Содержание
Введение
Исходные данные
1. Расчет валовоговыброса вредных веществ
1.1 Расчет выбросов ватмосферу частиц золы и недожога
1.2 Расчет выбросов в атмосферу окислов серы
1.3 Расчет выбросов в атмосферу окиси углерода
1.4 Расчет выбросов в атмосферу окислов ванадия
1.5 Расчетвыбросов в атмосферу оксидов азота
1.6 Расчетсодержания бенз(а)пирена
2. Расчет высоты домовой трубы
3.Определение платы и ее предельных размеров зазагрязнениеокружающей природной среды
4. Расчет продуктов сгорания топлива
5. Разработка техническихмероприятий по снижению вредных выбросов от ТЭС
5.1 Расчет выбросов в атмосферу частиц золы инедожога
5.2 Расчетвыбросов в атмосферу оксидов азота
Введение
Природоохраннаядеятельность в энергетике приобретает качественно новый характер в связи сформированием системы законодательных актов по охране окружающей среды ипроводимым на этой основе нормированием вредных выбросов. В условиях ростаэнергопотребления необходимо уделять особое внимание решению задачи охраныокружающей среды с тем, чтобы не только обеспечить экологическую безопасностьсуществующих энергопредприятий, но и создать условия для наращивания ихмощностей.
В настоящеевремя только тепловые электростанции (ТЭС) дают более 27% общих промышленныхвыбросов, потребляя 1/3 энергетического топлива.
Дляконцентрации усилий научных, проектно-конструкторских, производственных организацийпо снижению негативного воздействия топливно-энергетического комплекса наокружающую среду разработана и начата реализация государственнойнаучно-технической программы (ГНТП) «Экологически чистая энергетика». Впрограмму включены четыре основных направления: «Безопасная атомная станция»,«Экологически чистая тепловая электростанция на твердом топливе», «Нетрадиционнаяэнергетика», «Топливо будущего».
Тепловая электростанцияна твердом топливе должна отвечать экологическим требованиям: выбросы ватмосферу золы – не более 0,05 г/м3 (для экибастузского угля – неболее 0,1 г/м3);окисловсеры не более 0,2-0,3г/м3, оксидов азота – не более 0,15-0,2 г/м3 в дымовыхгазах при коэффициенте избытка воздуха aт = 1,4. Неочищенныежидкие стоки с ТЭС должны отсутствовать, доля золы и других твердых отходов,пригодных к использованию в народном хозяйстве, должна составлять не менее 80%.
Исходные данные
Таблица1№ варианта Место расположе-ния ТЭС и вид сжигаемого топлива Марка, число котлов и вид горелок Расход топлива ТЭС Температура уходящих газов, К Тип золоулови-телей и их КПД, % Температура воздуха, К /> Средняя самого жаркого месяца года, Тв Средняя годовая, Тср /> часовой при номиналь-ной нагрузке, кг/с(т/ч)
годовой
т/год, /> 1 2 3 4 5 6 7 8 9
6 г. Кара-ганда, караган-динский уголь Е-220-100, 8 шт., прямо-точный
62,89
(226,4)
1650. 103 423 скруббера (94) 298,1 275,3
Таблица2
Расчетные характеристики сжигаемоготопливаНомер варианта Вид сжигаемого топлива С о с т а в т о п л и в а в % п о м а с с е
Qpн,
МДж/кг
Wp
Ap
Sp
Hp
Cp
Np
Op
Nг 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 6 Карагандинский уголь 8,0 27,6 0,80 3,30 54,7 0,80 4,80 1,24 21,33
Карагандинский уголь – каменный
1. РАСЧЕТ ВАЛОВОГО ВЫБРОСАВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОССФЕРУ
1.1 Расчет выбросов ватмосферу частиц золы и недожога
Количество золовых частиц и недожога, уносимое изтопки парогенераторов за любой промежуток времени(т/год, кг/с), определяется поформуле
МТВ= 0,01.В.(αун.Ар +q4ун./> ).(1-η3)
где В — расход натурального топлива на парогенератор за любой промежуток времени (В = 62,89кг/с; В = 1650. 103 т/год);
Ар =27,6% — зольность топлива на рабочую массу;
αун= 0,95- доля золовых частиц и недожога, уносимых из котла прикамерном сжигании для каменных углей;
q4ун– потери теплоты с уносомот механической неполноты сгорания топлива, %. При отсутствии эксплутационныхданных по q4ун при камерном сжигании каменных углей с твердым шлакоудалением длякотлов паропроизводительностю 220 т/ч для приблизительного расчета в формулуподставляют нормативное значение q4, т.е. q4ун = q4 = 1%;
Q pн =21330 кДж/кг -теплотасгорания топлива на рабочую массу;
h3 =0,94% – доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях.
МТВ= 0,01.62,89.(0,95.27,6 +1./>).(1-0,94) = 1,014 кг/с
МТВ= 0,01. 1650. 103.(0,95.27,6 +1./>). (1-0,94) =26603,97т/год
1.2 Расчет выбросов ватмосферу окислов серы
Количествоокислов серы, поступающих в атмосферу с дымовыми газами, в пересчете на SO2 за любой промежутоквремени (т/год, кг/с) вычисляется по формуле
МSO2=0,02 В.Sp.(1-ήSO2).(1-η''SO2)
где Sp= 0,80 % — содержание серыв топливе на рабочую массу;
ήSO2 = 0,1 — доля окисловсеры, связываемые летучей золой в газоходах парогенераторов при факельномсжигании карагандинского уголя;
η''SO2 = 0,015– доля окисловсеры, улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частицпри нейтральной орошающей воде.
МSO2=0,02. 62,89.0,80.(1-0,1).(1-0,015) = 0,892 кг/с
МSO2=0,02. 1650.103. 0,80.(1-0,1).(1-0,015) = 23403,6 т/год
1.3 Расчет выбросов ватмосферу окиси углерода
Количество окиси углерода (т/год, кг/с),выбрасываемой в атмосферу с дымовыми газами в единицу времени, вычисляется поформуле
MCO = 0,001.Cco. В.(1-0,01.q4)
где ССО– выход окиси углерода при сжигании твердого топлива (кг/т,),определяется по формуле
/>,
где q3 — потери теплоты отхимической неполноты сгорания топлива.
В котлах с паропроизводительностью более 75т/чпри отлаженном процессе горения потери теплоты от химического недожога равнынулю (q3= 0%), поэтому в таких котлах количество окиси углеродавыбрасываемой в атмосферу с дымовыми газами в единицу времени не считается,т.е. MCO =0
1.4 Расчет выбросов ватмосферу окислов ванадия
Соединенияванадия в состав угольной золы не входят, поэтому количество окислов ванадиядля котлов, сжигающих твердое топливо, в пересчете на пятиокись ванадия (V2O5) (т/год, кг/с),выбрасываемое в атмосферу дымовыми газами в единицу времени не вычисляется,т.е. M />= 0
1.5 Расчет выбросов в атмосферу оксидов азота
Количествооксидов азота в пересчете на двуокись азота (т/год, кг/с), выбрасываемые ватмосферу с дымовыми газами в единицу времени для энергетическихпарогенераторов паропроизводительностью более 8,3 кг/с (30т/ч) вычисляется поформуле
M/>=10-3.K.By. (1-0.01.q4).β1. β2.β3
где К-коэффициент, характеризующий выход окислов азота, кг/т. у т;
Ву-расход условного топлива за любой промежуток времени (тут/год, кгут/с)находится по формуле
β1-коэффициент, учитывающий влияние на выходокислов азотакачества сжигаемого топлива (содержание Nг);
β2=0,85- коэффициент, учитывающийконструкцию горелок (прямоточные);
β3=1,0- коэффициент,учитывающий вид шлакоудаления(твердое шлакоудаления);
Коэффициент К вычисляется по эмпирической формуледля котлов паропроизводительностью D, равной 200т/ч и более, при сжигании угля вовсем диапазоне нагрузок;
К =/>,
где Dн = Dф =220 т/ч – номинальнаяи фактическая паропроизводительность котла при сжигании твердого топлива;
К =/>= 6,29
Расход условного топливаопределяется
/>,
QpH= 21330 кДж/кг — низшая теплота сгорания топлива
/>= 45,75 кгут/с
/>=1200,36. 103тут/год
Значение β1 при сжигании твердоготоплива (αт ≤ 1,25) вычисляют по формуле
/>β1=0,178 + 0,47.Nг,
где Nг=1,24%– содержаниеазота втопливе на горючую массу.
β1=0,178 + 0,47.1,24 = 0,7608
M/>=10-3. 6,29. 45,75. (1-0.01.1).0,7608. 0,85 .1= 0,1842 кгут/с
M/>=10-3. 6,29. 1200,36. 103.(1-0.01.1).0,7608. 0,85 .1= 4833,78 тут/год
1.6 Расчетсодержания бенз(а)пирена
Количество бенз(а)пирена (БП), поступающее ватмосферу с дымовыми газами паровых котлов тепловых электростанций прифакельном сжигании органических топлив рассчитывается по формуле
МБП= 10-6.В.Vcг.CБП, при В = 62,89 кг/с
МБП= 10-9.В.Vcг.CБП, при В = 1650.103 т/год
где В — расход натурального топлива на парогенераторза любой промежуток времени (В = 62,89 кг/с; В = 1650. 103т/год);
CБП — концентрация БП в сухомдымовом газе приведенная к α=1.4, мкг/м3; определяется в зависимостиот вида сжигаемого топлива;
Vсг — объем сухих дымовыхгазов при α=1,4, м3/кг
Vсг=Vг0+ 0,984 (α-1).V0– V0/>
При стехиометрическом сжигании 1 кг топлив в м3/кг.
Vг0= 6,01 м3/кг – объем дымовых газов
V0= 5,6 м3/кг — объем воздуха
V0/>= 0,56 м3/кг – объемводяных паров
Vсг=6,01+ 0,984 (1,4-1). 5,6– 0,56= 7,65 м3/кг
Концентрация БП в сухих дымовых газах котлов зазолоуловителями при факельном сжигании углей Ст (мкг/м3),приведенная к избытку воздуха в газах />=1,4, рассчитывается по формуле:
/>
где А – коэффициент, характеризующий конструкциюнижней части топки (при твердом шлакоудалении А=0,521):
Qрн=21,33 МДж/кг – низшаятеплота сгорания топлива;
/>= 1,4- коэффициент избытка воздухав продуктах сгорания на выходе из топки;
/>= 1- коэффициент,учитывающий нагрузку котла
Кзу– коэффициент, учитывающий степеньулавливания БП золоуловителями
Кзу = 1- ηзу./>
ηзу= 94%;-КПД золоуловителя (по золе);
Z – коэффициент,учитывающий снижение улавливающий способности БП золоуловителями (для мокрыхзолоуловителей Z = 0,8)
2. РАСЧЕТ ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ
В настоящее время минимально допустимая высотадымовой трубы, при которой обеспечивается значение максимальной приземнойконцентрации вредного вещества См равное предельно допустимой концентрации(ПДК) для нескольких труб одинаковой высоты при наличии фоновой загрязненностиСф от других источников, рассчитывается по формуле:
/>
где А =200 — для Европейской части и районов Российской Федерации южнее 500с.ш.,для остальных районов Нижнего Поволжья, Кавказа, Молдовы, для Азиатскихреспублик, Казахстана, Дальнего Востока и остальной территории Сибири;;
F = 1- безразмерныйкоэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферномвоздухе (для газообразных вредных веществ и мелкодисперсных аэрозолей (пыли, золыи т.п.), скорость упорядоченного оседания которых практически равна нулю);
М/>, М/>– массовыйвыброс серного ангидрида и двуокиси азота, выбрасываемых в атмосферу в единицувремени, г/с(М/>=892 г/с; М/>= 184,2 г/с);
m и n — безразмерныекоэффициенты, учитывающие условия выхода дымовых газов из устья дымовой трубы;
η — безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа, местности; в случаеровной или слабопересеченной местности с перепадом высот, не превышающим 50 м на 1 км, η=1,0;
N = 2 — число одинаковыхдымовых труб( 8 котлов);
V1 — объем дымовых газов,приходящийся на дымовые трубы, м3/с;
ΔТ=Тг-Тв= 74,9 К — разность температурвыбрасываемых дымовых газов Тг= =(423 — 50) К и окружающего атмосферноговоздуха Тв=298,1 К;
ПДК — предельно допустимая концентрация вещества, лимитирующего чистоту воздушногобассейна, мг/м3. Так ПДКSO2 = 0,5 мг/м3;
При определении значения ΔТ следуетпринимать температуру окружающего атмосферного воздуха Тв равнойсредней максимальной температуре наружного воздуха наиболее жаркого месяца годапо СНиП 2.01.01-82, а температуру выбрасываемых в атмосферу дымовых газов Тг– в устье дымовой трубы.
/>Безразмерные коэффициенты m и n определяются взависимости от параметров f и Uм :
f = />,
Uм = />/>
где w0 – средняя скорость дымовых газов в устье дымовойтрубы, м/с;
Д – диаметр устья дымовой трубы, м.
Коэффициент m определяется взависимости от f по формуле
/>,
Коэффициент n определяется взависимости от Uм по формулам:
n = 1
при
Uм ≥ 2
n = 0,532.U2м – 2,13. Uм +3,13 при
0,5 ≤ Uм
n= 4,4. Uмпри
Uм
Объем дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу,определяется по формулам:
/>/>,
или
V1=B.(1 — 0,01.q4).Vсг./>=Вр.Vcг./>,
/>
Откуда
/>= />
Предварительно выберем высоту трубы Н = 150 м и диаметр устья Д =4,2 м
/>= />м/с
Получившееся значение скорости выхода газов изустья(w0= 23,5 м/с) попало в оптимальные значения скорости выхода газов из устья от20 до 30 м/с для Н= 150 м.
/>/> м3/с
f = />
Uм = />/>,
Коэффициент m определяется взависимости от f по формуле
/>,
Коэффициент n определяется взависимости от Uм по формуле:
n = 1 при Uм = 3,55 ≥ 2
/>=147,6 м
Принимаю высоту трубы Н = 150 м
3. Определение платы и ее предельных размеров зазагрязнение
окружающей природной среды
Плата П (руб/год), за загрязнение окружающейприродной среды, определяется по формуле
П = К1. К2.К3. Σ.Мi.Цi
где К1=1,79 — коэффициент индексации кбазовым нормативам платы за выбросы в окружающую среду для 2007 г.;
К2=1,9- коэффициент,учитывающий экологические факторы состоянии атмосферного воздуха для Казахстанаг. Караганда;
К3 — коэффициент, учитывающий вид загрязняемойтерритории. Значение К3= 1,2 для города.
Мi — массовые выбросы вредных веществв атмосферный воздух, т/год;
Цi — базовые нормативы (допустимые)платы за выброс в атмосферу загрязняющих веществ, в ценах 2003 года ( Цтв=103 руб./т; ЦSO2= 40 руб./т; Ц/>= 52 руб./т; ЦБП=2049801 руб./т )
П =1,79. 1,9. 1,2. (103. 26603,97 + 40. 23403,6 + 52.4833,78 + 2049801. 0,284) = =18405611 руб/год
4. Расчеты продуктов сгорания топлива
Расчет теоретически необходимого воздуха (V0) для полного сгораниятоплива (коэффициент избытка воздуха />= 1), теоретического объема азота (V0N2), объема трехатомныхгазов (VRO2), теоретического объема водяных паров (V0H2O) при сжигании твердоготоплива производится по формулам, м3/кг:
V0=0,0889 (С p+0.375.S p)+0.265.H p-0,0333.Op,
V0N2=0,79. V0+0,8./>,
V0H2O=0,111.Н р+0,0124.Wp+0.0161.V0,
VRO2=0,01866.(Cp+0,375.S p),
где, Сp, S p, Н р,O p, N p, W p – содержание углерода, серы,водорода, кислорода, азота, влаги в топливе, %.
V0=0,0889 (54,7+ 0,375.0,8)+0,265.3,3 — 0,0333. 4,8= 5,60 м3/кг
V0N2= 0,79. 5,6+0,8./>= 4,42 м3/кг
V0H2O=0,111.3,3+0,0124.8,0+ 0.0161. 5,6=0,56 м3/кг
VRO2=0,01866.(54,7+0,375. 0,8)= 1,03 м3/кг
Объем дымовых газов при />>1 определяется по формуле:
Vг=VRO2+V0N2+V0H2O+(/>”т-1).V0+0,0161.(/>”т -1).V0
V0г=VRO2+V0N2+V0H2O
Vг=1,03+4,42 +0,56 +(1,2 -1). 5,60 +0,0161.( 1,2-1). 5,60= 7,15 м3/кг
V0г =1,03+4,42 +0,56= 6,01 м3/кг
где />”т — значение коэффициента избытка воздуха на выходе из топки (/>”т = 1,2 при пылеугольномсжигании):
5. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
ПО СНИЖЕНИЮ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ ОТ ТЭС
5.1 Расчет выбросов ватмосферу частиц золы и недожога
вредный выбросзагрязнение тепловая электростанция
Дляуменьшения выбросов в атмосферу частиц золы и недожога применяю скруббер сболее высоким КПД (η3= 0,97), с учетом что оксид кальция непревышает 12%
МТВ= 0,01.В.(αун.Ар +q4ун./> ).(1-η3)
МТВ= 0,01. 1650. 103.(0,95.27,6 +1./>). (1-0,97) =13301,98т/год
5.2 Расчет выбросов в атмосферу оксидов азота
Для уменьшения выбросов в атмосферу оксидов азотаприменяю азотоочистную установку для отчистки дымовых газов
M/>=10-3.K.By(1-0.01.q4).β1. β2.β3.(1-/>аз )
/>аз=90%– доля оксидов азота улавливаемых в азотоочистной установке
M/>=10-3. 6,29.1200,36. 103. (1-0.01.1).0,7608. 0,85 .1.(1-0,9)= 483,378 тут/год
.r