Пылеугольной горелки с низким выбросом no;,.

1 — первичный воздух; 2 — пыле-

воздушная смесь; 3 — вторичный

воздух; 4 — третичный воздух

(а — избыток воздуха)

98

I»

»-*

сгорания топлива. Кроме того, конструкция горелки позволяет под­держивать 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 высо­косернистых топлив при обеспечении минимальной газовой коррозии эк­ранных 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 ос­тальная 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, С„Н_т) восста­навливают уже образовавшиеся окислы азота NO до N₂.

Выше этой зоны в верхней части топки организуется зона дожигания оставшихся продуктов неполного сгорания с участием третичного возду­ха, подаваемого под повышенным давлением через специальные сопла (рис. 4.3).

Уменьшение выбросов оксидов азота при ступенчатом сжигании топ­лива в среднем составляет: при сжигании угля — до 40 %, при сжигании

*~

Рис. 4.3. Принципиальная схема трехступенчатого сжигания топ­лива в топке котла (а — избыток воздуха)

ш

_J

а=1

> Воздух

•"Топливо

_а > 1 III — Зона дожигания продуктов неполного сгорания топлива

- , II — Зона горения топлива и ⁰¹¹ восстановления NO

(15—30 % топлива)

I — Зона горения в ядре факела (70—85 % топлива)

99

мазута — до 35 %, при сжигании природного газа — до 45 %. Использо­вание ступенчатого сжигания топлива в топке котла приводит к сниже­нию технико-экономических показателей котла. Увеличивается избыток воздуха на выходе из топочной камеры, и при этом возрастает температу­ра газов на выходе из топки в среднем на 4—5 °С, а КПД котла снижает­ся на 0,2—0,5 %. Кроме того, несколько увеличивается расход электро­энергии на собственные нужды, что приводит к дополнительному сниже­нию 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 ре­циркуляции газов (ДРГ) (рис. 4.4).

Для улучшения перемешивания газов рециркуляции с воздухом, кото­рый поступает в топочную камеру, устанавливают смесители. Доля ре-циркулирующих газов обычно не превышает 20 %. Благодаря рециркуля­ции 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 использова­нием 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 ухудшают­ся. 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 дутье­вых вентиляторов, если при этом имеется достаточный запас их произво­дительности. 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 повы­шенной фоновой концентрацией вредных веществ. Количество впрыски­ваемой в топку котла воды составляет около 10 % расхода топлива.

Этот способ снижает выбросы N0^ примерно на 25 % и одновременно снижает КПД котла приблизительно на 0,7 %. Эффективность впрыска воды в топку существенно уменьшается, если котел работает с рецирку­ляцией газов или в режиме ступенчатого сжигания топлива. По этой при­чине метод впрыска не получил широкого применения.

Выполненные исследования, результаты которых широко опубликова­ны [4.36—4.40], показывают, что для теплоэнергетики одной из техноло­гий, направленных на защиту атмосферного воздуха и водного бассейна от выбросов различных ингредиентов (NO_r CO, сажи, многоядерных уг­леводородов, нефтепродуктов и других вредных веществ), является сжи­гание 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 ис­следований, посвященных этому вопросу, установлено, что для достиже­ния поставленной задачи ВМЭ должна представлять собой однородную смесь мазута и добавляемой влаги по типу «вода—масло», в которой во­да 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 дополни­тельном 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 — эмуль­гаторы.

Использование в качестве добавочной воды сточных вод дает возмож­ность 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 мак­симальной генерации оксидов азота и, следовательно, к значительному (25—44 %) снижению их концентрации в дымовых газах. Более глубоко­го подавления NO_X можно достичь в том случае, если в качестве добавоч­ной влаги вместе со сточными водами использовать растворы азотсодер­жащих 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 N0^ 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 ути­лизировать все сточные воды, загрязненные нефтепродуктами, а с другой стороны, улучшить состав газообразных выбросов.

4.3.5. Применение комбинаций первичных мероприятий

Для достижения нормы выбросов N0^ 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 дымо­вых газов;

102

:

ОтРВП

• холодный воздух

• горячий воздух

• уходящие дымо­ вые газы

• дымовые газы рециркуляции

• топливо к горелкам

• 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 со­четании с рециркуляцией дымовых газов на мощном котле СКД (ТГМП-314, ТГМП-344) с настенной компоновкой горелок

/ — горелки нижнего яруса; 2 — горелки верхнего яруса; 3 — подача дополнительного воздуха; КПВД и КПНД — конвективные пароперегреватели высокого и низкого давле­ния; ВЭ — водяной экономайзер; остальные обозначения см. на рис. 4.4.

2) установку полуподовых горелок в сочетании со ступенчатым сжи­ганием 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

	Тип и про-		Содержание NO, мг/м^3		ТЭС, ГРЭС, на
Метод	изводи-		(при а	.= 1.4*)	которых вне-
подавления NO,,	тельность котла, £>ном,	Топливо			дрены меро­приятия по по-
			ДО	после
	т/ч		внедрения	внедрения	давлению N0^
Использование горелок	Паровой,	Газ	325	120	Шатурская
с пониженным выхо-	670	Мазут	510	250	ГРЭС,
дом NOX и с рециркуля-					котлы ТМ-104
цией дымовых газов
Двухступенчатое сжи-	Паровой,	Газ	250	140	ТЭЦ-9 ОАО
гание топлива	420	Мазут	425	240	«Мосэнерго»,
					ТГМ-84
Трехступенчатое сжи-	Паровой,	Газ	470	230	ТЭЦ-8 ОАО
гание топлива	480	Мазут	370	220	«Мосэнерго»,
					ТГМ-96Б
Двухступенчатое сжи-	Паровой,	Газ	1200	160	Сургутская
гание, рециркуляция	2650				ГРЭС,
дымовых газов, 10 %-					ТГМП-204
ный впрыск воды в го-
релки
Рециркуляция дымо-	Водо-	Газ	220	50	ТЭЦ-21,23и
вых газов в воздуховод	грейный	Мазут	400	150	25 ОАО «Мос-
перед горелками					энерго»
					КВГМ-180
Рециркуляция дымо-	Паровой,	Газ	1500	140	ТЭЦ-26 ОАО
вых газов (г = 27 %),	950	Мазут	1320	210	«Мосэнерго»,
ступенчатое сжигание					ТГМП-344 А
топлива
Использование полу-	Паровой,	Газ	1500	110	ТЭЦ-25 ОАО
подовых горелок, ре-	950	Мазут	1320	250	«Мосэнерго»,
циркуляция дымовых					ТГМП-344А
газов, ступенчатое	*
сжигание
Ступенчатое сжигание	Паровой,	Газ	1500	300	Костромская
с перераспределением	3950				ГРЭС,
топлива по ярусам, ре-					котел блока
циркуляция дымовых					1200 МВт,
газов					ТГМП-1202

а

— коэффициент избытка воздуха в уходящих газах котла.

В табл. 4.4 представлены данные по применению первичных меро­приятий подавления оксидов азота на газомазутных котлах ТЭС России.

В настоящее время для снижения выбросов NO_X при сжигании твердо­го топлива используются комбинации следующих первичных мероприя­тий: использование специальных горелок, ступенчатая подача воздуха и

104

топлива, рециркуляция дымовых газов, предварительный подогрев уголь­ной пыли, подача пыли высокой концентрации и др. С их помощью на

российских ТЭС уже достигнута концентрация NO_X 450—550 мг/м с кот­лами, сжигающими каменные угли и концентрация 300—350 мг/м с кот­лами, сжигающими бурые угли [4.9].

Из анализа приведенных выше данных можно сделать следующие вы­воды:

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/м );

2. на котлах, в которых сжигаются мазут и твердое топливо, для по­ лучения экологически безопасных показателей выбросов N0^ необходи­ мо использование вторичных мероприятий.

В дополнение к материалу, посвященному первичным мероприятиям по уменьшению выбросов NO_X из топок котлов, следует отметить, что при использовании малозатратных методов подавления NO_X при сжига­нии природного газа в случае неполного сгорания топлива могут образо­вываться угарный газ СО, углеводороды СН₄, С₂Н₆, а также канцероген­ные вещества. Продукты неполного сгорания топлива весьма вредны. Проблема изучения канцерогенных веществ, образующихся при непол­ном сгорании топлива, в последнее время привлекла серьезное внимание специалистов. По своей распространенности и интенсивности воздейст­вия из многих химических веществ этого типа наибольшее значение име­ют полициклические ароматические углеводороды (ПАУ) и наиболее ак­тивный из них бенз(а)пирен С₂₀Н₁₂. Максимальное количество бенз(а)пи-рена образуется в топках при температуре 700—800 °С в условиях не­хватки воздуха для сгорания топлива.

При камерном сжигании пылевидного топлива содержание этого со­единения в дымовых газах обычно не превышает 4,2 мкг/100 м . Пример­но в такой же концентрации содержатся канцерогены в выбросах котлов, работающих на мазуте и газовом топливе. Однако при неправильном ве­дении процесса горения или при несовершенной конструкции топки ко­личество выбрасываемого бенз(а)пирена может значительно увеличить­ся: в 50 раз при работе на мазуте и в 10 раз при работе на газе [4.5].

Одной из особенностей низкотемпературного окисления топлива явля­ется возможное появление диоксинов. Необходимо учитывать чрезвы­чайную стойкость диоксинов. Каким бы малым ни был выброс диокси­нов, 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 NO_V

4.4.1. Селективные системы очистки дымовых газов от NO_X

Для очистки дымовых газов котлов от оксидов азота используют селективный некаталитический (СНКВ) и каталитический (СКВ) методы восстановления NO_x до молекулярного азота. В них в качестве восстано­вителя применяется аммиак. Некаталитические системы проще, их сооружение обходится не дороже замены горелок, а эффективность достаточно высока: выбросы оксидов азота снижаются на 40—60 %. Ам­миак (аммиачная вода, карбамид) вводится в высокотемпературную (900—1100 °С) область газохода котла с газами рециркуляции, воздухом или паром. Сочетание технологических методов подавления оксидов азо­та с методом СНКВ при сжигании угля позволяет снизить концентрации

оксидов азота в дымовых газах до 300 мг/м .

В странах Европы, в США и Японии системы СКВ и СНКВ на круп­ных угольных энергоблоках применяются достаточно часто. По мере ужесточения нормативов выбросов NO_X и снижения стоимости подобных систем последние могут оказаться конкурентоспособными по сравнению с реконструкцией системы горения в целях снижения образования NO_r

Важнейшей тенденцией является объединение этих двух технологий (СКВ и СНКВ). Этот процесс может осуществляться по следующей схе­ме: подача аммиака или мочевины в высокотемпературную зону (система СНКВ) приводит к частичному восстановлению NO_X и повышению со­держания аммиака в дымовых газах. Путем добавления в газоходы не­большого количества катализатора за счет аммиака удается обеспечить дополнительное восстановление NO_r Катализатор в этом случае разме­щают на поверхности воздухоподогревателя.

По сравнению с СКВ для системы СНКВ не нужны значительные ин­вестиционные затраты, однако эффективность этой системы очистки за­метно ниже.

При необходимости с помощью СНКВ можно снизить выбросы NO_X

по сравнению с первоначальными вдвое, а с помощью селективного ката­литического 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

«ЯП

4) невозможно распределить аммиак по сечению газохода так, чтобы везде соотношение NH₃ / NO_X 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 N0^. является наиболее эф­фективной и освоенной для уменьшения содержания оксидов азота в ды­мовых 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 восстанов­ления основана на том, что вводимый в поток газов химический реагент взаимодействует преимущественно с NO_X. Хорошей избирательностью (селективностью) для уменьшения содержания NO_X в уходящих газах об­ладает аммиак NH₃. Однако химические реакции аммиака с NO и NO₂ эффективно протекают только при весьма высокой температуре (900— 1000 °С).

Для снижения температуры используют катализаторы. Реакции с мо-нооксидом азота NO происходят на внешней поверхности катализаторов и имеют вид:

4N₂ + 6Н₂О;

5N₂

6Н₂О.

4NO + 4NH₃ + О 6NO + 4NH,

i₃ лч₂

Присутствующий в уходящих газах котла диоксид азота NO₂ (его не более 5 %) вступает с аммиаком в несколько иные реакции:

6NO₂ + 8NH

₃

2NO₂ + 4NH₃ + О

7N₂ + 12H₂O; — 3N₂ + 6Н₂О.

Помимо этих реакций на катализаторе возможны и нежелательные ре­акции:

4NH₃ + ЗО₂ 2N₂ + 6Н₂О (увеличивается расход аммиака),

SO₂ + УгО₂ SO₃ (конверсия SO₂ в SO₃).

О влиянии SO₃ на работу котельной установки будет сказано от­дельно.

К катализаторам предъявляются следующие требования:

1) высокая активность восстановления NO_X в N₂ в широком диапазоне

температур;

2. высокая избирательность (селективность) по NO_X;

3. низкая активность реакций с оксидами серы;

107

4. устойчивость против истирания твердыми частицами и отравления катализатора;

4. длительный ресурс.

Этим требованиям отвечают следующие материалы: 1) оксиды титана, алюминия или кремния в пористом виде; 2) смеси оксидов ванадия, мо­либдена, вольфрама, а также ряда других металлов.

Установки, реализующие метод СКВ (СКВ-установки), имеют макси­мальную эффективность в интервале температур газов 340—380 °С. При температурах дымовых газов ниже 340 °С увеличивается интенсивность нежелательных реакций (например, NH₃ с О₂). При температуре 450 °С и выше возникает опасность значительного снижения эффективности рабо­ты катализатора.

Эффект очистки дымовых газов характеризуется степенью очистки, %, определяемой по формуле

™

где С™₀ и С™£ — концентрации N0^ на входе в катализатор и выходе

из него.

На рис. 4.6 представлена зависимость степени очистки /?_N0 дымовых

газов в СКВ- и СНКВ-установках от температуры дымовых газов и из­бытка аммиака [4.31]. Кривые соответствуют различным значениям а (избыток аммиака) по сравнению со стехиометрическим соотношением между N0^ 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

СНКВ-метод очистки

СКВ-метод очистки

200

300

1000

400 800 900

Температура дымовых газов, °С

Рис. 4.6. Зависимость степени очистки дымовых газов от оксидов азота СКВ и СНКВ-установками от температуры дымовых газов (а — мольное соотношение

NH₃ и NCy

108

Рис. 4.7. Взаимосвязь основ­ных характеристик ката­лизатора (степени очистки ftQ , проскока аммиака Я_>н и

х 3

объема катализатора У_к)

12

_Г

			/
		У	do/ j Л/ df>/ / гй /
	/	^/		/
	/	/ /	/ /	'$
	у	/	/ л	У
	у	У У	У У

70

80

90

60

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 N0^ , равном 2,5, т.е. при большом избытке аммика.

Теоретически имеется возможность дальнейшего повышения эффек­тивности 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 i?_N0 (снижение концентрации N0^ 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 Steinmliller, Германия). Как видно из рис. 4.7, одинаковой степени очист­ки дымовых газов от NO_X, можно добиться, используя катализатор боль­шого объема при небольшом проскоке аммиака NH₃ и катализатор мало­го объема при большом проскоке аммиака.

В интервале i?_N0 80—85 % имеется почти линейная зависимость ме­жду 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 моду­ли и устанавливают в газоходе котла в несколько слоев.

На рис. 4.9 приведены зависимости изменения концентрации NO^ и NH₃ при прохождении дымовых газов через трехслойный каталитический реактор [4.31]. Из рисунка следует, что наиболее «нагруженным» являет­ся первый слой реактора, на который приходится основная масса восста­новления NO_r

109

Модуль катализатора

В ход

Структура катализатора

дымовых Распределительное ^газов устройство

Элемент катализатора

Каталитический реактор

Слои катализатора

( направляющий аппарат)

Выход

дымовых

газов

Рис. 4.8. Устройство катализатора

Поглощение N0

1-й слой

Рис. 4.9. Изменение концентрации NO_V и 1ЧН₃ при прохождении дымовых газов че­рез трехслойный катализатор реактора ПО

С

				| ■ ■
		}	Тагт/чка 10(1	%
		NOX на входе 850 мг/м^3, на выходе 200 мг/м

0,5 1,0 1,5

Время эксплуатации, год а)

2,5

N0 на входе 850 мг/м

175

Я 150

125

Нагрузка 100 % Проскок NH₃ = 5 ppm

. 100

0,5 1,0 1,5 2

Время эксплуатации, год 6)

2,5

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 тече­нием времени первоначальную эффективность работы катализатора мож­но только путем увеличения проскока аммиака. Сохранение постоянного проскока аммиака приводит к снижению эффективности катализатора по восстановлению N0^. в N₂ (рис. 4.10, б).

Если катализатор состоит из нескольких слоев, то восстановление азо­та (снижение NO_X) в первом слое во много раз больше, чем в последнем

слое. Это различие обусловлено разной концентрацией аммиака и окси­дов азота.

При работе реактора активность слоев катализатора падает (снижается эффективность, растет проскок аммиака). В наибольшей степени истоща­ется верхний слой, за ним второй и т.д. Гарантийное время работы ката­лизатора определяется сохранением предельного содержания NO_X на вы­ходе 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 (способ­ность к восстановлению NO ) всех слоев катализатора одинакова. Даль-

111

8

годы

Рис. 4.11. Изменение активности (способности к восстановлению NO_X) трехслойного каталитического реактора во времени и использование остаточной активности пу­тем ступенчатого обновления слоев

нейшее изменение активности зависит от положения слоя катализатора: первый слой теряет свою активность («срабатывается») быстрее, чем по­следующие, поэтому его (примерно через два года эксплуатации) заме­няют 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 осу­ществляется 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 °С. 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 эффек­тивного восстановления N0^ в N₂. Таким образом, дополнительный по­догрев дымовых газов перед реактором не требуется. Однако здесь могут 112

NHj+ воздух

NH,

Реактор-байпас

Экономайзер-байпас __

Дымовые газы к уста­новке МИС

:■

Атмосферный воздух к дутьевому вентилятору

Рис. 4.12. Схема «горячей» СКВ-установки

возникнуть трудности компоновки поверхностей нагрева котла совмест­но с реактором (для действующей установки).

Кроме того, при пусках котла после ночного простоя возникают неко­торые 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 реак­тором до требуемого уровня при частичной нагрузке котла.

При кратковременных остановах котла (на ночь) температуру в реак­торе 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 ре­актора-байпаса можно пропускать газы в обход реактора, чтобы исклю­чить захолаживание катализатора. Если температура перед экономайзе­ром выше 350 °С, а за экономайзером ниже, то с помощью экобайпаса температуру перед реактором можно поддерживать не ниже 350 °С (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

400 -300 - 200 -100

	^2	Дт3
	/
	NHj-введение

8,3

т, ч

Дт.

400 -

300 -

т, ч

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; / — температура дымовых

газов перед экономайзером; 2 — температура дымовых газов после экономайзера; 3 —

температура катализатора; ДТ] — 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;

МН₃-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-установ­ки, заключается в конверсии (переходе) SO₂ в SO₃, которая происходит на поверхности катализатора. При наличии аммиака протекают следую­щие 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 способ­ны 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

Воздух

NH₃+ воздух

CICB-реактор

Газ/мазут или пар высокого давления

Емкость с NH₃ и испаритель аммиака

К дымовой трубе

Атмосферный воздух к дутьевому вентилятору

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 °С, уходящие газы перед реактором следует подогревать. Так как регенеративного подогрева газа в этом случае недостаточно, прихо­дится 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 ка­тализаторов 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 ка­тализатора. Меньшее содержание пыли после электрофильтра и после се­роочистки делает возможным применение ячеек с меньшими размерами. Оба фактора ведут к уменьшению объема катализатора.

115

NH,

^rNH,

■■ 100 % P_NH = 90 %

DENOX-			РВП
реакгор

Дымовая труба

Рис. 4.15. Баланс аммиака по элементам газового трак", а котла

При использовании «холодной» СКВ-установки сокращается время для включения в работу реактора и упрощаются возможности размеще­ния установки. Последнее обстоятельство зачастую оказывается решаю­щим при сооружении «холодной» СКВ-установки на действующем обо­рудовании.

Вместе с тем применение СКВ-установки может привести к возникно­вению 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 ррт. Распределение этого проскока по частям газохода, расположенным за ре­актором «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 элек­трофильтре и удаляется вместе с уловленной золой. Если далее располо­жена сероочистка с получением товарного гипса, тогда 10 % аммиака мо­жет быть связано как в гипсе, так м в сточных водах сероочистки. Кроме того, около 10 % избыточного аммиака выбрасывается из дымовой трубы в атмосферу. Концентрация NH₃ в очищенных дымовых газах может со­ставлять примерно 0,6—0,7 мг/м .

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-уста­новки 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

Т СО-

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.

4.4Л. Применение технологии DENOX компании «Хальдор Топсе АО» на российских электростанциях

Наиболее эффективным и проверенным методом очистки дымовых га­зов от NO_X на сегодняшний день является селективное каталитическое восстановление N0^ аммиаком на оксидных ванадий-титановых катали­заторах.

Компания «Хальдор Топсе АО» [4.7] более 10 лет занимается вопроса­ми очистки дымовых газов в России. В ближайшее время в России в об­щей сложности предполагается оборудовать шесть энергоблоков систе­мой DENOX.

В конце 1993 г. ОАО «Мосэнерго» совместно с внешнеторговым объе­динением «Технопромэкспорт» был организован конкурс по оснащению энергоблоков вновь строящейся ТЭЦ-27 установками очистки дымовых газов от оксидов азота. На предварительном этапе были изучены и обсу­ждены проекты двух японских фирм Hitachi и Mitsubishi, германской SteinmUller, шведской ABB, 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 обору­дован этой системой в 1997 г., второй — в 1999 г. Данная система обеспе­чивает удаление 67 % исходного содержания NO_X с проскоком аммиака менее 5 ррт,

Впрыск аммиака осуществляется через сопло в газоход. Для хорошего распределения потока за входным каналом размещены направляющие ло­пасти. Катализатор (гофрированный катализатор «Топсе») загружен в два слоя. Спроектированная система не имеет возможности байпасирования реактора. Предварительный обогрев катализатора осуществляется горя­чим воздухом. Гарантированные рабочие показатели установки на пер­вом 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 ката­лизатора.

4.4.3. Электронно-лучевой способ очистки дымовых газов от NO^ и SO₂

Электронно-лучевой способ (ЭЛС) основан на облучении дымовых га­зов потоком (3-частиц (электронов). В результате протекания радиацион-но-химических реакций образуются реакционно-активные компоненты

О~; 01-Г; Н₂ . Они взаимодействуют с

и SO₂, в результате чего

117

< >

р с i г

Реактор с электронно­лучевой обработкой

t t

Воздух NH₃

Ф ильтр

Рис. 4.16. Упрошенная схема включения оборудования при использовании ЭЛС очистки дымовых газов от SO₂ и NO^

получаются более высокие оксиды азота и серы (NO₃ и SO₃), которые с водяным паром образуют пары азотной и серной кислот. При взаимодей­ствии с аммиаком, который вводится в газоход до стадии облучения,

получаются твердый нитрат и сульфат аммония. Эти реакции с О" имеют вид:

N0 + 20"

S0₂ + О"

4NO₃ + 2H₂O

-NO₃;

* SO₃; 4HNO₃

0

₂;

S0₃

Н₂0

HNO₃ + NH₃

2NH₃

H₂SO₄

• NH₄NO₃;

• (NH₄)₂SO₄.

Этот способ позволяет улавливать до 90 % оксидов серы и азота.

Принцип реализации электронно-лучевого способа газоочистки и схе­ма установки представлены на рис. 4.16 [4.33]. Примененные в схеме скруббер, теплообменник и каплеуловитель предназначены для насыще­ния дымовых газов водяным паром.

Достоинствами способа являются:

1. одновременная очистка дымовых газов как от NO_X, так и от SO₂;

2. отсутствие отходов;

_ш

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 эксплуатацион­ных трудностей при работе с радиационно опасным объектом строитель­ство подобной установки в России в 1999 г. было приостановлено.

_г

* лс

4.5. ОЦЕНКА ЗАТРАТ И ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ NO_X В ДЫМОВЫХ ГАЗАХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

В международной и отечественной практике принято вести раздель­ный анализ капитальных затрат на мероприятия по снижению выбросов в атмосферу, отнесенных на 1 кВт установленной мощности ТЭС, и экс­плуатационных расходов, отнесенных на 1 т уменьшения выброса вред­ного вещества.

Наибольший интерес представляют удельные капитальные затраты на мероприятия по снижению выбросов N0^ в атмосферу, отнесенные на 1 кВт установленной мощности (табл. 4.7). Как видно из таблицы, реали­зация режимно-технологических мероприятий сопровождается сущест­венно меньшими капитальными затратами по сравнению с использовани­ем различных методов азотоочистки. Из данных таблицы также следует, что реализация в настоящее время мероприятий по защите атмосферы от выбросов NO_X на базе отечественных оборудования и технологий позво­ляет в 2—3 раза снизить капитальные затраты по. сравнению с использо­ванием зарубежного оборудования.

Однако для технико-экономического анализа эффективности различ­ных мероприятий по сокращению выбросов оксидов азота необходимо все затраты свести к единому критерию [4.9]. Для этой цели выбран ме­тод приведенных затрат [4.34]. При этом принималось, что исходной яв­ляется концентрация NO_X в уходящих газах при стехиометрическом сжи­гании топлива в котле с вихревыми горелками и что средства подавления образования N0^ в котле отсутствуют. Для каждого типоразмера парово­го 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 мож­но найти оптимальный вариант снижения концентрации NO_r Оптималь-

119

Таблица 4.7. Удельные капитальные затраты на снижение выброса NO_t в атмосферу (по данным ВТИ)

Мероприятия по снижению выбросов ок- СИЛПЙ ЯЛОТЯ	Снижение вы­бросов N0 , %	Стоимость мероприятия, долл/ кВт установленной мощности
		в России	за рубежом
Оггтимизация 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-	40—65	6—8	20—25
сичные горелки
Трехступенчатое сжигание и малоток-	60—75	14—18	40—50
сичные горелки
СНКВ (топливо — уголь)	40—60	1—3	12—15
СКВ (топливо — уголь)	40—90	25—30	70—90
Двухступенчатое сжигание (или малоток-	50—75	4—6	13—16
сичные горелки) совместно с СНКВ
Усовершенствованное трехступенчатое	70—90	15—20	—
сжигание совместно с СНКВ

ным считается вариант, при котором либо затраты минимальны при рав­ном 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 NOj [4.9]. При этом были построены кривые затрат на отдельные меро­приятия, кривые затрат для комбинации двух мероприятий, кривые за­трат для комбинации трех мероприятий.

Затраты на мероприятия учитывали стоимость дополнительных мате­риалов 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 °С. В исходном состоянии при традиционном сжигании топлива котел имеет концентра­цию NO_X в уходящих газах 700 мг/м .

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_X до 38%;

2. далее следует установка новых горелок или рециркуляция продук­ тов сгорания с помощью дымососов рециркуляции газов, что дает сниже­ ние NOj до 50 %;

120

3500 3200

1500.^! 1000'

500

20

40

60

80

-

Рис. 4.17. Зависимость приведенных затрат 3 на мероприятия по снижению выбро­сов оксидов азота в атмосферу применительно к газомазутному котлу типа ТГМП-464 от степени снижения концентрации NO,,. AC_NO

/ — ступенчатое сжигание; 2 — ступенчатое сжигание с перераспределением подачи воздуха; 3 — рециркуляция газов с помощью ДРГ; 4 — рециркуляция газов на всас дуть­евого вентилятора; 5 — установка новых горелок; 6 — 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 NO_X до 70 %;

4. снижение выходной концентрации N0^ до 125 мг/м³, 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 освое­ния с 1960 по 1987 г. Эти технологии позволяют более чем на 99 % очи­щать дымовые газы от золовых частиц, на 97 % от оксидов серы, на 65—

121

70 % от оксидов азота, на 75—80 % от водяных паров. Полезное исполь­зование золошлаков доведено до 28 %.

Как видно из анализа данных [4.35], расходы на очистку выбросов и удаление отходов тепловых электростанций в процентах от общей стои­мости станции возрастали параллельно с ростом доли сокращения выбро­сов и отходов. Стоимость систем по защите окружающей среды от за­грязнения, которые установлены в соответствии с требованиями государ­ственных 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

Газотурбинные и парогазовые установки — одни из самых перспектив­ных энергетических установок для производства электрической и тепловой энергии. Их широкое применение во многих странах мира позволило су­щественно повысить экономичность электростанций и улучшить их эколо­гические характеристики.

' Газотурбинная установка (ГТУ) служит, как правило, основным зве­ном технологического процесса в схемах ПГУ и определяет специфику их работы. Современные тепловые схемы ГТУ выполнены по так назы­ваемой простой схеме, т.е. без промежуточного охлаждения воздуха и промежуточного подогрева продуктов сгорания. Газотурбинная установ­ка с открытой схемой (рис. 4.18, а) работает по термодинамическому циклу Брайтона (рис. 4.18, б) и состоит из осевого компрессора (ОК), ка­меры сгорания (КС) и газовой турбины (ГТ) [4.24]. Электрический гене­ратор (ЭГ) обычно присоединяется к ГТУ посредством соединительной муфты со стороны всаса воздуха в компрессор. Атмосферный воздух по­дается в компрессор через комплексное воздухоочистительное устройст­во (КВОУ) (на рис. 4.18, а не показано), которое обеспечивает поступле­ние л осевой компрессор воздуха при остаточной среднегодовой запы­ленности не более 0,3 мг/м , концентрации пыли с размером частиц более

20 мкм не выше 0,03 мг/м . Современные ГТУ в большинстве случаев из­готавливают одновальными с двухопорной конструкцией ротора.

Рабочими телами в ГТУ служат сжимаемый в компрессоре воздух и продукты сгорания топлива, поступающие после камеры сгорания в газо­вую турбину для расширения. Начальными параметрами рабочего цикла можно считать температуру Г₃ и давление р^ газов перед ГТ.

Обязательным элементом современной ГТУ должна быть система ох­лаждения большинства ее горячих деталей. Охлаждаются почти все ло­патки газовой турбины, а также диски рабочих колес и корпусные дета­ли. При начальной температуре газов 1100—1300 °С допустимая темпе-

122

Таблица 1.8. Структура установленной мощности электростанций России

с 1998 по 2015 г.

-2015 гг.

100

	1998 г. (отчет)			2005			2010			2015 г.
			Доля,			Доля,			Доля,			Доля,
Энергопро-	млн			млн		мощ-	млн		мощ-	млн		МОЩ-
изводитель	кВт	%	мощно-	кВт	%	ности	кВт	/о	ности	кВт	/о	НОСТИ
			сти всех			всех			всех			всех
			ТЭС			ТЭС			ТЭС			ТЭС
Всего по	206.9	100		210,2	100		231.2	100		270,4	100
России
В том числе:
ГЭС,	44,1	21,3		45,6	21,7		48,3	20,9		5-2,2	19,3
ГАЭС
АЭС	21,3	10,3		24,1	11,5		27,5	11,9		35,5	13,1
ТЭС	141,5	68,4	100	140,4	66,8	100	155,2	67,1	100	182,4	67.5	100
(всего)
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-				0,1	0,0		0,2	0,1		0,3 '	0,1
онные спо-
собы полу-
чения элек-
троэнергии

но-

57 % общей вводимой мощности ПГУ и ГТУ идет на замену демонтируе­мых или реконструируемых энергомощностей, ²/з вводимых ПГУ прихо­дится на последнее пятилетие рассматриваемого периода.

С учетом ввода новых мощностей перспективная структура установ­ленной 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-шва газом позволяет на 30 % снизить выбросы СО₂. Тенденция мировой ~,„^^„„„, — „^_т^^^м& _Гаэя в ллохззволстве я потреблении. Но в то же время и по ресурсным условиям, и по соображениям энергетической

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-	1268,5	1154	1231	1346
пользуемой воды
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-	861,1	758	894	942
пользуемой воды
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-	3234,0	2659	2897	3025
пользуемой воды .
Водоетведение 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-	69 446	75 249	99 348	142 043
пользуемой воды
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 — тепло­электроцентраль.

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 кВт•ч	%
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	—	—	3750	3750
ресурса на 10 лет)
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	58210

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	-1,4	22,9	39,3	60,8
мощности
Мощность демонтируемо-	15,1	8,8	27,3	51,2
го оборудования
Ввод необходимой	13,7	31,7	66,6	112,0
мощности

Таблица 1.7	Структура ввод*		1 энергомощностей, МВт
					Всего за \	2000—
Энергопроизводитель	2000 г.	2001— 2005 гг.	2006— 2010 гг.	2011— 2015 гг	2015	гг.
					абсолют	%
Всего ввод энергомощно-	1403	15717	29 776	66 148	113 044	100
стей*
В том числе:
ГЭС + Г АЭС"	378	2647	3761	3953	10 739	9,5
АЭС	—	2800	3445	11 673	17918	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	14610	12,9
В том числе ТЭЦ:	999	5574	7645	20 795	35013	31,0
ГТУ ТЭЦ	166	133	909	1663	2871	2,5
ПГУ ТЭЦ	—	755	2565	5103	8423	7,4
Прочие (ветроэлектро-	14	109	85	ПО	318	0,3
станции, дизельные и др.)

* 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 боль­шой мере, а до 2010 г. практически полностью, определена объектами, с уже начатым строительством.

В перспективе в общей структуре мощностей в результате ввода но­вых электростанций несколько уменьшается доля ГЭС и увеличивается доля АЭС.

Определяющим является масштабный ввод ГТУ (4 млн кВт) и особен­но 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 по 2015 г.

	1998 г. (отчет)				2005	г.	2010		г.		2015 1
			Доля,			Доля,			Доля,			Доля,
Энергопро-						%,			%,			%,
изводитель	млн кВт	%	мощно-	млн кВт	%	мощ­ности	млн кВт	%	мощ­ности	млн кВт	%	МОЩ­НОСТИ
			сти всех
						всех			всех			всех
			ТЭС			ТЭС			ТЭС			ТЭС
Всего по	206.9	100		210,2	100		231,2	100		270,4	100
России
В том числе:
ГЭС,	44,1	21,3		45,6	21,7		48,3	20,9		52,2	19,3
ГАЭС
АЭС	21,3	10,3		24,1	11,5		27,5	11,9		35,5	13,1
ТЭС	141,5	68,4	100	140,4	66,8	100	155,2	67,1	100	182,4	67.5	100
(всего)
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	1Д	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-				0,1	0,0		0,2	0,1		0,3	0,1
онные спо-
собы полу-
чения элек-
троэнергии

57 % общей вводимой мощности ПГУ и ГТУ идет на замену демонтируе­мых или реконструируемых энергомощностей, ²/з вводимых ПГУ прихо­дится на последнее пятилетие рассматриваемого периода.

С учетом ввода новых мощностей перспективная структура установ­ленной мощности электростанций представлена в табл. 1.8. * Газ как экологически наиболее чистое топливо в этой связи получает хополнительные преимущества, ибо замена каждой тонны твердого топ-шва газом позволяет на 30 % снизить выбросы СО₂. Тенденция мировой шергетики — 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 превышат в целом по стране половину всего энергопотребления.

Нефть и уголь по-прежнему сохраняют свои позиции в энергетич -ском балансе России и ее регионов, поэтому форсированный перевод Ti -пливоснабжения потребителей и особенно тепловых электростанций на газ стратегически неоправдан.

15