консервация оборудования...................................298
11.6. Создание бессточных систем золошлакоудаления....................300
11.7. Обработка сточных вод мокроизвестнякового способа очистки дымовых
газов от оксидов серы.................................................301
11.8. Снижение минерализации и количества сточных вод
водоподготовительных установок........................................303
11.9. Очистка и утилизация грунтовых, ливневых и талых сточных вод
с территории ТЭС......................................................309
Список литературы к гл. 11............................................311
Глава двенадцатая. Образование шламов на ТЭС и пути их утилизации........313
12.1. Основные типы шламов, образующихся при обработке природных
и сточных вод.........................................................313
12.2. Обезвоживание и сушка шлама.....................................317
12.3. Утилизация шламов, образующихся при коагуляции воды.............326
12.4. Утилизация известковых шламов...................................328
12.5. Утилизация гипсовых шламов......................................335
Список литературы к гл. 12............................................339
376
Глава тринадцатая. Принципы создания бессточных и малоотходных систем
технического водоснабжения на ТЭС........................................341
13.1. Опыт реализации бессточных и малоотходных технологий
водопользования за рубежом............................................341
13.2. Опыт создания ВПУ с утилизацией сточных вод на Саранской ТЭЦ-2
АО «Мордовэнерго».....................................................346
13.2.1. Малоотходная установка термохимического умягчения
и обессоливания воды на Саранской ТЭЦ-2...........................346
13.2.2. Технология приготовления регенерационного раствора
из продувочной воды испарителей...................................347
13.2.3. Регенерация Na-катионитных фильтров раствором, приготовленным
из сточных вод....................................................352
13.2.4. Обработка и утилизация сточных вод, образующихся при
регенерации Na-катионитных фильтров...............................354
13.3. Унифицированные малоотходные ВПУ с утилизацией сточных вод......360
13.4. Бессточное и малоотходное водоснабжение ТЭС.....................365
Список литературы к гл. 13............................................371
Учебное издание
Альберт Иванович АБРАМОВ
Дмитрий Павлович ЕЛИЗАРОВ
Александр Николаевич РЕМЕЗОВ
Анатолий Степанович СЕДЛОВ
Лев Самойлович СТЕРМАН
Валерий Витальевич ШИЩЕНКО
ПОВЫШЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Учебное пособие для студентов вузов
Редактор Т.Н. Платова
Художник А.Ю. Землеруб
Технический редактор З.Н. Ратникова
Корректоры Е.П. Савостьянова, В.В. Сомова
Оператор компьютерной верстки Л.В. Валдаева
ЛР № 020528 от 05.06.97 г.
Подписано в печать с оригинала-макета 23.11.01 Формат 70 х 100/16.
Бумага офсетная. Гарнитура Times. Печать офсетная.
Усл.-печ.л. 30,5 Усл.-кр.отт. 30,5 Уч.-изд.л. 25,8
Тираж 1000 экз Заказ 294т С-006
Издательство МЭИ, 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 14
Отпечатано в типографии НИИ «Геодезия», Московская обл., ул Центральная, д. 16
Генеральный директор
ЗАО «НПФ Газоочистка»
А.А.Мошкин
НПФ Газоочистка
ЗАО «НПФ Газоочистка» является ведущей организацией в России в
области защиты атмосферы от загрязнения вредными веществами.
В ее состав входят научно-исследовательский институт, проектные
организации, заводы, производящие газоочистное, а также
комплектующее оборудование для газоочистных установок.
Среди сотрудников института доктора, кандидаты наук, имеющие
большой практический опыт, многочисленные труды, изобретения.
Большинство разработок объединения защищено авторскими
свидетельствами и патентами.
Головной организацией является ОАО «НИИОГАЗ», имеющий 60-лет-
ний опыт работы в области разработки научных основ и инженерных
методов расчета процессов и аппаратов очистки газов от твердых и
жидких частиц.
Наша продукция - чистый воздух. Этому девизу подчинена вся
научная и производственная программа нашей фирмы. В основу этой
программы положен принцип выполнения полного комплекса работ до
сдачи установок «под ключ», хотя при этом и не исключается
возможность выполнения отдельных этапов.
Работа выполняется в тесном взаимодействии с заказчиком, при этом
заказчику предоставляется право участвовать в реализации проектов с
соответствующей финансовой компенсацией, возможно установление
дальнейших дилерских отношений на взаимо-выгодной основе.
Фирма предлагает тесное сотрудничество с потребителями своей
продукции и гарантирует высокое качество выполнения работ.
НПФ Газоочистка
СУХИЕ ЭЛЕКТРОФИЛЬТРЫ
По техническому уровню электрофильтры ЭГВ с увеличенным межэлектродным
расстоянием (460 мм) соответствуют лучшим мировым образцам и могут
обеспечить современные нормативы выбросов пыли в атмосферу (не более
50 мг/м‘). Ведущие инофирмы (АББ-ФЛЕКТ, ЛУРГИ, ЗВВЗ) предлагают именно
электрофильтры с увеличенным межэлектродным расстоянием.
Разработан типоразмерный ряд электрофильтров ЭГВ со следующими
техническими данными:
Производительность по газу при условной скорости 1 м/с, тыс.м3/ч 38 - 1 300
Площадь активного сечения, м2 10-360
Активная высота электродов, м 4-15
Количество электрических полей по ходу газа 2-8
Температура очищаемого газа, °C, не более 250
Степень очистки газа от пыли, %, До 99,9
Электрофильтры ЭГВ поставляются со специально разработанными агрегатами
питания АПДТ с автоматическим регулированием режимов работы, с номи-
нальным выпрямленным напряжением 110 кВ (амплитудное значение) и
средними значениями выпрямленного тока от 70 до 1250 мА.
Электрофильтры ЭГВ могут комплектоваться специально разработанной
системой автоматического контроля и оптимизации работы электрофильтра,
(САКОРЭ), которая:
• может обслужить от 1 до 4 электрофильтров с количеством полей в электро-
фильтре до 8;
• позволяет оптимизированное управление агрегатами питания, механиз-
мами встряхивания электродов, пылевыгрузкой из бункеров;
• обеспечивает на ЭВМ:
измерение и графическое построение на экране дисплея вольт-
амперных характеристик и осциллограмм выпрямленных токов и
напряжений по полям электрофильтров,-
накопление информации и выдачу на экран дисплея и твердый
носитель отчета в цифровом и графическом виде о работе агрегатов
питания (средних значений токов и напряжений) за смену, сутки,
месяц, год.
• контролирует работу механизмов встряхивания электродов, пылевыгрузки
из бункеров, а в случае оснащения установки соответствующими датчиками
осуществляет контроль температуры, давления и выходной запыленности
газа.
НПФ Газоочистка
СУХИЕ ЭЛЕКТРОФИЛЬТРЫ
Электрофильтры ЭГВ могут использоваться как для проектирования новых
установок очистки газа от пыли, так и для реконструкции действующих
электрофильтров в различных отраслях промышленности.
Сухие электрофильтры ЭГВ разработаны Российским ОАО «НИИОГАЗ» и могут
поставляться комплектно с электротехническим оборудованием.
ОАО «НИИОГАЗ» может выполнять проекты реконструкции и производить
поставку механического и электротехнического оборудования для модерни-
зации действующих электрофильтров типа УГ и ЭГА. Для ремонта
электрофильтров могут поставляться элементы осадительных электродов
электрофильтров типа УГ и ЭГА, а также ленточно-зубчатые коронирующие
электроды, которые превосходят ленточно-игольчатые электроды с заваль-
цованными кромками по стабильности электрических характеристик.
Наш адрес: Россия, 113105,1-й Нагатинский проезд, д. 6
Факс: +7 (095) 111 00 67, тел.: ч-7 (095) 111 24 19
Mail box: niiogas@df.ru или niiogas@dataforce.net
Контактные телефоны:
директор: Александр А. Мошкин ч-7 (095) 111 24 19
зам. директора: Владимир М. Ткаченко +7 (095) 111 30 34
$1
НПФ Газоочистка
AL5IUM
Модельный ряд газовых турбин
фирмы ALSTOM Power (50 Гц)
Модель газовой турбины Номинальная (пиковая) мощность, МВт (ISO) КПД % Расход уходящих газов, кг/с Температура на входе/выходе из турбины, К
Typhoon 4,35 4,21/4,7 29,9 17,1 1343/819
Typhoon 4,7 4,56/5,4 30,1 18,7 1343/813
Typhoon 5,05 4,88/5,4 30,1 19,2 1383/823
Typhoon 5,25 5,11/5,4 30,2 20,1 1383/825
Tornado 6,54/7,25 31,1 29,0 1269/751
Tempest 7,50/8,8 30,9 29,8 1403/819
Cyclone 12,7/- 34,8 39,5 1523/842
GT35 17/- 32,1 92,3 1123/648
GT10B 24,8/- 34,2 80,4 -/816
GT10C 29,1/- 36,0 91,1 -/791
GTX100 43,0/- 37,0 122 -/819
GT8C 52,8 (52,6)/- 34,4 179,0 -/790
GT8C2 57,2 (57,0)/- 34,7 (34,5) 194,6 -/785
GT11N2 113,7 (115,4)/- 34,4 (34,9) 382,0 -/797
GT13E2 165,1/176,9 35,7 532,0 -/797
Gt26 265,0/ 38,5 562,0 -/913
Контактные данные:
Адрес: Россия, 117335, Москва, ул. Вавилова, д. 91, корп. 2,
ООО «АЛ БОТОМ «.Отделение промышленных газовых турбин
тел.: (095) 231 2949
факс: (095) 231 2945
SIEMENS
Современные газовые турбины
фирмы Siemens серии ЗА (50 Гц)
Модель газовой турбины Мощность брутто, МВт кпд брутто, % Расход уходящих газов, кг/с Температура уходящих газов, °C
V64.3A 67 34,7 191 589
V94.2A 190 35,2 520 585
V94.3A 265 38,5 656 584
Контактные данные:
адрес 117071, Москва, ул. Малая Калужская, д. 19
Департамент производства энергии PG ООО “Сименс”
тел.: (095)737 24 05
факс: (095) 737 24 94
ЗАО “ЦЕНТР ПРЦРОаООНРАННЫН ТЕКНОПОГий ЭЛЕНТРОСТАНиий”
(НИЛ “Парогенерирующая техника и экология" МЭИ, ГУП “ВНИИАМ”,
ОАО “Красный котельщик”)
ПОЕЛ ПАГА1ЛТ АЛЯ ВОДОП°ДГОТОВ,<И и переработки
I 11 CXJL* 1гл1 I минерализованных и органо-
содержащих природных и сточных вод блочные и автономные
многоступенчатые испарительные установки “подключ".
Установки комплектуются высокоэффективными испарителями
нового поколения с поднимающейся пленкой жидкости, которые
могут быть использованы при строительстве, реконструкции и
техническом перевооружении электро-
станций. Качество дистиллята обеспе-
чивает многолетнюю надежную эксплуа-
тацию котлов докритического давления.
Удельные технико-экономические пока-
затели вьше ,чем у известных аналогов в
России и за рубежом.
Применение испарителей - самый
надежный способ защиты пароводяного
тракта от поступления органосодержащих
и кремнекислых соединений.
Испарительные установки могут
дополняться узлами приготовления
регенерационного раствора из продувки
испарителей и переработки жестких
сточных вод водоподготовительной
установки. В результате исключается
применение привозной поваренной соли
и резко сокращается объем сточных вод.
Твердые осадки в виде карбоната
кальция, гидроокиси магния и гипса
получаются в виде, удобном для
испльзования в строительстве и сельском
хозяйстве.
Технико-экономические показатели установки
Удельные капитальные затраты
Расход извести (100% активной массы)
Расход коагулянта (100% активной массы)
Расход злектрознергии на собственные
нужды испарителей"
Удельный расход тепла
80 - 220 тыс. руб/мэ/ч
0,12 - 0,25 кг/м3
0,038 - 0,050 кг/м3
0,4 - 0,75 кВт/м3
420 кДж/кг (полностью
утилизируется в тепловой схеме
испарительной установки)
Адрес: 111250, Москва, МЭИ, Красноказарменная ул., 14.
ЗАО "Центр природоохранных технологий электростанций"
Тел./Факс: (0 5 J362-7 275, 362-78-90, E-mail: pokrovs@hps.mpei.ac.ru
\ Российское акционерное общество “ЕЭС России”
I Всероссийский теплотехнический институт (ВТИ)
СЕРООЧИСТНАЯ УСТАНОВКА ДОРОГОБУЖСКОЙ ТЭЦ
Облость применения
Для высокоэффективного удаления токсичного диоксида серы SO2 из
дымовых газов тепловых электростанций, а также в металлургии,
химической промышленности, строительной индустрии и других отраслях
производства.
Техническое описание
Установка обеспечивает три основных этапа технологического процесса
сероочистки - абсорбцию диоксида серы, получение сухого отхода сульфата
аммония и хранение реагента.
Дымовые газы в противоточном абсорбере промывают умеренным количеством
циркулирующего раствора. В результате в этом растворе образуется сульфат
аммония:
NH3 + SO2 + l/2O2 + Hp = (NH4)2SO4.
При достижении в циркулирующем растворе определенной концентрации часть
его направляют на переработку для получения солей кристаллического или
гранулированного сульфата аммония. Обычно этот раствор упаривают до
образования кристаллов (N 144)2864, которые отделяют на центрифуге, азатем подают
в барабанную сушилку для удаления остатков влаги.
Сухой продукт сероочистки — сульфат аммония — фасуют в различную тару,
например в мешки по 50 кг. Возможен отпуск потребителю концентрированного
раствора сульфата аммония. В этом случае стоимость установки сероочистки
снижается примерно на 25-30 %, а вместо узла фасовки устанавливают емкости для
хранения раствора. В качестве реагента применяют газообразный или сжиженный
аммиак или аммиачную воду.
Принципиальная схема сероочистной опытно-промышленной установки Дорогобужской ТЭЦ
Технические данные установки
Степень сероулавливания До 99 %
Минимальная достижимая концентрация диоксида серы в очищенных газах 50 мг/м
Дополнительное сопротивление газового тракта 3 кПа
Относительное потребление энергии 1,5-1,7%
эквивалентной электрической
мощности блока
Стоимость сероочистки определяется на основе требуемой степени
улавливания диоксида серы, параметров и расхода очищаемых газов.
Преимущества
♦ Высокая эффективность улавливания диоксида серы—до 99 %.
♦ Простота конструкции абсорбера без специальных защитных покрытий от
трудноудаляемых отложений.
♦ Минимальный расход реагента, равный стехиометрическому.
♦ Отсутствие специальных шламоотвалов.
♦ Продукт сероочистки — сульфат аммония —можно использовать в качестве
эффективного удобрения и для производства кормовых дрожжей.
♦ Возможная частичная или полная компенсация эксплуатационных затрат на
сероочистку.
Степень освоения
Технология и оборудование полностью отработаны и освоены в процессе
длительной эксплуатации опытно-промышленной установки при различных
режимах работы, включая работу в зимний период.
Предлагаемые услуги
По Вашему заказу ВТИ выполнит:
♦ техническое предложение по установке газоочистки;
♦ технический и рабочие проекта, включая сметную стоимость, строительную
часть и инженерные коммуникации в пределах установки;
♦ размещение заказов на изготовление оборудования на отечественных или других
заводах;
♦ авторский надзор за монтажом оборудования;
♦ наладку установки и передачу заказчику режимных карт.
Обратившись к нам, Вы получите максимальное внимание к Вам и Вашему заказу!
По всем вопросам и за возможными консультациями обращаться по адресу:
109280, Москва, Автозаводская ул., д.14/23. Всероссийский теплотехнический институт,
отделение защиты атмосферы, лаборатория сероулавливания.
Телетайп: 111634 “Корсар”
Тел./факс: 279-59-24, 275-74-27
Тел.: 275-50-77 Тумановский Анатолий Григорьевич, заместитель директора
275-37-25 Шмиголь Игорь Николаевич, заведующий лабораторией
Технологии охраны окружающей среды
компании «Хальдор Топсе А/О»
Фирма «Хальдор Топсе» была основана в 1940 году. Она занимается
разработкой химических процессов, исследованием и производством
катализаторов. Наиболее активно фирма работает в области гетерогенного
катализа, в том числе в области научных исследований и разработок
катализаторов и промышленных процессов, занимаясь также
проектированием.
Основным направлением работы компании является химическая
промышленность, в частности такие ее отрасли, как производство удобрений и
других химических веществ и продуктов нефтехимии, нефтепереработка,
конверсия газа и связанные с ней технологии, а также энергетика и охрана
окружающей среды.
«Хальдор Топсе A/О» передает своим покупателям во всем мире
технологические лицензии на следующие запатентованные ею
природоохранные технологии:
• каталитическое обессеривание промышленных отходящих газов и дымовых
газов (технология WSA);
• удаление оксидов азота из дымовых и других отходящих газов (технология
DENOX);
• комбинация процессов WSA и DENOX с целью эффективного удаления
оксидов серы и азота (технология SNOX ");
• очистка отходящих газов путем каталитического сжигания (технология
CATOX/REGENOX);
• каталитическая очистка выхлопных газов двигателей, используемых для
обогащения углекислым газом воздуха теплиц (технология GREENOX®);
• технология для модернизации сернокислотных установок одинарного
контактирования с целью достижения высокой степени конверсии
серосодержащих компонентов (технология REGESOX ”);
• производство тиосульфата аммония из отходящих газов нефтепереработки
(технология ATS).
HALDOR TOPSOE A/S
Nymollevej 55
DK-2800 Lyngby Denmark
Tel.: +45 45 27 20 00
Fax: +45 45 27 29 99
E-mail: commercial@topsoe.dk
Website: www.haldortopsoe.com
«Хальдор Топсе A/О»,
Московское представительство
Адрес: Россия, 103009 Москва,
Брюсов переулок, д. 11, 4-й этаж
Тел.: (+7 095) 229 63 50/91 00
Факс: (+7 095) 956 32 75
E-mail: info@topsoe.rn
HALDOR TOPS0E A/S
Система ДЕНОКС
компании «Хальдор Топсе А/О»
на Северной ТЭЦ Мосэнерго
Тип станции:
2 котла х 500 т пара/ч х 430 000 нм3/ч,
газ, мазут
Технология/катализатор:
Хальдор Топсе А/О
Пуск: июль 1997 г., май 1999 г.
Проектные данные (газ/мазут)
• 90/205 ppm NOX на входе
• 30/60 ppm NO* на выходе
Проскок аммиака не выше 5 ppm
Впрыск аммиака
• Решетка для впрыска
с форсунками
Эксплуатация системы
• Низкие эксплуатационные затраты
• Полностью автоматизирована,
не требует дополнительного
обслуживающего персонала
Схема ректора
• 3 катализаторные полки (1 для
последующей загрузки)
• Катализатор Топсе DNX
• Гофрированные пластины, низкое
гидравлическое сопротивление
• Армированы волокнами
• Высокая механическая прочность
• Высокопористая структура
• Низкая масса
• Высокая устойчивость
к отравлению
• На основе TiO2, пропитка V2O5
и Wo3
• Низкая активность в окислении
SO2
HALDDR TOPS0E A/S
фирма
ИНТРЭК
Технология
очистки вод,
загрязненных
нефтепродуктами
Технология очистки вод от нефтепродуктов построена на эффекте
экстракции углеводородов из коллоидных водных растворов пузырьками
воздуха. Чем меньше размеры пузырьков воздуха, тем эффективнее идет
экстракция в барботере, имеющем размеры отверстий меньше 1 мм.
В предлагаемой технологии не требуется компрессор, а воздушно-
водяная пульпа получается в кавитационном аэраторе из атмосферного
воздуха и воды. При этом размеры пузырьков воздуха можно регулировать,
изменяя режим работы аэратора. Пульпа выходит через отверстия
диаметром 6-12 мм. Степень очистки от нефтепродуктов 80-95 %.
Достоинства технологии
О повышается производительность
благодаря снижению времени
грубой очистки сточных вод;
О снижается концентрация
нефтепродуктов;
О не требуются очистка и
регулировка применяемых
кавитационных аэраторов при
эксплуатации;
О исключается применение
компрессора.
Все оборудование поставляет фирма
Тел/факс: +7(095)215-5041
Тел.: +7(095)217-3174
E-mail: intrek@ostankino.ru
Издательство МЭИ
предлагает инженерам-теплоэнергетикам, научным
работникам, аспирантам и студентам энергетических
специальностей
дня тенпознвргатиксз
В.Ф. Касилов
Справочное пособие по
гидрогазодинамике
для теплоэнергетиков
М.: Издательство МЭИ, 2000. — 272 с.: ил.
ISBN 5-7046-0541-9
Представлены материалы, необходимые
для решения инженерных и технических
задач, возникающих в процессе проектиро-
вания и эксплуатации оборудования тепло-
вых электрических станций. Содержание
пособия соответствует основным разделам
технической гидрогазодинамики и включа-
ет краткие пояснения по основам теории, а
также формулы и уравнения, составляющие
базу для формирования расчетных методик.
Приводятся примеры расчетов параметров
и величин, используемых в гидрогазодина-
мике, а также характеристик многих
теплотехнических устройств.
Обширный справочный материал представлен также в форме таблиц и графиков.
Формат издания 27x21 см, переплег
ДИНАМИКА
И ПРОЧНОСТЬ
‘ГУР5ОМАШИН
Костюк А. Г.
Динамика и прочность турбомашин
Учебник для вузов
2-е изд., перераб. и доп. — М.: Издательство МЭИ, 2000. —
480 с.: ил. ISBN 5-7046-0572-9
Рассмотрены деформационные и прочностные
свойства материалов, используемых при проектиро-
вании турбомашин, методы определения прочности
и вибрационной надежности их основных элемен-
тов. Изложены методы расчета элементов с учетом
ползучести, термоусталости, трещиностойкости.
Рассмотрено совместное воздействие стационарных
и переходных режимов на прочность и надежность
турбомашин. Большое внимание уделено динами-
ческой надежности лопаточного аппарата, валопро-
вода и турбоагрегата в целом.
Для студентов, обучающихся по специальности «Газотурбинные, паротурбин-
ные установки и двигатели». Книга также может быть полезна аспирантам и инже-
нерам, занимающимся проблемами надежности турбомашин.
Формат издания 21x15 см, переплет
По вопросам приобретения книг обращаться в отдел распространения издательства
по тел. (095) 361-16-81. Тел/факс 362-02-13
-5Ж Издательство МЭИ
. л\"ЛЙВ>' У>>ЖЯШИШИИИИЯВ
предлагает инженерам-теплоэнергетикам, научным
работникам, аспирантам и студентам энергетических
специальностей
Черноштан В.И., Кузнецов В.А.
Трубопроводная арматура ТЭС
Справочное пособие.
М.: Издательство МЭИ, 2001.—368 с.: ил.
ISBN 5-7046-0699-7
Приведены общие технические характеристики и
нормативы, относящиеся к трубопроводной арматуре
и ее комплектующим. Даны рисунки и описания
конструкций, основные технические данные по
отечественной серийной трубопроводной арматуре и
комплектующим, представлены сравнительные дан-
ные е зарубежными образцами. Приводится
справочная техническая информация по материалам
с указанием зарубежных аналогов, а также рекомен-
дации по выбору типов арматуры.
Книга предназначена для инженерно-технических
работников проектных и строительных организаций,
конструкторских бюро, работников эксплуата-
ционных и ремонтных служб ТЭС и предприятий
различных отраслей промышленности.
Формат издания 25x17,5 см, переплет
Трухний А.А., Ломакин Б.В.
теплофикационные паровые
турбины и турбоустановки
Учебное пособие для вузов.
М. Иодатепьство МЭИ, 2002. — 540 с.: ил., вкладки
ISBN 5-7046-0722-5
Рассмотрена теория теплового процесса и кон-
струкции теплофикационных паровых турбин, сете-
вых подогревателей, конденсаторов и вспомогатель-
ного оборудования ТЭЦ, освещены основы эксплуа-
тации теплофикационных турбин, турбинных и
водоподогревательных установок, их повреждения и
меры предупреждения. Обилие схем, чертежей
таблиц и справочного материала позволяет читателю,
начиная с .элементарных основ и кончая самыми
сложными явлениями, освоить устройство теплофи-
кационной паровой турбины, турбоустановки и
установки для подогрева сетевой воды, основные
принципы экономичной и безаварийной эксплуа-
тации, изучить причины аварий и меры по их предупреждению.
Книга рекомендована Министерством образования РФ в качестве учебного пособия для
студентов энергетических вузов, обучающихся по направлениям «Энергомашиностроение»,
«Теплоэнергетика» и широкого круга инженерно-технических работников, эксплуатационного,
ремонтного и наладочного персонала электростанций.
Формат издания 27x21 см, переплет
По вопросам приобретения книг обращаться в отдел распространения издательства
по тел. (095) 361-16-81. Тел/факс 362-02-13