Природоохранные технологии на тепловых электростанциях

Работа тепловых электростанций сопряжена с вредным воздействием на окружающую среду района функционирования. В общем случае выделяют четыре сферы вредного воздействия от работы ТЭС - это:

1. атмосфера

потребление кислорода (так как в основе работы современных ТЭС, кроме атомных, лежат процессы горения);

выброс газов и твердых частиц - продуктов горения топлива;

тепловое воздействие;

электромагнитное воздействие;

литосфера

потребление ископаемых;

выброс на поверхность земли различных отходов;

гидросфера

тепловое воздействие;

сброс жидких стоков;

загрязнение гидросферы твердыми и аэрозольными частицами, выбрасываемыми в атмосферу и смываемыми впоследствии дождевой водой в водоемы;

биосфера

потребление не ископаемых видов ресурсов;

миграции и вымирание животных от различного рода воздействий на них;

вредное воздействие на человека.

Полный учет вредного воздействия от работы ТЭС - задача непростая, требует накопления и обработки огромного количества статистического материала по видам загрязнений и их влиянию на окружающую среду с учетом региона функционирования, климатических условий и т.п. Часто вредное воздействие невозможно оценить в денежном эквиваленте (например, - здоровье человека). Такой вид воздействия может служить дополнительным фактором при выборе варианта строительства ТЭС. Однако, даже частичный учет ущербов, причиняемых окружающей среде позволяет оценить масштабы природоохранных мероприятий.

Данная работа включает в себя расчет выбросов вредных веществ в атмосферу и высоты источника рассеивания, укрупненную оценку экономического ущерба от загрязнения атмосферы и оценку ущерба от вредных выбросов по здравоохранению. Данная работа, является наглядным примером, в которой оценивается вредное воздействие на человека и окружающую среду.

1. Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу и высоты источника рассеивания

· тип и установленная мощность энергоисточника, МВт: ТЭЦ - 1000;

· тип и единичная мощность блока, МВт: 6Ч180;

· район строительства: ТЭЦ-6;

· удельный расход условного топлива на отпускаемые электроэнергию и тепло, кг.у.т./(кВтч):

§

§

· вид топлива: Бугачачинский каменный уголь Г.

Таблица 1.1. Данные по топливу:

Принимаем скорость дымовых газов в устье трубы .

Определение расхода натурального топлива при номинальной нагрузке всех котлоагрегатов, кг/с:

(1.1)

где n - число эквивалентных блоков; , МДж/кг - низшая теплота сгорания, принимается по табл. 1.1; , кг.у.т./(кВтч) - удельный расход условного топлива на отпускаемую электроэнергию и тепло соответственно;

N, Q_Т, МВт - номинальная электрическая и тепловая мощность блока соответственно,

· расход угля:

Определение суммарного выброса (из всех труб) в атмосферу золы и недогоревших частиц топлива, г/с:

, (1.2)

где: - приведенная зольность топлива,,

q₄; _УН - механический недожог и коэффициент уноса;

Твердое шлакоудаление подразумевает выпадение твердых спекшихся шлаковых масс в шлаковый бункер, а жидкое - стекание шлака в расплавленном виде при температуре около 1700 °С в шлаковые ванны, где он также гранулируется. После разработки в 50-е годы конструкции топок с жидким шлакоудалением, в СССР начался активный переход на эту систему. Но, как показало время, этот способ удаления шлаков также имеет свои минусы. Это значительные потери тепла и большой выброс токсичных оксидов азота. Поэтому в настоящее время практикуется обратный переход на котлы с твердым шлакоудалением. Твердое шлакоудаление применяют для сжигания бурых, каменных углей, сланцев и фрезерного торфа. Топки с твердым шлакоудалением имеют более низкие тепловые напряжения и более низкую температуру газов в зоне ядра горения. В связи с этим оксиды азота образуются только из азотосодержащей массы топлива, тогда как в топках с жидким шлакоудалением при температуре до 1700 °С образуются еще и термические оксиды азота. В итоге концентрация NOx в газах топок с твердым шлакоудалением в 2-3 раза ниже, чем с жидким.

Для уменьшения воздействия на окружающую среду выбираем твердое шлакоудаление.

q₄ =2% и _УН =0,95.

_ЗУ - КПД золоулавливания, принимается на уровне 0,96…0,999 , для

расчетов принимаем _ЗУ=0,98.

г/с

Определение максимального количества окислов серы, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, г/с:

, (1.3)

где: _SO2=0,85 КПД очистки газов от серы;

- доля летучей серы, связываемая летучей золой в котле,

- доля оксидов серы, улавливаемая в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частиц. Ориентировочно по данному типу топлива принимаем: , для данного твердого топлива; , для мокрых золоуловителей в зависимости от приведенной сернистости топлива

(%кг)/МДж и щелочности орошаемой воды 2 - 5 мг-экв./дм³.

г/с.

Определение (в порядке оценки) суммарного количества окислов азота, выбрасываемого в атмосферу с дымовыми газами, г/с:

, (1.4)

где: _NOx - КПД систем подавления окислов азота: _NOx=0,4 - при сжигании твердого топлива; ₁ =1 - поправочный коэффициент:₂ =0,01- коэффициент, который учитывает вид топлива: К - параметр, который учитывает тепловую мощность, для паровых котлов и определяется как:

где: т/ч - паропроизводительность парогенератора .

г/с.

Определение максимального количества выбросов оксида углерода с дымовыми газами, г/с:

, (1.5)

где: В, кг/с - расход натурального топлива; q₄, % - потери теплоты от механического недожога; C_CO, кг/т (кг/тыс.м³) - выход оксидов углерода при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива

, (1.6)

где: q₃, % - потери теплоты от химической неполноты сгорания, принимаются в соответствии: ; R - коэффициент, учитывающий долю потери теплоты из-за химической неполноты сгорания топлива: Q_Н^Р, кДж/кг (кДж/м³) - низшая теплота сгорания натурального топлива; _СО, кг/м³ - удельный вес оксида углерода, равный 1,25 кг/м³; Q_СО, кДж/м³ - теплота сгорания оксида углерода, равная 12650 кДж/м³;

кг/т;

г/с;

Определение концентраций вредных веществ в дымовых газах (в порядке оценки), выбрасываемых в атмосферу на уровне устья источника рассеивания, мг/м³:

, (1.7)

где: V_Г⁰, м³/кг (м³/м³) - теоретический объем продуктов сгорания, принимается по табл. 1.1;

Мi, [г/с] - выброс i-го вещества;

При сжигании угля:

мг/м³;

мг/м³;

мг/м³;

мг/м³;

Определение максимально допустимой высоты источника рассеивания (при которой максимальная концентрация каждого вещества не должна превышать соответствующую ПДК_М.Р., определяемую по табл.1.3), м:

· при выбросах золы и недогоревших частиц топлива

; (1.8)

· при выбросах окислов серы и азота

, (1.9)

Таблица 1.2. Значения предельно допустимых концентраций вредных веществ в атмосфере воздуха.

где: , , - фоновые концентрации, которые учитываются для ТЭС, сооружающихся в городах и принимаются на уровне (0,2…0,3)ПДК соответствующих загрязнений.

Параметр М:

, (1.10)

где: z=2, [шт] - суммарное число стволов; А - коэффициент, учитывающий район строительства и для Новосибирска равен 200; F - коэффициент, учитывающий вид загрязнений и при выбросах золы равен 2, а при выбросах окислов серы и азота равен 1; m и n - коэффициенты, учитывающие скорость выхода дымовых газов из устья трубы и для принятых в расчете ₀ равны 0,9 и 1 соответственно; t_Г, [^ОС] - температура дымовых газов на выходе из устья источника рассеивания (120…130^ОС - для твердых топлив); t, [^ОС] - средняя температура самого холодного месяца, для Новосибирска -19 ^ОС; V, [м³/с] - суммарный объемный расход газов при номинальной нагрузке всех парогенераторов:

, (1.11)

где: k_З - коэффициент запаса по производительности парогенератора, равен 1,05; _УХ - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах перед дымовой трубой (с учетом присосов воздуха по всему газовому тракту) принимается 1,55 - для твердых топлив; V⁰, м³/кг (м³/м³) - теоретический объем воздуха, необходимый для сжигания топлива, определяется по таблице 1.1.

Таким образом:

м³/с,

· при выбросах золы и недогоревших частиц топлива

м;

· при выбросах окислов серы и азота

м,

1.10. Определение диаметра устья источника рассеивания, м:

, (1.12)

где: м³/с;

м;

Из полученных значений м (наибольшая высота) и м выбираем из стандартного ряда типоразмеров дымовых труб:

Н, м - 30, 60, 90, 120, 150, 180, 210, 250;

d₀ - 2,4; 3,0; 3,6; 4,2; 4,8; 5,4; 6,0; 6,6; 7,2; 7,8; 8,4; 9,6.

В результате принимаем: м, м.

В первой части работы произведен расчет выбросов основных загрязняющих веществ (в г/с) и определены высота и устье дымовой трубы проектируемой ТЭЦ.

2. Укрупненная оценка экономического ущерба от загрязнений атмосферы

2.1 Определение площади зоны активных загрязнений (ЗАЗ)

ЗАЗ для района определяется как площадь между окружностями с радиусами, м²:

, (2.1)

; ,

Где для угля:

.

среднегодовое значение разности температур в устье источника и в окружающей атмосфере на уровне устья. принимаем как среднегодовую температуру за отопительный период в г. Новосибирске: ,

,

Таким образом

м,

м.

км².

2.2 Определение ЗАЗ по типам территорий

Учёт «Розы ветров»

При определении ЗАЗ следует учитывать, что на распространение дымового шлейфа оказывают влияние преобладающие в районе функционирования источника ветры, учет которых осуществляется при помощи “розы ветров”. =12,26 км - принимаем за максимальное значение. Так как румбов света в данном случае 8, =>>