CC BY
9
УДК 621.311.22 DOI 10.18635/2071-2219-2016-4-5-9
Содержание токсичных продуктов в уходящих газах перспективных угольных энергоблоков
660 и 1060 МВт
М. С. Иваницкий,
филиал НИУ МЭИ в г. Волжском, доцент кафедры «Теплоэнергетика и теплотехника»,
кандидат технических наук
Для активного внедрения в энергетике природоохранных мероприятий разрабатываются перечни наилучших доступных и инновационных технологий, применение которых позволит повысить экологическую безопасность и энергетическую эффективность генерирующих комплексов. Реализация мер по использованию наилучших доступных технологий на ТЭС намечена на 2018 г. Одно из самых актуальных направлений исследований в области повышения экологической безопасности ТЭС - снижение выбросов токсичных продуктов сгорания органических топлив. К наиболее токсичным продуктам сгорания относится бенз(а)пирен.
Ключевые слова: природоохранные технологии, ТЭС, выбросы, предельно допустимая концентрация, бенз(а)пирен.
Проекты пылеугольных энергоблоков мощностью 660 и 1060 МВт были разработаны в 2007-2008 гг. совместными усилиями ряда организаций в целях использования экологичных инновационных технологий генерации тепловой и электрической энергии на ТЭС. В условиях горения угля в топочных устройствах котлов в атмосферу выбрасываются загрязняющие вещества: оксиды азота, углекислый газ, монооксид углерода, сернистый ангидрид, полиароматические углеводороды, в частности бенз(а)пирен, и другие токсичные компоненты. Для котлов мощностью более 300 МВт бенз(а)пирен не входит в список компонентов выбросов, которые подвергаются обязательному нормированию, однако в промышленных районах его выбросы от ТЭС в воздушный бассейн могут быть лимитированы, если при рассеивании его концентрация в атмосферном воздухе превышает значение максимальной разовой концентрации 0,05 ПДКмр. Предельно допустимая концентрация бенз(а)пирена в воздухе равна 1 нг/м3, что показывает его высокое токсическое действие. Оценка уровня выброса бенз(а)пирена в новых условиях генерирования мощностей с использованием новых пыле-угольных энергоблоков мощностью 660 и 1060 МВт должна проводиться с учетом наличия в уходящих газах котлов продуктов неполного сгорания (СО, коксовые и сажистые частицы), характеризующих процесс конверсии отходящих газов [1, 4-9].
Объектами настоящего исследования являются перспективные пылеугольные энергоблоки паро-производительностью 1750 и 2955 т/ч на суперсверх-критических параметрах пара (ССКП), с газоплотными экранами, малотоксичными вихревыми горелками и системой твердого шлакоудаления. Основным планируемым топливом является кузнецкий уголь марок Г и Д, возможно применение угля других
месторождений [1]. В качестве варьируемых режимных параметров применяется коэффициент избытка воздуха в диапазоне 1,15-1,25. Нагрузка энергоблоков постоянная. Для обеспечения экологических показателей используются режимные и конструктивные решения, связанные с рециркуляцией дымовых газов, трехступенчатым сжиганием угля, нижним дутьем, регулированием избытка воздуха и температуры в зоне активного горения топочной камеры. Расход уходящих газов при варьировании коэффициента избытка воздуха и вида угля в номинальном режиме работы изменяется для энергоблока 660 МВт в пределах 728,1-898,0 м3/с, для энергоблока 1060 МВт - в диапазоне 1239,5-1390,3 м3/с. Температура уходящих газов в номинальном режиме работы энергоблоков составляет 1400С. Механический недожог угля для топлив принимается в диапазоне 0,5-7,0 % в соответствии с [2].
Концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах котлов за золоуловителями при факельном сжигании углей С^, приведенная к избытку воздуха в газах а = 1,4, рассчитывается по формуле [3]:
(1)
е ы
где А - коэффициент, характеризующий конструкцию нижней части топки в зависимости от вида шлакоудаления (для котлов с твердым шлакоудалением А = 0,521);
Qp - теплотворная способность топлива, МДж/кг; а - коэффициент избытка воздуха в дымовых газах на выходе из топочной камеры;
А', = Кд ■ Кзу - произведение коэффициентов для '=1 учета влияния нагрузки котла и
степени улавливания золоуловителями.
эмшштшшшшттшмшжтшшшт
Погрешность методики - не более 20 %. Коэффициент, учитывающий степень улавливания в золоуловителе, рассчитывается с помощью выражения [3]:
Кзу~1 ПзУ10(Г
(2)
гДе Лзу
степень задержки бенз(а)пирена (для сухих аппаратов равна 0,7); Ъ - эффективность работы электрофильтра, %.
Удельный выход вещества определяется по формуле [2]:
(3)
где М - массовый выброс компонента дымовых газов, г/с; В - расход угля, кг/с.
В табл. 1-2 приведены экологические показатели и характеристики, обусловливающие процесс сжигания угольного топлива для энергоблоков на ССКП мощностью 660 и 1060 МВт. Показатели приведены без учета задержки вредных компонентов в газоочистных системах для определения максимальных токсичных и канцерогенных выбросов в воздух атмосферы.
В табл. 1 представлены расчетные объемные концентрации СО2, удельный выход СО, удельные выбросы СО2 и бенз(а)пирена в процессе работы пылеугольных энергоблоков на ССКП мощностью 660 и 1060 МВт для номинальной нагрузки.
Нормативные удельные выбросы оксидов азота и сернистого ангидрида можно обеспечить за счет применения методов селективного воздействия на N02, мокрого и сухого известкования соединений S02 перед удалением в ствол дымовой трубы.
В табл. 2 приведены данные о содержании бенз(а)пирена в уходящих газах перспективных энергоблоков на ССКП мощностью 660 и 1060 МВт
Таблица 1
Экологические показатели работы пылеугольных энергоблоков на ССКП
Уголь, месторождение Р С02, % СО, мг/м3 К»2, г/МДж КБП106, г/МДж
660 МВт
Кузнецкий бассейн, Г, РОК1 0,109 14,17 287 144,53 1,017
Кузнецкий бассейн, Г, Р, СШ 0,126 14,04 294 140,10 1,096
Подмосковный бассейн, Б2, Р, ОМСШ 0,092 12,66 238 155,53 0,498
Донецкий бассейн, А, штыб, СШ 0,036 15,85 295 157,89 0,865
Кузнецкий бассейн, Д, Р, СШ 0,142 11,46 286 117,15 1,016
1060 МВт
Кузнецкий бассейн, ОС, Р 0,100 14,69 336 147,82 1,199
Кузнецкий бассейн, 1СС, Р, отсев 0,107 14,40 289 145,88 1,038
Кузнецкий бассейн, Ж, промежуточный продукт 0,143 13,75 283 142,73 0,847
Березовское месторождение, Б2, Р 0,067 13,98 260 157,81 0,768
Экибастузское месторождение, СС, Р 0,107 14,24 289 144,09 0,764
Таблица 2
Выход бенз(а)пирена от перспективных угольных энергоблоков на ССКП мощностью 660 и 1060 МВт
Уголь, месторождение СБП, мкг/мг3, для а = 115 СБП, мкг/м3 для а = 120 СБП мкг/м3, для а= 125
660 МВт
Кузнецкий бассейн, Г, РОК1 2,129/0,639 1,975/0,593 1,835/0,551
Кузнецкий бассейн, Г, Р, СШ 2,343/0,703 2,174/0,652 2,020/0,606
Подмосковный бассейн, Б2, Р, ОМСШ 0,867/0,260 0,804/0,241 0,747/0,224
Донецкий бассейн, А, штыб, СШ 1,853/0,556 1,719/0,516 1,598/0,479
Кузнецкий бассейн, Д, Р, СШ 2,121/0,636 2,361/0,708 1,829/0,549
1060 МВт
Кузнецкий бассейн, ОС, Р 2,545/0,764 2,361/0,708 2,194/0,658
Кузнецкий бассейн, 1СС, Р, отсев 2,187/0,656 2,029/0,609 1,886/0,566
Кузнецкий бассейн, Ж, промежуточный продукт 1,741/0,522 1,615/0,485 1,501/0,450
Березовское месторождение, Б2, Р 1,453/0,436 1,348/0,404 1,253/0,376
Экибастузское месторождение, СС, Р 1,613/0,484 1,496/0,449 1,390/0,417
6
для номинальной нагрузки. Указаны концентрации до и после 70 % задержки твердых частиц в электрофильтре.
Анализ полученных данных показывает, что удельный выброс СО при потере тепла от химического недожога 0,15 % составляет 0,148 г/МДж. Максимальная концентрация бенз(а)пирена, равная 2,545 мкг/м3, наблюдается в условиях работы энергоблока мощностью 1060 МВт на кузнецком угле ОС, Р. Минимальное содержание, равное 0,804 мкг/м3, отмечено для работы энергоблока мощностью 660 МВт на подмосковном угле Б2, Р, ОМСШ. Для этого угля определена максимальная концентрация зольных частиц, равная 470,4 мг/м3, с учетом 99 % очистки продуктов сгорания в электрофильтре.
Высокий удельный выход золы приводит к нарушению устойчивого воспламенения пылеугольной смеси и заносу амбразур горелок и конвективных поверхностей летучими частицами. Ведение надежных режимов горения топлива со стабильным воспламенением смеси также требует соблюдения температурного уровня начала процесса шлакования для всех рассмотренных марок углей (подмосковный Б2, Р, ОМСШ: £шл = 1500 ОС; донецкий А, штыб, СШ: £шл = 1240 ОС; кузнецкий Г, РОК1: £шл = 1450 ОС; кузнецкий Г, Р, СШ: £шл = 1340 ОС; кузнецкий ОС, Р £шл = 1395 ОС; кузнецкий 1СС, Р, отсев: £шл = 1410 ос кузнецкий Ж, промежуточный продукт: £шл = 1300 ос кузнецкий Д, Р, СШ: <:шл = 1310 ОС; березовский Б2, Р £шл = 1310 ОС; экибастузский СС, Р: £шл = 1500 ОС).
Графическая зависимость концентрации бенз(а)пирена в уходящих газах от топливного коэффициента Р в процессе работы пылеугольных энергоблоков на ССКП (варианты) для а = 1,2 показана на рис. 1.
2400
2000
1600
1200
800
В условиях сжигания экибастузского угля СС, Р в рассматриваемом диапазоне параметров работы энергоблоков выявлена концентрация бенз(а)пирена, равная 1613 нг/м3 для а = 1,15. Горение кузнецкого угля Д, Р, СШ на номинальной нагрузке энергоблока сопровождается выходом 2361 нг/м3 бенз(а)пирена при а = 1,2; содержание его в дымовых газах для а = 1,15 равно 2545 нг/м3. Использование кузнецкого угля РОК1 на номинальном режиме работы энергоблока характеризуется выходом 2129 нг/м3 бенз(а)пирена; при а = 1,2 концентрация бенз(а)пирена равна 1975 нг/м3.
На рис. 2 приведена графическая зависимость содержания бенз(а)пирена в уходящих газах от концентрации СО и СО2 для номинального режима работы энергоблоков мощностью 660 и 1060 МВт.
Сбп, нг/м3
СО2, %
2300
1900
1500
1100
700
□
X □
□ п
> < / Я
/Й а
' □ X
16,6
15,9
15,2
14,5
13,8
13,1
12,4
11,7
230
260
290 СО, мг/м3
320
11,0 350
0,036 0,066 0,096 0,126 0,156 Р
Рис. 1. Концентрация бенз(а)пирена в уходящих газах в зависимости от топливного коэффициента Ь в процессе работы современных угольных энергоблоков
Рис. 2. Зависимость содержания бенз(а)пирена в уходящих газах от концентрации СО и СО2 для номинального режима работы угольных энергоблоков мощностью 660 и 1060 МВт
Максимальный удельный выход СО в рассматриваемом диапазоне параметров равен 336 мг/м3, соответствующий концентрации бенз(а)пирена, равной 2194 нг/м3. Анализ рис. 2 показывает линейный рост содержания бенз(а)пирена от концентрации СО в уходящих газах. В случае увеличения выхода СО от 238 до 336 мг/м3 содержание бенз(а)пирена в уходящих газах возрастает с 747 до 2194 нг/м3. Таким образом, повышение выхода СО на 1 % способствует увеличению содержания бенз(а)пирена в дымовых газах на 2,3 %. Минимальная концентрация монооксида углерода составляет 238 мг/м3, полученная для условий сжигания подмосковного угля Б2, Р, ОМСШ.
СБП нг/м3
Рис. 3 демонстрирует графическую зависимость удельного выхода бенз(а)пирена от удельного содержания СО2 в продуктах сгорания угольных энергоблоков мощностью 660 и 1060 МВт.
Кбп • 106, г/МДж
155 170
Ксо2, г/МДж
Рис. 3. Зависимость удельного выхода бенз(а)пирена от удельного выхода СО2 в продуктах сгорания угольньк энергоблоков мощностью 660 и 1060 МВт
Удельный выход СО2, равный 157,89 г/МДж, характеризующий сжигание угля А, штыб, СШ Донецкого месторождения, является максимальным для рассмотренных условий работы энергоблока. Минимальный удельный выход СО2, составляющий 117,15 г/МДж, наблюдается в условиях горения кузнецкого угля Д, Р, СШ. Обработка полученных данных позволяет заключить, что увеличение удельного выхода СО2 на 1 % способ-
ствует сокращению содержания бенз(а)пирена в уходящих газах более чем на 2 %.
Численный анализ влияния топливного коэффициента для разнородных по химическому составу углей выявил экстремальный характер зависимости содержания бенз(а)пирена в уходящих газах при Р = 0,096. Отношение объемных концентраций углерода и водорода в топливе в этом случае качественно характеризует удельный выход бенз(а)пирена в зависимости от содержания тяжелых углеводородов в угле. Для рассмотренных марок топлива установлена линейная зависимость выхода СО от удельного содержания бенз(а)пирена в продуктах сгорания, подтверждающая возможность применения концентрации СО для косвенной оценки наличия бенз(а)пирена в уходящих газах для обычных режимов сжигания топлива. Процессы конверсии СО до СО2 в этом случае продолжаются вплоть до выхода продуктов сгорания в ствол дымовой трубы.
Приведенные графические зависимости позволяют проводить экспресс-анализ содержания канцерогенных веществ в продуктах сгорания при определении предельно допустимых выбросов на основе индикации бенз(а)пирена, при том что его концентрация в уходящих газах котлов на практике определяется аналитически с помощью труднодоступных хроматографических измерительных систем. Относительная погрешность экспресс-анализа содержания бенз(а)пирена в дымовых газах графическим методом составляет не более 20 %.
Внедрение экологичных методов на основе наилучших доступных технологий позволит энергетическим предприятиям частично освободиться от платы за негативное воздействие на окружающую среду. Реализация дорогостоящих воздухоохран-ных мероприятий на ТЭС может способствовать росту тарифов на тепловую и электрическую энергию, но при этом позволит повысить экологическую безопасность эксплуатируемых энергоуста-
Литература
1. Тумановский А. Г., Ольховский Г. Г. Пути совершенствования угольных ТЭС России / / Электрические станции. - 2015. - № 1. - С. 67-73.
2. Тепловой расчет котлов (нормативный метод). - СПб., 1998.
3. РД 153-34. 1-02. 316-2003. Методика расчета выбросов бенз(а)пирена в атмосферу паровыми котлами электростанций. - М., 2003.
4. Westerholm R., Stenberg U., Alsberg T. Some aspects of the distribution of PAH between particles and gas phase from diluted gasoline exhaust generated with the use of dilution tunnel and its validity for measurement in ambient air / / Atmospheres Environmental. - 1988. - Vol. 22. - No. 5. - Pp. 1005-1010.
5. Longwell J. P. The formation of polycyclic aromatic hydrocarbons by combustion / 19th Symposium (International) on Combustion. - The Combustion Institute, 1982. - Pp. 1339-1350.
6. Герасимов Г. Я., Росляков П. В. Моделирование кинетики образования полициклических ароматических углеводородов в пылеугольном факеле / / Вестник МГУ. - 1999. - Т. 40. - № 1. - С. 56-59.
7. Росляков П. В., Закиров И. А., Ионкин И. Л., Егорова Л. Е. Исследование процессов конверсии оксида углерода и бенз(а)пирена вдоль газового тракта котельных установок / / Теплоэнергетика. - 2005. -№ 4. - С. 44-50.
8. Longwell J. P. Polycyclic aromatic hydrocarbons and soot from practical combustion systems. Soot in combustion systems and its toxic properties / J. Lahaye and G. Prado (ed.). - New York, London: Plenum Press. - 1983. - Pp. 37-56.
9. Иваницкий М. С., Грига А. Д. Построение модели расчета концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах энергетических котлов / / Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. - 2014. -№ 5-6. - С. 43-47.
Toxic products in flue gas emissions from the new 660 MW and 1060 MW coal power generation units
M. S. Ivanitskiy,
The Volzhsk Branch of MPEI, PhD, associate professor
Environmental-friendly best available technologies are ready now to serve purposes of ecological safety and energy efficiency in power engineering. Since 2018, there will be start of wide use of best available technologies in power plants. Now, reducing of toxic emissions from power plants which are results of fossil fuel combustion is one of the most serious challenges. Benzo(a)pyrene is among the most hazardous flue gas products. The author discusses estimation methods for numerical analysis of toxic products including benzo(a)pyrene in flue gas emissions from the new 660 MW and 1060 MW coal power generation units.
Keywords: environmental-friendly technology, power plant, emissions, threshold limit value, benzo(a)pyrene.
