решено также использовать “Квинт”, но для более широкого круга задач. Кроме уже реализованных на блоке ¹ 5 функций регулирования и информационного сопровождения, намечалось решить новыми средствами и с новым качеством задачи управления и защиты оборудования. При этом планировалось:

обеспечить готовность к первичному регулированию частоты;

повысить надежность систем контроля и управления тепломеханическим оборудованием;

внедрить современные системы контроля электротехнического оборудования.

20 декабря 2002 г. был подписан договор с НИИ Теплоприбор о выполнении всех работ по полномасштабной реконструкции АСУ ТП энергоблока ¹ 6 Рязанской ГРЭС. Были привлечены другие организации:

ЛМЗ и ЗАО Промавтоматика – для внедрения новой системы регулирования турбины, обеспечи- вающей возможность участия блока в первичном регулировании частоты;

ОАО Электроцентроналадка – для проектирования и выполнения наладочных работ;

ОАО Электроцентромонтаж – для выполнения электромонтажных работ;

ЗАО БРАНД (г. Рязань) – для разработки ди- зайн-проекта и выполнения строительных работ по блочному щиту управления.

В сжатые сроки были подготовлены проекты АСУ ТП, электрической и строительной части, за-

казаны оборудование, материалы и комплектующие. Работа началась еще до вывода блока в ремонт с подготовки кабельных трасс. После того, как блок вывели в ремонт, начался демонтаж устаревшего оборудования (кабели, датчики, аппаратура). Весь блочный щит был демонтирован. Огромный объем работы был выполнен в предельно сжатые сроки: через 3 мес после вывода блока в ремонт все было готово к пуску.

Полностью преобразился блочный щит: вместо традиционных панелей и пультов с приборами и ключами – мониторы компьютеров. Проведены с хорошими результатами первые испытания новой системы регулирования турбины, налаживаются регуляторы тепломеханического оборудования, повышена информационная обеспеченность оперативного персонала.

Все это было бы невозможным без напряженного труда персонала котлотурбинного цеха ¹ 2, цеха ТАИ, электрического цеха; активной помощи и понимания со стороны генерального директора, главного инженера и его заместителей. Сроки согласования отдельных частей проекта всего проекта в целом и время наладки комплекса были сжаты до предела. Потребовались огромные усилия для организации монтажных работ многих десятков специалистов в условиях действующего предприятия и массовых ремонтных работ на энергоблоке. Самоотверженность и самоотдача персонала цехов позволили реализовать этот уникальный проект без длительного специального останова блока.

Опыт внедрения ВИР-технологии сжигания угля на Рязанской ГРЭС

Гурылев О. Ю., Поликарпов И. В., инженеры, Финкер Ф. З., êàíä. òåõí. íàóê

Рязанская ГРЭС – ООО “Политехэнерго”

ОАО “Рязанская ГРЭС” (ðèñ. 1) занимает особое место в энергетике России. Ее уникальность заключается в возможности сжигания различных видов топлива – твердое (уголь), газ и жидкое топливо (мазут) – на котлоагрегатах первой очереди П-59 и котлах ТГМП-204 второй очереди.

Для первой очереди Рязанской ГРЭС проектным было твердое топливо (с подсветкой мазутом и газом) – низкокалорийный подмосковный уголь,

имеющий характеристики: Q	ð	= 2530 êêàë êã,
	í

Àð = 22%, Wð = 34%.

Топливные режимы Рязанской ГРЭС рассчитаны на сжигание подмосковного угля как основного вида топлива. Его потребление в 1992 г. составляло 4,8 млн. т, или 95% общей поставки углей на электростанцию.

Несмотря на относительную близость месторождения, подмосковный уголь в пересчете на условное топливо оказался самым дорогим из всех сжигаемых на станции видов топлива.

Реформы в экономике страны и реструктуризация угольной промышленности поставили перед бассейном Тулауголь ряд новых, специфичных проблем, которые привели к сокращению добычи угля в 1996 г. до 2,6 млн. т. Они связаны, прежде всего, с падением спроса на угольную продукцию бассейна, высокими издержками производства, отрицательными экологическими последствиями в местах потребления угольной продукции. Падение добычи угля сопровождалось резким ухудшением качества угольной продукции, что сказалось на эффективности работы ГРЭС.

10	2003, ¹ 12

Все сказанное сделало невозможным увеличе- ние сбыта подмосковного угля в ближайшей перспективе. В 1996 г. доля подмосковных углей сократилась до 44% и увеличилась поставка других видов углей (при сокращении общего потребления угольного топлива на 1,3 млн. т).

Анализ топливной базы ТЭС Центрального района и, в частности, Рязанской ГРЭС, свидетельствует о необходимости ее переориентации в ча- сти поступления основной части угольного топлива из других районов страны.

Исходя из существующего состояния производственных мощностей угледобывающих предприятий России, растущая потребность в угле может быть обеспечена, в основном, за счет предприятий открытого способа добычи в Канско-Ачин- ском бассейне и в Кузбассе. Основной прирост потребности в энергетических углях будет приходиться на электроэнергетику, а реальным источником его обеспечения может стать канско- ачинский уголь. С одной стороны, канско-ачин- ские угли обладают значительно более низкими стоимостными показателями, чем угли Подмосковного бассейна. С другой стороны, Канско- Ачинский бассейн – практически единственный угольный бассейн, располагающий в настоящее время значительным резервом мощностей, и не требующий инвестиций для развития добычи. На бассейн приходится 77% всех запасов бурых углей России.

Невысокая зольность (5 – 14%) при теплоте сгорания 3000 – 3700 ккал кг предопределяет основное назначение канско-ачинских углей – производство электро- и теплоэнергии, а также коммунально-бытовые нужды.

Обоснование положения о перспективности использования углей Канско-Ачинского бассейна исходит также и из сравнительной оценки их каче- ственных показателей с углями других бассейнов с учетом выбросов, приходящихся на единицу сожженного условного топлива. В этом смысле бурые угли Канско-Ачинского бассейна обладают несомненными преимуществами. Так, приземная концентрация диоксида серы на уровне ниже 0,5 ПДК и лучшие показатели по выбросам оксидов азота обеспечиваются при сжигании только канско- ачинских углей. Выбросы золы при условии применения на электростанциях электрофильтров с эффективностью очистки 97,5 – 98% для углей действующих разрезов бассейна не превышают нормы удельных выбросов в соответствии с установленными требованиями.

Концентрации токсичных элементов в канско- ачинских углях находятся на уровне 0,1 – 0,2 потенциально опасных концентраций и значительно ниже, чем в углях других бассейнов. Низкое содержание золы в углях бассейна предопределяет возможности сокращения площадей золоотвалов на ТЭС и снижение скорости их заполнения. За-

траты на размол канско-ачинских углей ниже, чем для других бурых углей.

Расчеты показывают, что замена подмосковного угля канско-ачинскими дает снижение топливной составляющей на 0,024 руб (кВт ч).

Уменьшение выбросов в атмосферу золы, сернистого ангидрида, оксидов азота и оксида углерода в результате изменения физико-химических характеристик угля и уменьшения количества сжигания угля (за счет увеличения теплоты сгорания) в натуральном выражении, а также уменьшение платы за складирование золы на золоотвале дают экономию 20 – 40 млн. руб. в год в зависимости от объемов сжигания.

Канско-ачинские угли предпочтительнее подмосковного и с точки зрения эксплуатации. Из-за большого содержания золы и серы при сжигании подмосковного угля на котлах первой очереди имеется повышенный золовой износ поверхностей нагрева и низкотемпературная коррозия хвостовых поверхностей. Это приводит к снижению надежности, экономичности и большим объемам ремонтных работ.

Годовые затраты на материалы при замене быстроизнашивающихся деталей и оборудования систем пылеприготовления, ГЗУ, тягодутьевых механизмов составляют в среднем около 25 млн. руб. в год. По предварительным оценкам за счет уменьшения зольности угля и уменьшения количества потребления натурального топлива происходит увеличение срока службы бил со 140 – 150 до 250 ч. Уменьшение затрат на замену бил при переходе на канско-ачинские угли оценивается 15 млн. руб. в год.

Общая экономия условно-постоянных затрат в себестоимости составляет 85 млн. руб. Поэтому с 1992 г. началась закупка углей других месторождений, прежде всего, Канско-Ачинского бассейна, с постепенным замещением подмосковного угля. Если в 1992 г. доля подмосковного угля в топливном балансе РГРЭС составляла 95,8%, то в 1996 г. она снизилась до 43,9% и в настоящее время со-

2003, ¹ 12

11

5 9

7

8

10

6

12

11

3

14

4

1

13

2

!"#$ %

1 – водяной экономайзер; 2 – ÍÐ×; 3 – зона максимальной теплоемкости; 4 – ÑÐ×; 5, 9 – ширмовый пароперегреватель соответственно первой и второй ступени; 6, 8 – ВРЧ первой и второй ступени соответственно; 7 – потолочный пароперегреватель; 10 – конвективный пароперегреватель; 11, 12 – промежуточный пароперегреватель первой и второй ступени соответственно; 13, 14 –воздухоподогреватель первой и второй ступени соответственно

ставляет не более 20%. В то же время доля сжигания канско-ачинских углей возросла до 80%.

Энергоблоки первой очереди 300 МВт ст. ¹ 1 – 4 оборудованы единственными в своем роде котлоагрегатами П-59 производства ЗиО. Высота корпуса котлов составляет 62 м, т.е. на 20 м выше котлов, установленных на обычных тепловых станциях с энергоблоками такой же мощности.

Котел П-59 (ðèñ. 2) паропроизводительностью 990 т ч, однокорпусный, прямоточный со сверхкритическими параметрами пара (25,5 МПа, 545 545°С) Т-образной компоновки специально сконструирован для сжигания низкокалорийного подмосковного бурого угля (Qíp = 2530 êêàë êã;

545 545°С) при твердом шлакоудалении. Топочная камера котла размером 9,56 21,8 м

оборудована 32 прямоточными щелевыми горелками, расположенными на боковых стенах в два яруса по встречно-смещенной схеме.

Для стабилизации горения топливно-воздуш- ной смеси крайних горелок предусмотрены воздушные сопла, установленные на каждом ярусе вблизи фронтовой и тыльной стен топки на одной отметке с горелками. Расчетная температура газов на выходе из топки составляет 990°С.

Для очистки экранов НРЧ в топке на отметке 18,5 м установлены четыре аппарата водяной об-

дувки. Зона обдувки по высоте топки: от середины холодной воронки до отметки 23 м. Очистка ширм обеих ступеней производится с помощью размещенных в поворотных камерах сопл паровой “пушечной обдувки”. Трубчатый воздухоподогреватель (ТВП) – двухступенчатый, каскадного типа.

Котел П-59 снабжен восемью пылесистемами прямого вдувания с молотковыми мельницами типа ММТ-2000 2590 590, оборудованными инерционными сепараторами ВТИ. Сушильно-транс- портирующим агентом является горячий воздух, отбираемый за второй ступенью ТВП. Каждая мельница снабжает пылью четыре горелки.

Тягодутьевая установка котла состоит из двух вентиляторов ВДН-25 2 и двух осевых дымососов ДОД-41,5. Очистка газов от золы осуществляется в двух параллельно включенных фильтрах производства LuK бывшей ГДР.

За 20 лет работы электростанции качество поставляемого подмосковного угля неуклонно ухудшалось: зольность достигла 50%, теплота сгорания снизилась до 1815 ккал кг.

Использование углей Кимовского разреза приводило к интенсивному шлакованию радиационных поверхностей нагрева. При нагрузке от 250 МВт и выше на котлах наблюдалось шлакование НРЧ, начиная с отметки 10,5 м и до отметки 30 м. Размеры глыб в отдельных местах выступали

âтопку до 1,5 м. При обрушении шлака в низ топки выходили из строя шнеки шлакоудаления, образовывались завалы холодной воронки, требующие останова котла. Кроме того, повышенное содержание внешней влаги и плохая сыпучесть угля приводили к забиванию течек на узлах пересыпки, к сходу цепей на дозаторах и питателях сырого угля.

Работа систем пылеприготовления при высокой абразивности топлива из-за большого содержания колчедана в угле сопровождалась многочисленными остановами для устранения пылений и замены бил в мельницах. Большое содержание в топливе серы (до 7%) привело к недопустимо высоким выбросам оксидов серы в атмосферу. Оборудование при работе на подмосковном угле не обеспечивало проектной нагрузки. В результате была проведена перемаркировка мощности блоков

âсторону уменьшения установленной мощности станции на 80 МВт (снижение установленной

мощности каждого пылеугольного блока до

280ÌÂò).

Âсложившихся условиях после проведения тщательного анализа топливной базы страны руководство РГРЭС приняло решение о поставках углей других месторождений и, прежде всего, кан- ско-ачинских. Если в 1992 г. доля сжигания кан- ско-ачинских углей составляла лишь 4,8%, то к 1997 г. она возросла до 83,1%.

Особенности канско-ачинских углей во многом были известны на Рязанской ГРЭС, так как в тече- ние первых 5 лет, начиная с 1992 г., их сжигали в

12	2003, ¹ 12

неорганизованной смеси, в основном, с подмосковным углем при среднеэксплуатационных отношениях от 15 до 30%.

Однако переход на длительное сжигание кан- ско-ачинских углей в чистом виде резко усилил проблемы, связанные с взрывобезопасностью пылесистем и шлакованием поверхностей нагрева.

К началу 2000 г. блоки первой очереди Рязанской ГРЭС имели наработку около 170 – 180 тыс. ч. Среднеэксплуатационная нагрузка блоков уже длительное время находилась на уровне 200 МВт в основном из-за шлакования конвективных поверхностей нагрева. При этом средняя наработка блока за год составляла около 5 – 6 тыс. ч.

Для организации сжигания канско-ачинских углей на Рязанской ГРЭС были привлечены специ- алисты-котельщики ОРГРЭС, которые с 1997 по 2000 г. занимались наладкой режимов работы котлов первой очереди при сжигании канско-ачин- ских углей и их смесей.

На основании результатов опытно-промыш- ленного сжигания проведена модернизация горелочных устройств с отклонением пылевоздушной смеси на выходе из горелок на 10 – 20° вниз за счет установки специальных направляющих. Были выполнены рекомендации по восстановлению проектного подключения пылепроводов мельниц. Совместными усилиями ОРГРЭС, Центрэнерго и Рязанской ГРЭС была обеспечена взрывобезопасная работа пылесистем в основном за счет восстановления воздействия первой ступени защиты от повышения температуры за мельницами с вводом распыленной воды в воздухоподающий короб. Достаточно успешно были решены проблемы приемки, хранения и смешения углей, переведены на пневмотранспорт наиболее аварийные участки сбора золы под полями электрофильтров.

Однако так и не была решена проблема по сжиганию чистого березовского угля во всем диапазоне нагрузок по условиям бесшлаковочного режима работы поверхностей нагрева котла.

Так, котел ст. ¹ 1, как и другие работавшие котлы, имел за первое полугодие 2001 г. шесть остановов на 5 – 10 сут., во время которых проводились “ручные” очистки конвективного пароперегревателя (КПП) и других конвективных поверхностей нагрева с удалением до 50 т спекшихся золовых отложений (ðèñ. 3). Причем, из-за низкой эффективности таких очисток недостаток тяги при нагрузках 240 – 260 МВт ощущался почти постоянно. Даже более длительные и тщательные очи- стки конвективных поверхностей нагрева во время текущих и капитальных ремонтов блоков не позволили заметно увеличить резервы по тяге. Не было получено и ожидаемое повышение экономичности, несмотря на переход на более высококалорийный уголь. Основной причиной явилось повышение температуры уходящих газов на 10 – 15°С.

& ' (

Проведенная модернизация горелочных устройств позволила лишь снизить уровень максимальных температур (1450 – 1600°С) с отметки 17 м на 2 – 3 м вниз, однако она не устранила общий высокий пирометрический уровень температур, т.е. причину шлакования. Растягивание факела привело к увеличению температур перед ширмами с 1000 – 1050 до 1050 – 1100°С, а в поворотной камере с 700 – 750 до 750 – 800°С.

Таким образом, длительная эксплуатация котлов на чистом березовском угле без последующих остановов для “расшлаковки” ограничивалась температурой газов в поворотных камерах котла 800°С, что обусловливает уровень длительно возможной нагрузки котлов в диапазоне 200 –

220ÌÂò.

Âэтот же период энергоблоки первой очереди

Рязанской ГРЭС были перемаркированы на 260 МВт. Причем, несение данной нагрузки возможно лишь при сжигании организованной смеси углей, в которой доля березовского угля не превышает 50%.

Решить проблему смешения различных марок углей позволил ввод в эксплуатацию в 2000 г. укладчика-заборщика роторного (УЗР 1500 1500). Ввод в работу УЗР 1500 1500 позволил:

добиться необходимого оптимального состава (смеси) различных типов углей при смешивании их непосредственно в процессе укладки и забора со склада;

выполнить автоматизацию процесса закладки, угольного штабеля и забора материала из него.

Однако поставки подмосковного угля были нерегулярными и не могли обеспечить необходимые потребности станции. Поэтому вопрос о возможности сжигания канско-ачинских углей на котлах первой очереди так и оставался открытым.

В 1999 – 2000 гг. специалисты ПТО, КТЦ-1 Рязанской ГРЭС начали поиски технологий, способных обеспечить максимально длительный бесшлаковочный режим работы котлоагрегатов. В конце

2003, ¹ 12

13

Топливо+воздух

Топливо

Воздух

) ( *+ ", (

2000 г. на Рязанскую ГРЭС с предложением об использовании технологии низкоэмиссионного сжигания топлива на станции обратилось внедренче- ское предприятие ООО “Политехэнерго”. Сама идея сжигания, построенная на создании в топке вихревой зоны, была известна достаточно давно. Технология низкоэмиссионного сжигания прошла широкую апробацию в 70 – 80-х годах путем реконструкции котлов при сжигании практически всей гаммы органических видов топлива. Однако все модернизированные до этого котлы отлича- лись небольшой паропроизводительностью (от 20 до 420 т ч). Кроме того, относительно большие затраты на модернизацию (в отдельных случаях выполнялся перегиб фронтового и заднего экранов), необходимость переноса горелок в один ярус на одну сторону (в современных компоновках такие мероприятия невозможны), а также эрозия экранов при высокоскоростном потоке нижнего воздуха (до 100 м с), повышенный механический недожог привели к тому, что в течение последних 20 лет НТВ-топка не была востребована котлопроизводителями и на электростанциях (ðèñ. 4).

Внедренческое предприятие ООО “Политехэнерго” предложило станции более совершенную конструкцию вихревой топки и, как следствие, более совершенную технологию сжигания (ВИР-тех- нологию). Однако к тому времени все модернизации, выполненные ООО “Политехэнерго”, проводились лишь на небольших по паропроизводительности котлах и к тому же за границей Российской Федерации. Поэтому станция шла на определенный риск в плане возможности повышения эффективности работы котлоагрегатов после их реконструкции.

Тем не менее, в 2001 г., при поддержке РАО “ЕЭС России” руководство Рязанской ГРЭС выдало предприятию ООО “Политехэнерго” техниче- ское задание на разработку проекта модернизации

котлов П-59 на основе низкоэмиссионного вихревого метода сжигания.

По требованию станции (на основании печального опыта сжигания березовских углей) специалисты ООО “Политехэнерго” внесли в проект поправку по конструктивному расположению дефлектора и устройства ввода нижнего дутья. Был увеличен зазор между кромкой дефлектора и аэродинамическим “носом” устройства ввода нижнего дутья. Кроме того, для оценки влияния тонины помола на интенсивность образования шлаковых отложений модернизация сепараторов мельниц для угрубления помола была выполнена только на че- тырех пылесистемах из восьми.

Реконструкция проводилась во время капитального ремонта котла в июле–октябре 2001 г. После реконструкции бригадой специалистов ООО

“Политехэнерго”, Фирмы ОРГРЭС и Рязанской ГРЭС были выполнены предварительные наладоч- ные работы при сжигании березовского угля, на котором котел отработал около 1500 ч. По результатам предварительной наладки руководство РАО “ЕЭС России”, Рязанская ГРЭС и ООО “Политехэнерго” приняли решение о проведении комплексных режимно-наладочных испытаний котла ст. ¹ 2 для определения возможности длительной работы блока на максимально достижимой бесшлаковочной нагрузке при сжигании непроектного березовского угля.

Испытания проводились по программе, согласованной и утвержденной в РАО “ЕЭС России”. К испытаниям, кроме основного исполнителя ООО

“Политехэнерго”, были привлечены лучшие специалисты профильных научных институтов (Фирма ОРГРЭС, ВТИ, УралВТИ, СибВТИ и представитель завода-изготовителя ОАО “Инжиниринговая компания ЗИОМАР”).

До начала проведения основных опытов по предложению участников испытаний были проведены зачистки контрольных участков практически по всем поверхностям нагрева.

Основные опыты со всеми специальными измерениями были начаты 9 апреля и проводились до 25 апреля. Всего на котле ст. ¹ 2 проведено 22 опыта в диапазоне нагрузок от 180 до 280 МВт. При этом по возможностям диспетчерского графика котел работал с максимально разрешенными нагрузками. С 9 по 27 апреля котел ст. ¹ 2 проработал 300 ч с нагрузками 260 МВт и более. 27 апреля котел ст. ¹ 2 был остановлен для повторного контрольного осмотра и отбора образовавшихся отложений с топочных и конвективных поверхностей нагрева. На этом комплексные испытания котла были завершены.

По результатам испытаний можно отметить следующие моменты:

1. На Рязанской ГРЭС, впервые в России для котлов такой мощности, сразу получен положительный результат внедрения новой технологии.

14	2003, ¹ 12

2. После модернизации за счет снижения загрязнений и улучшения тепловой эффективности конвективных поверхностей котла температура уходящих газов за дымососом снизилась на 20 – 30°С и при Náë = 270 280 МВт находилась в пределах 170 – 185°С при óõ = 1,8 1,85. В этих условиях потери с уходящими газами q2 = 11,9 12,5%. Во время испытаний 1997 г. при меньших нагрузках (240 – 250 МВт) и практиче- ски таких же óõ = 1,73 1,85 температура уходящих газов за дымососом была равна 200°С, а q2 = 14 16%.

3.Результаты испытаний подтвердили, что ВИР-технология сжигания влияет на процессы преобразования минеральной части топлива, приводящие к повышению температуры плавления золы, снижению температуры в зоне горения и по газовому тракту. Применение технологии приводит к образованию стабильных соединений, связывающих Са, S, а также свободное железо. Связывание этих компонентов повышает связывание серы, восстановление оксидов железа и повышает температуру плавления золы. Следовательно, рассредоточенная подача воздуха и наличие обширных зон с недостатком кислорода приводят к:

снижению температуры факела в зоне горения; восстановлению Fe;

образованию стабильного соединения CaSO4, связывающего CaO и S;

повышению разности температур плавления минеральной части и факела.

4.Состояние поверхностей нагрева котла после перевода на сжигание по ВИР-технологии позволяет рассматривать ее как механизм, повышающий длительную бесшлаковочную нагрузку, экономические и экологические показатели и позволяющий избавиться от необходимости установки дополнительных средств очистки поверхностей нагрева (ðèñ. 5).

По мнению специалистов УралВТИ для котла П-59 можно говорить о малой вероятности возникновения ограничений по условиям шлакования на котле, реконструированном по ВИР-техноло- гии. С течением времени и при любом развитии ситуации бесшлаковочная нагрузка реконструированного котла будет примерно на 100 МВт выше, чем в проектном исполнении.

Недопустимый рост температуры газов в поворотном газоходе обусловлен повышенным шлакованием топочных экранов при условии образования на них прочных первичных отложений. Котлы П-59 много лет работали на подмосковном угле, для которого склонность к образованию и интенсивность формирования железистых отложений существенно выше, чем для березовского угля. Механизм и граничные условия образования рассматриваемых отложений для обоих углей одинаковые, и нет оснований полагать возможность их

# -!! , ( . // 0

дополнительного развития сверх существующего на данный момент уровня.

5. Исследования показали, что летучая зола березовского угля с котла П-59 при ВИР-технологии более сульфатизирована, по сравнению с золой при традиционном сжигании, следовательно, меньше склонна к образованию прочных отложений за счет дальнейшей сульфатизации в отложениях. Появления отрицательных свойств летучей золы в ВИР-технологии, включая результаты СибВТИ, по содержанию свободной и активной окиси кальция не обнаружено.

Из изложенного следует, что при равных температурных условиях (а при ВИР-технологии это обеспечивается при более высокой на 100 МВт нагрузке) дополнительных затруднений по сульфат- но-кальциевым отложениям в конвективной шахте по сравнению с традиционным сжиганием на нереконструированном котле, как минимум, не прогнозируется.

6. Реконструкция котла ст. ¹ 2 позволила уменьшить выбросы оксидов азота с дымовыми газами по сравнению с нереконструированным котлом ст. ¹ 1 (проектный вариант) на 100 – 200 мг м3. Минимальный уровень эмиссии NOx составил 190 мг м3 ( = 1,4), что является одним из самых низких показателей для пылеугольных котлов. Концентрации оксидов серы в дымовых газах в результате перехода на ВИР-процесс снизилась с 1000 – 1200 до 600 – 840 мг м3 ( = 1,4). При этом следует особо отметить, что при уменьшении на 50°С максимальной температуры газов в топке (с 1405 до 1355°С) концентрации SО2 снижались на 25 – 30%. Это показывает путь и возможность достижения показателей, соответствующих действующим в России экологическим нормам, при проектировании современного котельного оборудования, и в том числе – нового котла для первой оче- реди Рязанской ГРЭС.

2003, ¹ 12

15