Сайт ООО "Бонэр"

Адрес: 630090, Новосибирск а/я 509, ул. Институтская 4/1
E-mail: info@boner.ru
Тел/факс: +7(383) 335-66-10
+7 (383) 335-66-10, Новосибирск
РАЗРАБОТКА И ПРОИЗВОДСТВО ГАЗОАНАЛИТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРОМЫШЛЕННАЯ АВТОМАТИЗАЦИЯ
ПОСТАВКА ДАТЧИКОВ ДАВЛЕНИЯ И УРОВНЯ

Экологический мониторинг ТЭЦ

Бондарчук Е.Н., Смолин А.А.

Введение

Влияние топливно-энергетического комплекса на окружающую среду носит отрицательный характер. Основными проблемами при сжигании органического топлива является загрязнение окружающей среды окислами азота, серы, золой. Также велико влияние ТЭС на парниковый эффект вследствие выбросов углекислого газа. Для уменьшения вредного воздействия на окружающую среду необходимо разрабатывать более эффективные технологии сжигания органического топлива и организовать систему экологического мониторинга на тепловых станциях.

Состояние проблемы.

Сегодня суммарное потребление органического топлива  в мире составляет 36 млрд. т усл. топлива. В России общее потребление топлива составляет около 5 % мирового энергобаланса. В структуре топливно-энергетических ресурсов России основой внутреннего спроса является природный газ. При этом его доля в расходной части баланса первичных энергоресурсов согласно «Энергетической стратегии России до 2020г.» будет снижаться с 50 процентов в настоящее время до 45 - 46 процентов в 2020 году. На жидкое топливо (нефть и нефтепродукты) будет приходиться в течение рассматриваемой перспективы 20 - 22 процента, а на твёрдое топливо – 19 - 20 процентов (Рис. 1).

Рис. 1. Динамика структуры и объёмов внутреннего потребления первичных топливно-энергетических ресурсов в России.

Согласно «Энергетической стратегии России» основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60-70%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях к 2020 г. возрастет в 1,4 раза по сравнению с 2000 г. При этом увеличится нагрузка на окружающую среду.

Для реализации политики экологической безопасности энергетики потребуется решение следующих основных задач:

создание экологически чистых энерго- и ресурсосберегающих малоотходных и безотходных технологий, обеспечивающих рациональное производство и использование топливно-энергетических ресурсов, снижение выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в окружающую среду, а также парниковых газов, сокращение образования отходов производства и других агентов вредного воздействия;

последовательное проведение специальных природоохранных мероприятий, строительство и реконструкция природоохранных объектов, в том числе по улавливанию и обезвреживанию вредных веществ из отходящих газов,

развитие экологически чистых технологий сжигания угля как условие реализации прогнозов роста его потребления электростанциями и другими промышленными объектами.

Также проблемы защиты окружающей среды рассматриваются в Федеральной целевой программе «Энергоэффективная энергетика» на 2002-2005гг. и на перспективу до 2010г. Одно из главных направлений Программы касается уменьшения негативного воздействия ТЭК на окружающую среду. Объём выбросов вредных веществ в атмосферу в 2006-2010г. уменьшится на 2537 тыс. тонн. Удельные выбросы вредных веществ в атмосферу на единицу вырабатываемых тепла и электроэнергии будут снижаться на 2-3% в год. Произойдет снижение выбросов парниковых газов к 2010г. до 330 млн. тонн в эквиваленте СО2.

Важным фактором ограничения влияния ТЭК на окружающую среду является принятие Киотского протокола. В рамках реализации этого протокола РАО "ЕЭС России" планирует осуществить в ближайшие годы более 30 проектов об ограничении вредных выбросов в атмосферу. Как сообщила пресс-служба компании, эти меры позволят уменьшить эмиссию парниковых газов на электростанциях РАО, по меньшей мере, на 20 млн. тонн.

Экологи выражают надежду, что в отличие от сложившейся практики, инвестиции теперь будут направлены не на развитие грязных добывающих отраслей, а на внедрение современных энергосберегающих технологий в промышленности и энергетике, в том числе альтернативных источников энергии.

В России из крупных топливосжигающих стационарных предприятий существует более 300 крупных ТЭЦ и ГРЭС мощностью более 10 МВт, более 500 предприятий металлургической отрасли, цементных и нефтеперерабатывающих заводов. Кроме того, существует несколько сотен тысяч муниципальных и ведомственных котельных.

В процессе сгорания топлива образуются вредные вещества, которые выводятся в атмосферу с дымом и попадают в почву с золой. Помимо того, что эти выбросы неблагоприятно влияют на окружающую среду, продукты сгорания вызывают парниковый эффект и разрушают озоновый слой.

В таблице 1 приведены данные по выбросам с дымовыми газами вредных веществ ТЭС мощностью 2400 МВт при высоте трубы 180 метров. Как видно из данных, концентрация выбросов существенно зависит от расстояния между точкой замера и электростанцией. Концентрации выбросов ниже предельно допустимых значений достигаются на расстоянии только более 15 км.

Табл.1. Суточные концентрации выбросов в атмосферу ТЭС, мг/м3  

Расстояние от трубы

Сернистый газ

Сероводород

Окислы азота

Окись углерода

Зола

1 км

6,02

0,002

1,95

7,2

1,2

3 км

1,47

0,008

1,30

16,0

3,4

5 км

1,22

0,008

0,05

13,3

1,2

7 км

1,12

0,03

1,3

13,0

2,4

15 км

0,22

0,002

0,03

4,0

0,27

Предельно допустимая концентрация

0,5

0,008

0,085

3,0

0,5

 

В настоящее время имеются четыре направления борьбы с загрязнителями приземной атмосферы: оптимизация процесса сжигания топлива; очистка топлива от элементов, образующих при сжигании загрязняющие вещества; очистка дымовых газов от загрязняющих веществ; рассеивание загрязнителей в атмосферном воздухе.

Ниже приводятся данные о количестве загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду по некоторым областям России.

Табл.2. Масса годового выброса загрязняющих веществ (тыс. т/год).

Область

Выбросы

SO2

CO

NO2

Зола

Владимирская

131,5

118,5

35,7

730,5

Вологодская

142,3

128,2

38,7

790,6

Ивановская

107,7

97,1

29,2

598,3

Костромская

64,7

58,3

17,6

359,2

Нижегородская

400,9

361,3

108,9

2227,3

Новгородская

79,6

71,9

21,7

443,1

Тверская

131,5

118,5

37,7

730,3

Ярославская

120,7

108,8

32,8

670,6

Структура потребления органического топлива в мире приведена на рис. 2. Из приведенных графиков видно, что в России основное энергетическое топливо – газ, в то время как во всём мире и, в особенности, в США уголь играет в топливном балансе гораздо более важную роль. В Сибири уголь – основное энергетическое топливо. Поскольку запасы углей среди всех топлив максимальны и будущая энергетика может быть обеспечена ими минимум на 500 лет, развитие угольной «экологически чистой» теплоэнергетики является одной из наиболее актуальных проблем.

Рис. 2. Структура потребления первичных энергетических ресурсов в мире.

 

Разведанные запасы угля составляют 80% от всех запасов органического топлива.

Токсичность продуктов сгорания угля в 10-50 раз выше, чем природного газа. При увеличении доли угля в энергетическом балансе последует рост выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Прогнозируемое количество выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от ТЭС России в 2005г. приведено в табл. 3:

Табл. 3. Объёмы выбросов основных загрязняющих веществ российскими ТЭС в 2005 году.

Наименование выбросов

диоксид серы (SO2)

 

окислы азота (NOx)

 

млн.т/год

0,76

 

0,06

 

Всё это подтверждает необходимость в организации эффективной системы экологического мониторинга.

Система экологического мониторинга

Для организации экологического мониторинга необходимо контролировать содержание газовых и твёрдых выбросов топливосжигающих предприятий.

Задачи оптимизации процессов горения и защиты окружающей среды связаны друг с другом.

При сгорании любого органического топлива выбрасываются в окружающую среду продукты сгорания: углекислый газ, вода, (СО2, Н2О), несгоревшее топливо: угарный газ, водород, несгоревшие углеводороды (СО, Н2, СхНу) и экологически вредные нормируемые загрязнители: окислы серы, азота (SO2, NO2) и зола. По составу и температуре уходящих газов можно судить об эффективности работы котлов. При настройке котлов на оптимальный режим горения уменьшается количество несгоревшего топлива, то есть решается задача ресурсосбережения, уменьшается количество излишнего нагреваемого и выбрасываемого воздуха, что увеличивает кпд котлов и уменьшается количество экологически вредных примесей. Например, при настройке котла ТП-81 на ТЭЦ-4 г. Новосибирска с помощью переносного газоанализатора ТЕСТ (производитель – ООО «Бонэр») концентрации СО снизились с 81 до 52 мг/м3, тем самым экономия топлива на одном котле составила 0,0353 т/ч.

Контроль за работой котлов на тепловых станциях осуществляется по режимным картам, то есть по зависимости давления (расхода) газа от давления (расхода) воздуха перед горелками. Режимные карты составляются примерно один раз в три года. В течение этого времени параметры котлов меняются существенно и, несмотря на то, что режим горения поддерживается операторами в норме, выбросы несгоревшего топлива и экологически вредных примесей могут отличаться от оптимальных параметров.

Применение газоанализатора для контроля состава продуктов горения совместно с датчиками температуры, входящими в базовый комплект газоанализатора, позволяет выяснить, каков режим горения топлива в данный конкретный промежуток времени. При этом для каждого конкретного типа топлива и при данной метеорологической обстановке (температуре окружающей среды, давлении, влажности) возможно определение оптимального соотношения подачи топлива и воздуха в сжигающее устройство. критерии оптимума могут быть выбраны из различных соображений. Например, это может быть максимальная энергетическая эффективность котла, или минимальные затраты при данной тепловой мощности с учетом расходов на техническое обслуживание и платежей экологическим службам. Сопоставление режима горения, определенного по показаниям газоанализатора, с режимными картами, составленными при настройке технически исправного котла, позволит прогнозировать возникновение технических неполадок в оборудовании.

Наиболее перспективным для решения данной задачи представляется использование газоанализаторов серии ТЕСТ в составе стационарного поста контроля (АСПК). Данный газоанализатор помимо регистрации газовых компонентов продуктов сгорания укомплектован датчиками температуры, разрежения, которые монтируются в месте забора пробы. При необходимости он может быть доукомплектован необходимыми дополнительными датчиками температуры, давления, влажности. В случае применения стационарного поста контроля на топочных устройствах, сжигающих газообразное или жидкое топливо, предусмотрена установка высокочувствительного датчика водорода.

Для оптимизации процесса горения на исправном котле, например, по максимальной энергетической эффективности, достаточно контролировать содержание в продуктах горения кислорода (О2), окиси углерода (СО) и углекислого газа (СО2). Соотношение этих компонентов несет информацию не только о коэффициенте полезного действия, но и о наличии технических неполадок (подсосов, негерметичности).

Для оптимизации процесса горения с точки зрения экономической эффективности требуется дополнительно контролировать содержание в выбросах окислов азота (NO, NO2), а также диоксида серы (SO2), если сжигается уголь или мазут. Информация о концентрации окислов азота также несет информацию о температуре горения и исправности газо- и дымоходов. Поэтому важна стационарная система оперативного мониторинга состава выбросов и режима горения тепловых станций.

Каждая топливосжигающая стационарная установка платит за нормируемые выбросы (NO2, SO2, зола). Например, плата за загрязнение окружающей среды по выбросам ТЭЦ-5 г. Новосибирска (установленная мощность 900МВт) за 2000г. составили 1705530 руб. Уменьшение выбросов вследствие настройки котла на оптимальный режим и, следовательно, уменьшение платежей является экономическим стимулом для установки систем мониторинга.

Таким образом, ведение оптимального режима работы котлоагрегата в конечном итоге приводит к экономии топлива, снижению себестоимости единицы электроэнергии или тепла, повышению кпд котла и улучшению экологической обстановки. К примеру, на работу 1 котла БКЗ-320 на ТЭЦ-3 г. Новосибирска при расходе топлива 50т/час, работе в среднем 4000 часов и стоимости 1 тонны Канско-ачинского угля около 500 руб. в год затрачивается примерно 100 млн. рублей. При экономии топлива только на 1% затраты на котёл сократятся на 1 млн. рублей.

            Системы экологического мониторинга основаны на применении стационарных газоанализаторов. Наиболее перспективными газоанализаторами являются оптические приборы, которые не имеют сменных элементов и могут измерять большие концентрации газовых компонент. Используемые на тепловых станциях  в России стационарные газоанализаторы приведены в табл. 4.

Табл.4. Сравнение характеристик стационарных оптических газоанализаторов.

Название прибора и фирма-производитель

Измеряемые компоненты

 

Диапазон измерения

 

Погреш-ность измерения

Цена

(тыс. руб)

ТЕСТ, ООО «Бонэр» г.Новосибирск

 

СО2

СО

SO2

2

О2

Н2О

0-15 % об.

0-2000 мг/м3

0-2000 мг/м3

0-2000 мг/м3

0-2000 мг/м3

0-21% об.

0-100г/м3

10%

470

ГИАМ-15М, ФГУП «СПО Аналитприбор»

СО

 

0-2000 мг/ м3

 

10%

47,8

ДОГ-01, НПК «Электрооптика», Институт оптического мониторинга СО РАН, г. Томск

 

 

0-500 мг/м3

 

2%

155

GM31-3

Фирмы SICK,

Германия

СО

SO2

2

О2

0-5000 мг/м3

0-30000 мг/м3

0-5000 мг/м3

0-3000 мг/м3

0-21% об.

2%

1834

 

Стационарный газоанализатор ТЕСТ, выпускаемый ООО «Бонэр», отличается следующими преимуществами: отсутствие сменных элементов; непрерывное одновременное измерение концентраций газов, температуры, давления; два варианта исполнения: стационарный и переносной; количество измеряемых компонентов и диапазон концентраций определяется заказчиком; возможность измерять экстремальные выбросы концентраций в дымовом газе; стоимость ниже зарубежных аналогов в 5-7 раз. Газоанализатор ТЕСТ имеет сертификат соответствия и внесен в Гос.реестр средств измерений.

Газоанализатор ТЕСТ в составе автоматического стационарного поста контроля (АСПК) установлен на десятках тепловых станциях России и зарекомендовал себя как оперативная, эффективная система экологического мониторинга и одновременно топливосберегающее оборудование.

ТЕСТ производства ООО «Бонэр» может быть также совмещена с АСУ ТП. Из сотен топливосжигающих установок в России единицы оборудованы автоматической системы управления технологическим процессом. АСУ ТП, осуществлённая, например, на 3 блоках по 800 МВт Пермской ГРЭС фирмой «ABB»является управляющей и регулирующей. В систему входит стационарный газоанализатор и датчики давления и температуры воды, пара, расхода воды и пара и т.д. Система полностью автоматизирована и замкнута. На Рефтинской ГРЭС (установленная мощность 3800МВт) на блоке 500МВт (котёл П57), работающей на экибастузском угле, установлена АСУ ТП фирмы «SIEMENS», осуществляющая автоматическое поддержание нагрузки котла в зависимости от задания оператора.

Из отечественных разработок информационно-управляющая система парового котла Termocont-2000, разработанная Киевским политехническим институтом, внедрена на двух энергетических котлах БЗ-420-140 НГМ Самарской ТЭЦ. АСУ ТП МС Торнадо (г. Новосибирск) внедрена на ТЭЦ-5 г. Новосибирска, на котельной Бердского электромеханического завода. Эти системы решают задачи оперативного контроля технологического процесса и оборудования, автоматического регулирования параметров котла, но не содержат газоаналитического оборудования.

Для полного контроля за составом выбросов тепловых станций, работающих на угле, а также цементных и перерабатывающих заводов, необходимо измерять не только газовые компоненты, но также и концентрацию пыли и золы. Для расчёта валовых выбросов необходимо также измерять массовый расход дымовых газов. Все эти задачи решаются с помощью комплекса по определению валовых выбросов (КОВВ), разработанного и выпускаемого ООО «Бонэр».

В этом комплексе соединение пылемера «ТЕСТ-П», разрабатываемого ООО «Бонэр», расходомера и газоанализатора ТЕСТ, выпускаемого ООО «Бонэр», позволяет определять все нормируемые выбросы тепловых станций и создать впервые в России единую автоматизированную систему контроля за составом промышленных выбросов, позволяющую одновременно определять концентрации газовых компонентов (О2, СО, СО2, Н2, SО2, NOx ) пыли, и их массовый расход. Также разработано собственное программное обеспечение для управления системой, обработки и хранения данных.

Технические характеристики комплекса приведены в табл.5 и 6.

Табл. 5. Диапазон измерения концентраций газовых компонентов.

CO

0-2000 мг/м3

СО2

0-18% об.

SO2

0-2000 мг/м3

NO

0-2000 мг3

NO2

0-2000 мг3

O2

0-21%об.

H2O

0-100 г/м3

 

Табл.6. Технические характеристики используемого в комплексе пылемера «ТЕСТ-П»:

Характеристика

 

База измерения (длина плоского сечения объёма, в котором измеряется оптическая плотность)  (м)

1-20

1-5

Диапазон измерения оптической плотности

От 0 – 30 мг до

0-30 000 мг/м3

Предел основной приведённой погрешности

2

Выходной сигнал

5мА

Количество измерительных каналов

До 10 с  коммутатором

Время установления рабочего режима (мин.)

10 сек

элементы безынерционные (полупроводниковый излучатель)

Время одного измерения (сек.)

От 1 мс

30с устанавливается

Габариты (мм)

Блок излучателя 100х100х440

Блок фотоприёмника

100х100х440

блок обработки

180х130х220

 

Диапазон измерения скоростей потока газа от 0,3 м/с до 30 м/с в стандартных условиях, что соответствует для трубы диаметром 300 мм расходам от 75 м3/час до 7500 м3/час.

Монтаж расходомера возможен на трубопроводах с внутренним диаметром от 100мм до 1000 мм, площадь перекрытия внутреннего сечения трубы чувствительным элементом датчика не более 10 см2. Диапазон измерения температуры: 5 – 1000 С, давление разрежения: 0,5 атм., точность измерения: 10%, Т90: 15 минут, рассчитывается коэффициент избытка воздуха.

КОВВ оснащён выходами RS-232 и RS-485 для подключения к ПК. Дополнительно может поставляться устройство сопряжения с токовым выходом и с встроенным энергозависимым ОЗУ хранения данных. Гарантия на прибор составляет 1 год, послегарантийное обслуживание - в течение 10 лет.

Программное обеспечение позволяет отображать на дисплее оператора текущие концентрации газовых компонентов, пыли, температуру, к.п.д. котла, коэффициент избытка воздуха, текущий массовый и объёмный расход, вести расчёт валовых выбросов и архив данных в удобном для  обслуживающего и руководящего персонала виде.

Основные узлы(блок аналитический БА, блок пробоотбора БПП, газовый коммутатор ГК и др.) КОВВ выполнены с применением микропроцессоров, имеющих большие ресурсы и вычислительную мощность, а также компиляторы С, позволяющие

Рис.3. Схема монтажа КОВВ на тепловой станции.

свести к минимуму время разработки и сопровождения встраиваемого программного обеспечения.

Схема монтажа КОВВ на тепловой станции приводится на рис. 3. Управление газоанализатором ТЕСТ и КОВВ автоматическое и доступно любому оператору со средним техническим образованием.

Предлагаемая продукция совместима с действующей на тепловых станциях системой эксплуатации, что подтверждается более чем 5-ти летним опытом эксплуатации газоанализатором ТЕСТ.

При переходе на пользование предлагаемой продукцией необходимо оснастить место оператора персональным компьютером и обучить персонал пользоваться возможностями программного обеспечения. Поскольку комплекс позволяет в автоматическом режиме измерять и вычислять валовые выбросы предприятия, а также целый ряд других технологических параметров, то у потребителей уменьшаются расходы на отдельные измерительные приборы и проведение данных расчётов прежними методами.

КОВВ прошёл промышленные испытания и установлен на Бакинском заводе «Карадаг-цемент».

Заключение

Таким образом, установка на тепловых станциях АСПК или КОВВ решает проблему экологического и технологического мониторинга. Данные комплексы являются наиболее перспективными для оперативного контроля и сбора информации о работке котла и составе выбросов. По оценкам специалистов Института экономики СО РАН об эффективности установки ТЕСТ, в результате включения АСПК в контур управления происходит увеличение коэффициента полезного действия котла. Применение АСПК позволяет усилить экологический мониторинг производственного процесса и улучшить экологические параметры производства. Экономический эффект от работы прибора достигается при работе котла на угле, мазуте или газе.

Основным получаемым эффектом, обуславливающим экономическую целесообразность установки газоанализатора, является экономия топлива на 0,55% (при той же выработке тепловой и электрической энергии), Что составляет в масштабах ОАО «Оренбургэнерго» 15,6 миллионов рублей в год. Проведенные в работе расчеты показали: срок окупаемости инвестиций в программу оснащения АСПК тепловых станций 17 месяцев,  внутренняя норма доходности проекта (IRR)- 160%, чистый приведённый доход за пять лет (NPV) составляет 32 миллиона рублей. На этом примере видно, что реализация программы оснащения тепловых станций стационарными газоанализаторами АСПК является экономически эффективной и  целесообразной.

 





©2005, Промсофт (веб-дизайн)
Система управления сайтом
630090, Новосибирск а/я 509, ул. Институтская 4/1          Тел./факс: +7(383) 335-66-10, 335-66-20          E-mail: info@boner.ru
 Бонер
boner.ru
18.12.2017