170202 (Природоохранные технологии на тепловой электростанции (ТЭС))

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Исходные данные

1. Расчет валового выброса вредных веществ

1. Расчет выбросов в атмосферу 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 Расчет выбросов в атмосферу оксидов азота

1.6 Расчет содержания бенз(а)пирена

2. Расчет высоты домовой трубы

3. Определение платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды

4. Расчет продуктов сгорания топлива

5. Разработка технических мероприятий по снижению вредных выбросов от ТЭС

5.1 Расчет выбросов в атмосферу частиц золы и недожога

5.2 Расчет выбросов в атмосферу оксидов азота

Введение

Природоохранная деятельность в энергетике приобретает качественно новый характер в связи с формированием системы законодательных актов по охране окружающей среды и проводимым на этой основе нормированием вредных выбросов. В условиях роста энергопотребления необходимо уделять особое внимание решению задачи охраны окружающей среды с тем, чтобы не только обеспечить экологическую безопасность существующих энергопредприятий, но и создать условия для наращивания их мощностей.

В настоящее время только тепловые электростанции (ТЭС) дают более 27% общих промышленных выбросов, потребляя 1/3 энергетического топлива.

Для концентрации усилий научных, проектно-конструкторских, производственных организаций по снижению негативного воздействия топливно-энергетического комплекса на окружающую среду разработана и начата реализация государственной научно-технической программы (ГНТП) «Экологически чистая энергетика». В программу включены четыре основных направления: «Безопасная атомная станция», «Экологически чистая тепловая электростанция на твердом топливе», «Нетрадиционная энергетика», «Топливо будущего».

Тепловая электростанция на твердом топливе должна отвечать экологическим требованиям: выбросы в атмосферу золы – не более 0,05 г/м³ (для экибастузского угля – не более 0,1 г/м³); окислов серы не более 0,2-0,3 г/м³, оксидов азота – не более 0,15-0,2 г/м³ в дымовых газах при коэффициенте избытка воздуха _т = 1,4. Неочищенные жидкие стоки с ТЭС должны отсутствовать, доля золы и других твердых отходов, пригодных к использованию в народном хозяйстве, должна составлять не менее 80%.

Исходные данные

Таблица 1

Таблица 2

Расчетные характеристики сжигаемого топлива

Карагандинский уголь – каменный

1. РАСЧЕТ ВАЛОВОГО ВЫБРОСА ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОССФЕРУ

1.1 Расчет выбросов в атмосферу частиц золы и недожога

Количество золовых частиц и недожога, уносимое из топки парогенераторов за любой промежуток времени(т/год, кг/с), определяется по формуле

М_ТВ = 0,01^.В^.(α_ун^.А^р +q₄ ^{ун .} ) ^. (1-η₃)

где В - расход натурального топлива на парогенератор за любой промежуток времени (В = 62,89 кг/с; В = 1650 ^. 10³ т/год );

А^р = 27,6% - зольность топлива на рабочую массу;

α_ун = 0,95 - доля золовых частиц и недожога, уносимых из котла при камерном сжигании для каменных углей;

q₄^ун – потери теплоты с уносом от механической неполноты сгорания топлива, %. При отсутствии эксплутационных данных по q₄^ун при камерном сжигании каменных углей с твердым шлакоудалением для котлов паропроизводительностю 220 т/ч для приблизительного расчета в формулу подставляют нормативное значение q₄ , т.е. q₄^ун = q₄ = 1%;

Q ^p_н =21330 кДж/кг - теплота сгорания топлива на рабочую массу;

₃ =0,94% – доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях.

М_ТВ = 0,01^.62,89^.(0,95^.27,6 +1 ^. ) ^. (1-0,94) = 1,014 кг/с

М_ТВ = 0,01^. 1650 ^. 10^3.(0,95^.27,6 +1 ^. ) ^. (1-0,94) =26603,97 т/год

1.2 Расчет выбросов в атмосферу окислов серы

Количество окислов серы, поступающих в атмосферу с дымовыми газами, в пересчете на SO₂ за любой промежуток времени (т/год, кг/с) вычисляется по формуле

М_SO2=0,02 В^.S^p.(1-ή_SO2)^.(1-η''_SO2)

где S^p = 0,80 % - содержание серы в топливе на рабочую массу;

ή_SO2 = 0,1 - доля окислов серы, связываемые летучей золой в газоходах парогенераторов при факельном сжигании карагандинского уголя;

η''_SO2 = 0,015– доля окислов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частиц при нейтральной орошающей воде.

М_SO2=0,02 ^. 62,89^. 0,80^.(1-0,1)^.(1-0,015) = 0,892 кг/с

М_SO2=0,02 ^. 1650 ^. 10^3. 0,80^.(1-0,1)^.(1-0,015) = 23403,6 т/год

1.3 Расчет выбросов в атмосферу окиси углерода

Количество окиси углерода (т/год, кг/с), выбрасываемой в атмосферу с дымовыми газами в единицу времени, вычисляется по формуле

M_CO = 0,001^.C_co^. В^.(1-0,01^.q₄)

где С_{СО –} выход окиси углерода при сжигании твердого топлива (кг/т,), определяется по формуле

,

где q₃- потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива.

В котлах с паропроизводительностью более 75т/ч при отлаженном процессе горения потери теплоты от химического недожога равны нулю (q₃= 0%), поэтому в таких котлах количество окиси углерода выбрасываемой в атмосферу с дымовыми газами в единицу времени не считается, т.е. M_CO =0

1.4 Расчет выбросов в атмосферу окислов ванадия

Соединения ванадия в состав угольной золы не входят, поэтому количество окислов ванадия для 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

Количество оксидов азота в пересчете на двуокись азота (т/год, кг/с), выбрасываемые в атмосферу с дымовыми газами в единицу времени для энергетических парогенераторов паропроизводительностью более 8,3 кг/с (30т/ч) вычисляется по формуле

M =10^-3.K^.B_y^. (1-0.01^.q₄)^.β₁^. β₂^.β₃

где К- коэффициент, характеризующий выход окислов азота, кг/т. у т;

В_у- расход условного топлива за любой промежуток времени (тут/год, кгут/с) находится по формуле

β₁- коэффициент, учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива (содержание N^г);

β₂=0,85- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (прямоточные);

β₃=1,0- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления(твердое шлакоудаления);

Коэффициент К вычисляется по эмпирической формуле для котлов паропроизводительностью D, равной 200т/ч и более, при сжигании угля во всем диапазоне нагрузок;

К = ,

где Dн = Dф =220 т/ч – номинальная и фактическая паропроизводительность котла при сжигании твердого топлива;

К = = 6,29

Расход условного топлива определяется

,

Q^p_H = 21330 кДж/кг - низшая теплота сгорания топлива

= 45,75 кгут/с

=1200,36 ^. 10³ тут/год

Значение β₁ при сжигании твердого топлива (α_т ≤ 1,25) вычисляют по формуле

β₁= 0,178 + 0,47^.N^г,

где N^г=1,24% – содержание азота в топливе 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 ^. 10^3. (1-0.01^.1)^.0,7608 ^. 0,85 ^.1= 4833,78 тут/год

1. Расчет содержания бенз(а)пирена

Количество бенз(а)пирена (БП), поступающее в атмосферу с дымовыми газами паровых котлов тепловых электростанций при факельном сжигании органических топлив рассчитывается по формуле

М_БП= 10^{-6 .}В^.V_cг^.C_БП , при В = 62,89 кг/с

М_БП= 10^{-9 .}В^.V_cг^.C_БП , при В = 1650 ^. 10³ т/год

где В - расход натурального топлива на парогенератор за любой промежуток времени (В = 62,89 кг/с; В = 1650 ^. 10³ т/год );

C_БП- концентрация БП в сухом дымовом газе приведенная к α=1.4, мкг/м³; определяется в зависимости от вида сжигаемого топлива;

V_сг- объем сухих дымовых газов при α=1,4 , м³/кг

V_сг=V_г⁰ + 0,984 (α-1)^.V⁰ – V⁰

При стехиометрическом сжигании 1 кг топлив в м³/кг.

V_г⁰ = 6,01 м³/кг – объем дымовых газов

V⁰= 5,6 м³/кг - объем воздуха

V⁰ = 0,56 м³/кг – объем водяных паров