Разработка мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

Реферат Курсовой проект: 61 с., 6 рис., 4 таблицы, 5 источников.

Тема: «Разработка мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки» .

Цель работы: рассчитать количество выбросов в атмосферный воздух от энергоустановки, разработать мероприятия по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

Объект изучения — ТЭС.

Задание на курсовой проект по дисциплине «Охрана атмосферного воздуха»

Ст. группы Э-12з Барбескумпе В.В.

Разработать мероприятия по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от энергоблока с котлом, предназначенным для факельного сжигания угля с жидким шлакоудалением. Номинальная паропроизводительность котла энергоблока составила 1000 т/ч, а средняя фактическая паропроизводительность — 790 т/ч. На котле применяется ступенчатая подача воздуха. Рециркуляция дымовых газов отсутствует. Пароперегреватели котла очищаются при остановке блока. Для очистки дымовых газов от твёрдых частиц используется электростатический фильтр ЭГА с эффективностью золоулавливания 0,98. За отчётный год использовано такое топливо:

— донецкий тощий уголь марки ТР — 967 490 т;

— низкосернистый мазут марки 100 — 73 746 т;

— природный газ из газопровода Уренгой-Ужгород — 88 085 тыс. м³.

По данным элементного и технического анализа состав рабочей массы угля такой, %:

углерод (Cr) — 62,6;

водород (Нr) — 3,2;

кислород (Or) — 1,7;

азот (Nr) — 0,9;

сера (Sr) — 2,3;

зола (Ar) — 23,3;

влага (Wr) — 6,0;

летучие вещества (Vr) — 11,0.

Низшая теплота сгорания рабочей массы угля составляет 23,47 МДж/кг. Технический анализ золы и шлака показал, что массовое содержание горючих веществ в летучей золе Гвин составляет 1,9%, а в шлаке Гшл — 0,7%.

Произвести перерачёт выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от энергоблока с котлом, предназначенным для факельного сжигания угля с жидким шлакоудалением, при условии, что для снижения выбросов диоксида серы будет применена сероочистительная установка.

Задание выдал ст. преп. Ноженко А.А.

Содержание Введение

1. Назначение и принцип работы теплоэнергетической установки

1.1 Технологическая схема производства пара

1.2 Основные характеристики парогенераторов

2. Расчёт выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

2.1 Выбросы при сжигании угля

2.2 Выбросы при сжигании мазута

2.3 Выбросы при сжигании природного газа

2.4 Расчёт удельного объёма сухих дымовых газов

3. Характеристика вредного влияния на окружающую среду выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

4. Сравнительный анализ возможных мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

5. Характеристика выбранных мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

6. Расчёт эффективности мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки Заключение Перечень ссылок Введение Существует неразрывная взаимосвязь и взаимозависимость условий обеспечения теплоэнергетического потребления и загрязнения окружающей среды. Взаимодействие этих двух факторов жизнедеятельности человека и развитие производственных сил привлекает постепенное внимание к проблеме взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды. На ранней стадии развития теплоэнергетики основным проявлением этого внимания был поиск в окружающей среде ресурсов, необходимых для обеспечения теплоэнергетического потребления и стабильного теплоэнергоснабжения предприятий и жилых зданий. В дальнейшем границы проблемы охватили возможности более полного использования природных ресурсов путём изыскания и рационализации процессов и технологии, добычи и обогащения, переработки и сжигания топлива, а также совершенствования теплоэнергетических установок. С ростом единичных мощностей блоков, теплоэнергетических станций и теплоэнергетических систем, удельных и суммарных уровней теплоэнергопотребления, возникла задача ограничения загрязняющих выбросов в воздушный бассейн, а также более полного использования их естественной рассеивающей способности. На современном этапе проблема взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды приобрела новые черты, распространяя своё влияние на громадные объемы атмосферы Земли. Ещё более значительные масштабы развития теплоэнергопотребления в обозримом будущем предопределяют дальнейший интенсивный рост разнообразных воздействий на атмосферу. Принципиально новые стороны проблемы взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды возникли в связи с развитием ядерной теплоэнергетики. Важнейшей стороной проблемы взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды в новых условиях является всё более возрастающее обратное влияние, определяющая роль условий окружающей среды в решении практических задач теплоэнергетики (выбор типа теплоэнергетических установок, дислокация предприятий, выбор единичных мощностей энергетического оборудования и многое другое). К основным причинам, приводящим к негативному влиянию теплоэнергетических установок на качество атмосферного воздуха относятся:

— старение основного оборудования, что приводит к увеличению затрат топлива на выработку энергии;

— плохое качество угля, из-за чего приходится использовать более высокореактивное сырьё (газ, мазут);

— неэффективная работа или полное отсутствие на энергоблоках пылегазоочи стительного оборудования. Цель данной работы — исследовать проблему тепловых выбросов в атмос феру и их влияние на окружающую среду. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи: — охарактеризовать теплоэнергетику и её выбросы; - рассмотреть воздействие установки на атмосферу при использовании твер дого топлива; - исследовать влияние на атмосферу при использовании жидкого топлива; - изучить влияние на атмосферу при использовании природного газа;

— разработать мероприятий по охране атмосферного воздуха от выбросов теплоэнергетических установок.

1. Назначение и принцип работы теплоэнергетической установки

1.1 Технологическая схема производства пара Технологическая схема производства пара на паротурбинной электрической станции с прямоточными парогенераторами и сжиганием твёрдого топлива в пылеобразном состоянии показана на рисунке 1.1. Перед поступлением в установку парогенератора, твёрдое топливо заблаговременно размалывается в дробильном оборудовании до размеров частиц, не превышающих 25 мм. В таком виде раздробленное топливо транспортёром перемещается в бункер (1), откуда поступает в блин (2). Здесь топливо окончательно размалывается и подсушивается.

Рис. 1. 1 — Технологическая схема производства пара

1 — бункер раздробленного топлива; 2 — блин; 3 — топливное устройство; 4 — парогенератор; 5 — топочная камера; 6 — устройство золои шлакоудаления; 7 — испарительные поверхности нагрева; 8 и 9 — пароперегреватель; 10 — горизонтальный газоход; 11 — конвективная шахта (вертикальный газоход); 12 — переходная зона; 13 — экономайзер; 14 — воздухонагреватель; 15 — короб холодного воздуха; 16 — вентилятор; 17 — золоулавливатель; 18 — устройство золоудаления; 19 — дымосос; 20 — дымовая труба.

Для сушки топлива используют горячий воздух температурой 250 — 420 °C. Кроме этого, этот воздух необходим для транспортировки и вдувания готовой пыли через топливное устройство (3) через топочную камеру (5) парогенератора (4), в котором из воды вырабатывается пар нужной температуры и давления. Для большинства конструкций мощных парогенераторов отечественного производства характерен П-образный профиль. Первая шахта является топочной камерой объёмом 1000—6000 м³ (в зависимости от мощности агрегата). В ней угольная пыль сгорает на лету и химическая энергия топлива превращается в тепло. Стены топочной камеры изнутри покрыты огнеупорным материалом, а с внешней стороны — тепловой изоляцией. Внутри, непосредственно у стен топочной камеры располагаются трубы (7), которые зачастую являются испарительными поверхностями нагрева. Эти поверхности нагрева получают тепло от факела и топочных газов прямым излучением и называются экранами. Частично охладившись, продукты сгорания при температуре 900—1200°С (в зависимости от виды сжигаемого топлива) поступают в горизонтальный газоход (10), а затем в вертикальную шахту (11). В этих газоходах, через поверхности нагрева тепло передаётся конвекцией, в связи с чем расположенные в них поверхности нагрева получили название конвективных и сами газоходы называют конвективными. Вода, из которой вырабатывается пар, содержит примеси. По мере движения воды по трубам экранов, паросодержание потока увеличивается и соответственно увеличивается концентрация примесей, которая в конце зоны парообразования достигает граничных значений, при которых начинается выпадение примесей в виде твёрдой фазы и образования накипи на стенках труб. Малая теплопроводность накипи (в десятки раз меньше теплопроводности стали) ухудшает теплопередачу и при интенсивном обогреве труб возможен их перегрев. Под влиянием внутреннего давления это может привести к разрыву труб. Для облегчения условий работы металла, зону парообразования (12), в которой выпадет накипь, обычно выносят за пределы топочной камеры и располагают в конвективном газоходе, где интенсивность обогрева в десятки раз меньше. Эту поверхность обогрева называют переходной зоной. В переходной зоне завершается процесс парообразования и достигается небольшой (на 10−15%) перегрев пара. Далее, слабо перегретый пар поступает в расположенную на стенах топочной камеры поверхность нагрева, так же получаю тепло от излучением, — радиационный пароперегреватель (8). Окончательный перегрев пара до нужной температуры достигается на поверхности нагрева (9), которая расположена в конвективном газоходе и называется конвективным пароперегревателем. Отсюда пар, при заданном давлении и температуре направляют в паровую турбину. Как и любая конвективная поверхность нагрева, пароперегреватель (9) состоит из большого числа параллельно включенных змеевиковых труб. Температура продуктов сгорания в пароперегревателе — 550−650°С. Так как на конденсационных электростанциях частично переработанный пар поддают промежуточному (вторичному) перегреву, перед переходной зоной располагают так называемый промежуточный пароперегреватель (на рис. 1 не показан).

На выходе из переходной зоны, продукты сгорания имеют достаточно высокую температуру (400−500°С). Тепло, которое содержат продукты сгорания, утилизируется на поверхности нагрева (13), называемые экономайзерами, которые так же являются системой змеевиков из стальных труб, объединённых на входе и выходе коллекторами. В эти поверхности нагрева поступает вода, которая подогревается до температуры, несколько меньшей температуры насыщения, и дальше направляется в топочные экраны.

Температура продуктов сгорания в экономайзерах составляет 300−400°С и больше, поэтому дальнейшее её снижение осуществляется с конвективной поверхности нагрева (14), используемой для нагрева воздуха и называемой воздухонагревателем. В данном случае воздухонагреватель состоит из системы вертикальных труб, внутри которых движутся продукты сгорания, а между ними — воздух, который нагревается. Обычно температура воздуха, поступающего в воздухонагреватель, составляет 30−60°С. Горячий воздух при температуре 250−420°С в зависимости от топлива и способы его сжигания делят на два потока: один из них — первичный воздух используют в системе подготовке топлива для той, которая подсушила его при перемалывании и для транспорта пыли, а другой — вторичный воздух направляют непосредственно в топочную камеру через топливное устройство для полного сгорания пыли. Продукты сгорания после воздухонагревателя называют выходящими газами. Их температура 110−160°С. Дальнейшая утилизация тепла продуктов сгорания при такой низкой температуре нецелесообразна, поэтому дымососом (19) их направляют через дымовую трубу (20) в атмосферу. После сгорания топлива остаётся зола, которая лишь частично улавливается в топочной камере, а основная её масса сносится газовым потоком. Для очищения продуктов сгорания от золы, устанавливают золоулавливатели (17). С целью защиты от абразивного зольного выноса, дымососы располагают после золоулавливателя. Уловленная в топочной камере зола в твёрдом или жидком состоянии отводится устройствами золоили шлакоудаления (6). Зола, уловленная из потока газов, выходящих в золоулавливатели, отводится устройствами золоудаления (18). Из рассмотренной технологической схемы производства пара, выходит, что в состав парогенераторной установки входит:

— топливный тракт — путь движения топлива, включающий бункер измельчённого топлива (1), блин (2); сопротивление по топливному тракту, начиная с блина, преодолевается давлением, образованным вентилятором;

— газовый тракт — путь движения продуктов сгорания, начинающийся в топочной камере (5), проходит через пароперегреватели (8) и (9), переходную зону (12), экономайзер (13), воздухоподогреватели (14), золоулавливатель (17) и заканчивается дымовой трубой (20); аэродинамическое сопротивление газового тракта к дымовой трубе преодолевается дымососом (19);

— воздушный тракт — путь движения воздуха, включающий в себя короб холодного воздуха (15), воздухонагреватель (14) и топливное устройство (3); аэродинамическое сопротивление тракта преодолевается вентилятором (16), который в целях вентиляции забирает воздух из верхней части помещения; в холодное время года, когда из-за температурных условий усиление вентиляции помещения недопустимо, всасывающий воздухопровод переключают на забор атмосферного холодного воздуха;

— водопаровой тракт — путь последовательного движения воды, пароводяной смеси и перегретого пара; водопаровой тракт включает в себя следующие элементы оборудования: экономайзер (13), топочные экраны (7), переходную зону (12) и пароперегреватели (8) и (9). Преодоление гидравлического сопротивления водопарового тракта различны, в зависимости от метода генерации пара. Для рассмотренной схемы с прямоточными парогенераторами, это сопротивление преодолевается насосом.

Работа оборудования установки парогенератора определяется протеканием большого комплекса сложных процессов. К их числу относятся:

а) подготовка топлива для сжигания и его подача в топочную камеру;

б) преобразование химической энергии топлива в тепло;

в) передача выделяющегося тепла на поверхности нагрева: топочным экранам — излучением, пакетам труб — конвекцией;

г) передача тепла от поверхностей нагрева рабочему объекту: в экономайзере — воде, в испарительных трубах — пароводяной смеси, в пароперегревателе — пару, в воздухонагревателе — воздуху. Условия передачи тепла через поверхности нагрева определяют уровень его использования и температуру металла поверхностей нагрева, а следовательно, экономичность и надёжность работы парогенератора в целом;

д) подача воды в парогенератор, фазовые преобразования в процессе движения в его поверхностях нагрева и выдача перегретого пара заданного давления и температуры;

е) организация водного режима, обеспечивающего профилактику образования отложений на поверхностях нагрева, которые интенсивно обогреваются, и выдачу в турбину пара заданной чистоты;

ж) максимальное улавливание из продуктов сгорания золы и шлака и транспортирование их на специально отведённую территорию за пределами электростанции;

з) транспортировка продуктов сгорания на газоходах и выброс их после охлаждения в парогенераторе через дымовую трубу в атмосферу;

и) полностью механизированный и автоматизированный контроль и управление работой установки парогенератора и всех процессов, протекающих в нём.

1.2 Основные характеристики парогенераторов Параметры перегретого пара характеризуются его температурой и давлением в выходном коллекторе пароперегревателя. Различают парогенераторы среднего (40 бар), высокого (100 и 140 бар) и некритичного (255 бар) давления. Парогенераторы давлением более 140 бар и выше исполняют с промежуточным перегревом пара. Обычно это давление пара записывалось как 40, 100, 140 и 255 ат. Поскольку 1 ат. = 98 066,5 н/м², а 105 н/м²= 1 бар, то здесь и далее принято, что 1 ат. = 1 бар.

Температуру и давление перегретого пара в эксплуатации необходимо поддерживать с достаточной точностью. Значительное снижение температуры пара ухудшает условия работы турбины и уменьшает её экономичность; чрезмерное её превышение ощутимо снижает долговечность выходных участков пароперегревателя, паропровода, соединяющего парогенератор с турбиной и элементы высокого давления турбины.

В эксплуатации необходимо также поддерживать постоянное давление, поскольку его снижение связано со значительным уменьшением мощности и экономичности турбины, а увеличение давления сопровождается увеличением напряжения в элементах оборудования.

2. Расчёт выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

2.1 Выбросы при сжигании угля При использовании угля необходимо рассчитать выбросы оксидов азота, серы и углерода, твёрдых частиц и тяжёлых металлов, а также метана и N2O.

Валовый выброс оксидов азота.

Обобщённый показатель оксидов азота kNOx рассчитывается по формуле:

г/ГДж. (2.1.1)

Где

(kNOx)0 — показатель эмиссии оксидов азота без учёта мер сокращения выбросов (г/Гдж);

= степень уменьшения выброса NOx во время работы при низкой нагрузке;

— эффективность первичных мер по сокращению выбросов;

— эффективность вторичных мер;

— коэффициент работы азотоочистной установки.

Показатель эмиссии NO донецкого тощего угля ТР без учёта мер по уменьшению выбросов составляет 250 г/Гдж (табл. Д 5 приложение Д).

Как видно из таблицы Д 6 (приложение Д) соответственный эмпирический коэффициент для расчёта степени снижения выбросов NOx во время работы при низкой нагрузке z = 1,15.

В соответствии с табличными данными и согласно таблице Д 7 (приложение Д) [1], эффективность первичных мер по уменьшению выброса NO nI равен 0,3.

Поскольку азотоочистной установки на энергоблоке нет, эффективность nII и коэффициент работы = 0.

Валовый выброс оксидов азота.

т (2.1.2)

Где, = низжая рабочая теплота сгорания рабочей массы угля марки ТР;

= расход угля марки ТР.

т Валовый выброс сернистого ангидрида.

Показатель эмиссии оксидов серы (в перерасчёте на SO2) которые поступают в атмосферу с дымовыми газами за промежуток времени Р, является специфическим и рассчитывается по формуле:

(2.1.3)

Где

Sr — содержание серы в угле ГР на рабочую массу;

nI — эффективность связывания серы золой или сорбентом в энергоблоке (таблица Д 2 приложение Д) [1];

nII — эффективность очистки дымовых газов от оксидов серы;

— коэффициент работы сероочистной установки.

Так как сероочистительная установка отсутствует, значения nII и будут равными нулю.

Валовый выброс оксидов серы по формуле (2.2):

т.

Валовый выброс оксидов углерода.

По данным таблицы Е-1 (приложение Е) показатель эмиссии оксида углерода kCO составляет 11,4 г/ГДж. Тогда по формуле (2.2) валовый выброс оксидов углерода ECO.

т Показатель эмиссии углекислого газа при сжигании органического топлива рассчитывается по формуле:

г/ГДж; (2.1.4)

Где, — массовое содержание углерода в угле ГР на рабочую массу %;

— степень окисления углерода для рабочей массы угля ТР в энергоблоке, которая рассчитывается по формуле (А.2) [1]:

(2.1.5)

Где — содержание золы;

— часть золы, которая удаляется в виде летучей золы при жидком шлакоудалении. Таблица Д-1 (приложение Д).

Показатель эмиссии углекислого газа:

г/ГДж.

Тогда по формуле (2.2) валовый выброс диоксидов углерода:

т.

Валовой выброс твёрдых частиц.

Показатель эмиссии твёрдых частиц определяется как специфический и определяется по формуле (2.3):

Так как сероочистительная установка отсутствует, выброс твёрдых частиц сорбентов и продуктов взаимодействия сорбентов и оксидов серы нет. Эффективность золоулавливающей установки зу по данным последних испытаний составляет 0,98. Показатель эмиссии твёрдых частиц:

г/Гдж По формуле (2.2.2) валовый выброс твёрдых частиц составит:

т.

Валовый выброс тяжёлых металлов. По данным таблицы Г. 2 (приложение Г) содержание тяжёлых металлов в рабочей массе угля составляет (мг/кг):

арсен (As) — 20.

хром (Cr) — 47;

медь (Cu) — 29;

ртуть (Hg) — 0,20;

никель (Ni) — 26;

свинец (Pb) — 18;

цинк (Zn) — 40;

При сжигании угля показатель эмиссии тяжёлого металла определяется по формуле:

г/ГДж (2.1.6)

Где, св. м — массовое содержание тяжёлого металла в топливе мг/кг;

Qri — низшая рабочая теплота сгорания топлива МДж/кг;

aвин — часть золы, которая выходит из котла в виде летучей золы;

fоб — коэффициент обогащения тяжёлого металла;

зу — эффективность золоулавливающей установки;

fг — часть тяжёлого металла, которая выходит в газообразной форме;

гзу — эффективность улавливания газообразной фракции тяжёлого металла в золоулавливающей установке.

Часть золы aвин зависит от технологии сжигания топлива (Таблица Д. 1 приложение Д). Массовое содержание тяжёлого металла в топливе определяется во время элементного анализа топлива, применяющегося на энергоблоке. При отсутствии возможности измерений содержания тяжёлых металлов в топливе, ориентировочные значения св. м определяют согласно таблице Г. 2 (приложение Г). Диапазон значений fоб приведён в таблице Д. 9 (приложение Д). fг зависит от физико-химических особенностей тяжёлого металла. Ориентировочные значения fг приведены в таблице Д. 10 (приложение Д). Эффективность улавливания газообразной фракции тяжёлых металлов гзу в электрофильтрах приведена в таблице Д. 11 (приложение Д).

Из имеющихся в угле тяжёлых металлов ртуть, селен и арсен частично выходят из топлива в газообразном виде. По данным таблицы Д. 9 (приложение Д) эта часть составляет: 0,9 для ртути, 0,005 для арсена и 0,15 для селена. Для остальных тяжёлых металлов она равна нулю. Эффективность улавливания в золоулавливающей установке газообразной ртути зу равна 0,35 (таблица Д. 13 приложение Д)[1]. По данным таблицы Д. 9 (приложение Д) при эффективности золоулавливания 0,98 коэффициент обогащения тяжёлых металлов составляет: арсен — 3,75; кадмий — 5,35; хром — 1,0; медь — 1,7; ртуть — 1,0; никель — 2,35; свинец — 4,25; селен — 5,3; цынк — 5,35.

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж По формуле (2.2.1) мы можем рассчитать валовые выбросы по каждому тяжёлому металлу.

т

т.

т.

т.

т.

т.

т.

т.

т.

Результаты расчётов сведены в таблицу 2.1.1.

Таблица 2.1.1 — Расчетные данные выбросов тяжёлых металлов.

Валовый выброс оксида диазота.

Валовый выброс оксида диазота N2O во время сжигания угля рассчитывается по данным таблицы Е.3 (приложение Е) и по формуле (2.1.2):

т.

Валовый выброс метана.

Валовый выброс метана CH4 во время сжигания угля расчитывается по данным таблицы Е.4 (приложение Е)[1] и по формуле (2.1.2):

2.2 Выбросы при сжигании мазута При использовании мазута, необходимо росчитать выбросы оксидов азота, серы и углерода, твёрдых частиц и мазутной золы (в перерасчёте на ванадий или пятиоксь ванадия) а так же N2O и CH4

Перерасчёт характеристик мазута.

Для перерасчёта состава топлива на рабочую массу применяются множители в соответствии с таблицей В.1 (приложение В)[1]. Состав рабочей массы мазута таков:

углерод: — 87,5· (100 — 2,0 — 0,15)/100 = 85,6% водород: — 11,10· (100 — 2,0 — 0,15)/100 = 10,8% кислород и азот: — 1,0· (100 — 2,0 — 0,15)/100 = 0,97% сера: — 0,40· (100 — 2,0 — 0,15)/100 = 0,39%

В соответствии с таблицей В.2 (приложение В) низжая теплота сгорания из горючей массы Qidaf на рабочую Qir пересчитывается по формуле (2.2.1)

МДж/кг Валовый выброс оксидов азота.

Показатель эмиссии оксидов азота (kNOx)0 без учёта первичных мероприятий в соответствии с таблицей Д. 5 (приложение Д) [1]равен 200 г/ГДж.

В соответствии с начальными данными и таблице Д. 7 (приложение Д) [1]эффективность первичных мероприятий по уменьшению выбросов оксидов азота I равна 0,30. Эмпирический коэффициент z равен 1,25 таблица Д. 6 (приложение Д)[1]. Азотоочистная установка отсутствует, поэтому эффективность II и коэффициент работы равны нулю. Показатель эмиссии оксидов азота kNOx:

г/Гдж.

Валовый выброс оксидов азота ENOx за отчётный период составляет:

т.

Выбросы сернистого ангидрида.

Показатель эмиссии оксидов серы (в перерасчёте на диоксид серы SO2), которые поступают в атмосферу с дымовыми газами за промежуток времени Р, является специфическим и рассчитывается по формуле :

г/Гдж. (2.2.2)

Эффективность связывания оксидов серы I по данным таблицы Д. 2 (приложение Д) составляет 0,05, а эффективность улавливания оксидов серы вместе с твёрдыми частицами в золоулавливающей установке равна нулю.

Сероочистная установка отсутствует, поэтому эффективность II и коэффициент работы равняются нулю.

Показатель эмиссии оксида серы:

г/ГДж.

Тогда по формуле (2.2) валовый выброс равен:

т.

Валовые выбросы оксидов углерода.

По данным таблицы Е.1 (приложение Е)[1] показатель эмиссии оксидов углерода kCO составляет 15 г/ГДж. Тогда по формуле (2.1.2) валовый выброс ECO оксида углерода:

т.

Показатель эмиссии углекислого газа во время сжигания органического топлива определяется по формуле:

г/ГДж. (2.2.3)

Степень окисления углерода C во время сжигания мазута в энергетической установке по данным приложения, А составляет 0,993. Показатель эмиссии углекислого газа:

г/ГДж.

По формуле (2.2) валовые выбросы оксидов углерода:

т.

Валовые выбросы твёрдых частиц.

Показатель эмиссии твёрдых частиц определяется как специфический и рассчитывается по формуле:

г/ГДж. (2.2.4)

Так как сероочистная установка отсутствует, выбросов твёрдых частиц сорбента и продуктов взаимодействия сорбента и оксидов серы нет. Массовое содержание горючих веществ в выбросах твёрдых частиц вин составляет 0%. Эффективность золоулавливающей установки зу по данным последних испытаний, составляет 0,98. Показатель эмиссии твёрдых частиц:

г/ГДж Тогда по формуле (2.2) валовый выброс твёрдых частиц составит:

т.

Валовый выброс ванадия.

Показатель эмиссии мазутной золы в перерасчёте на ванадий по формуле:

г/ГДж (2.2.5)

Где, Qri низжая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

сV массовое содержание ванадия в топливе, мг/кг;

ос — доля ванадия, який оседающая на поверхности нагрева котла с твёрдыми частицами;

зу (V) — эффективность улавливания ванадия золоулавливающей установкой.

Массовое содержание ванадия в мазуте сV, мг/кг, определяется по результатам химического анализа мазута или рассчитывается по формуле:

(2.2.6)

Где, Аr — массовое содержание золы в мазуте на рабочую массу, %.

Массовое содержание золы в мазуте Аr определяется по данным технического анализа топлива.

Часть ванадия ос, которая оседает с твёрдыми частицами на поверхностях нагрева, для котла с промежуточными пароперегревателями, очистка поверхностей которых производится во время остановки, составляет 0,07. Эмпирический коэффициент fV для электростатических фильтров составляет 0,6 (Таб. Д13) (ПриложениеД). Эффективность улавливания ванадия электрофильтром во время общего сжигания угля и мазута:

Показатель эмиссии мазутной золы в перерасчёте на ванадий:

г/ГДж Тогда по формуле (2.2) валовый выброс ванадия составит:

т.

Показатель эмиссии пятиоксида ванадия находится по формуле:

г/ГДж.

По формуле (2.2) валовый выброс пятиоксида ванадия составит:

т.

Валовые выбросы метана.

Валовые выбросы метана CH4 во время сжигания мазута рассчитываются по данным таблицы Е.4 (Приложение Е)[1] и по формуле (2.2):

т.

Валовые выбросы оксидов диазота.

Валовые выбросы оксидов диазота N2O во время сжигания мазута рассчитывается по данным таблицы Е.3 (Приложение Е) и по формуле (2.2):

т.

2.3 Выбросы при сжигании природного газа При использовании природного газа необходимо рассчитать выбросы оксидов азота, серы и углерода, оксидов диазота и метана.

Перерасчёт характеристик природного газа кг/нм³.

Удельная масса каждого индивидуального газа в сухом топливе определяется по формулам, приведённым в Приложении Б[1].

;

;

;

;

;

.

Где

mi — удельная масса i-того индивидуального газа в 1 нм³ сухого газообразного топлива, кг/нм³;

(i)v — объёмное содержание i-того индивидуального газа, %.

Массовый элементный состав сухого газообразного топлива определяется по формулам:

(2.3.1)

(2.3.2)

(2.3.3)

.

Где, C daf — массовое содержание углерода в топливе на горючую массу, %;

H daf — массовое содержание водорода в топливе на горючую массу, %;

N daf — массовое содержание азота в топливе на горючую массу, %;

O daf — массовое содержание кислорода в топливе на горючую массу, %;

p н — густота сухого газообразного топлива, кг/нм³.

Таким образом получены значения, % массвого элементного состава природного газа:

углерод — C r = Cdaf =73,67;

водород — H r = Hdaf =24,65;

кислород — O r = O daf = 1,56;

азот — N r = N daf = 0,12.

Массовая низжая теплота сгорания Qir

МДж/кг.

Массовые затраты природного газа:

B = Bvр п = 8808· 103·0,723 = 63 685 т.

Валовые выбросы оксидов азота.

Показатель эмиссии оксидов азота (kNOx)0 без учёта первичных мероприятий согласно с таблицей Д. 5 (приложение Д) равно 150 г/ГДж. В таблице Д. 6 (приложение Д)[1] эмпирический коэффициент z для природного газа составляет 1,25. В соответствии с исходными данными и согласно таблице Д. 7 (приложение Д) [1], эффективность первичных мероприятий по снижению выброса оксида азота I составляет 0,30. Азотоочистительная установка отсутствует, поэтому эффективность II и коэффициент работы равны нулю. Показатель эмиссии kNOx равен:

г/ГДж.

Тогда по формуле (2.2) валовый выброс составит:

т.

Валовые выбросы оксидов углерода.

По данным таблицы Е.1 (приложение Е)[1] показатель эмиссии оксида углерода kCO составляет 17 г/ГДж. Валовый выброс оксида углерода равен:

т.

Показатель эмиссии углекислого газа во время сжигания органического топлива определяется по формуле (2.2.3):

; (2.2.3)

Степень окисления углерода C во время сжигания природного газа в энергетической установке по данным (приложения А)[1] составляет 0,995. Показатель эмиссии углекислого газа:

г/ГДж.

Тогда по формуле (2.2) валовый выброс углекислого газа составит:

т.

Валовый выброс ртути.

Показатель эмиссии ртути kHg является обобщённым и рассчитывается по формуле:

(2.3.4)

где (kHg)0 показатель эмиссии ртути без использования золоулавливающей установки, г/ГДж;

гзу эффективность улавливания ртути в золоулавливающей установке (таблица Д. 11, приложение Д). 1]

Значение (kHg)0 во время сжигания природного газа приведено в таблице Д. 14 приложение Д). 1]

г/ГДж.

Валовый выброс ртути во время сжигания природного газа составляет:

т.

Валовый выброс оксида диазота.

Валовый выброс оксида диазота при сжигании природного газа рассчитывается по данным таблицы E.3 (приложение Е) и по формуле (2.2):

т.

Валовый выброс метана.

Валовый выброс метана CH4 во время сжигания природного газа рассчитывается по данным таблицы Е.4 (приложение Е) и по формуле (7):

т.

В таблице 2.3.1 Приведены значения выбросов всего рассмотренного спектра загрязняющих веществ по каждому виду топливо и общее число выбросов.

Таблица 2.3.1 — Валовые выбросы загрязняющих веществ, т.

2.4 Расчёт удельного объёма сухих дымовых газов Общая формула расчёта удельного объёма сухих дымовых газов в нормальных условиях (приложение А) имеет вид:

(2.4.1)

Во время сжигания угля, удельный объём сухих дымовых газов равен:

нм³/кг.

При сжигании мазута удельный объём сухих газов составит:

нм³/кг.

При сжигании природного газа объём сухих газов будет равен:

нм³/кг.

А относительно единицы объёма природного газа удельный объём сухих дымовых газов будет:

нм³/кг.

3. Характеристика вредного влияния на окружающую среду выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки В настоящее время именно тепловой энергетике принадлежит определяющая роль в производстве электроэнергии во всем мире. Развитие теплоэнергетики оказывает воздействие на различные компоненты природной среды: на атмосферу (потребление кислорода воздуха (О2), выбросы газов, паров, твёрдых частиц), на гидросферу (потребление воды, переброска стоков, создание новых водохранилищ, сбросы загрязненных и нагретых вод, жидких отходов), на литосферу (потребление ископаемых топлив, изменение водного баланса, изменение ландшафта, выбросы на поверхности и в недра твёрдых, жидких и газообразных токсичных веществ). В настоящее время это воздействие приобретает глобальный характер, затрагивая все структурные компоненты нашей планеты. Взаимодействие теплоэнергетики и окружающей среды происходит во всех стадиях иерархии топливно-энергетического комплекса: добыче, переработке, транспортировке, преобразование и использование тепловой энергии. Это взаимодействие обусловлено как способами добычи, переработки и транспортировки ресурсов, связанных с воздействием на структуру и ландшафты литосферы, потребление и загрязнение вод морей, озёр, рек, изменением баланса грунтовых вод, выделением теплоты, так и использованием тепловой энергии от источников.

Атмосфера воздушная среда является наиболее уязвимой составляющей окружающей среды. Без нее невозможна жизнедеятельность человека, существование и развитие животного и растительного мира, так как в ней содержится основная часть кислорода воздуха, имеющегося на планете.

Наибольшее загрязнение атмосферного воздуха происходит вследствие выбросов в атмосферу вредных веществ при работе энергетических установок, работающих на углеводородном топливе (бензин, керосин, мазут, дизельное топливо, уголь). Одним из основных и самых крупномасштабных источников загрязнения атмосферы являются ТЭЦ: на их долю приходится около 14 процентов общего загрязнения атмосферы техническими средствами.

Различные компоненты продуктов сгорания топлива, выбрасываемые в атмосферу, гидросферу, литосферу и во время пребывания ведущие себя по-разному (изменяется t, свойства) называются примесными выбросами.

При выходе в атмосферу, эти выбросы содержат продукты реакций в твёрдой, жидкой и газообразной фазах. После их выпадения могут проявляться в виде: осаждения тяжёлых фракций, распада на компоненты по массе и размерам, химических реакций с компонентами воздуха, взаимодействием с воздушными течениями, с облаками, с атмосферными осадками, фотохимические реакции. В результате, состав выбросов может существенно измениться, могут появиться новые компоненты, поведение и свойства которых (в частности, токсичность, активность, способность к новым реакциям) могут значительно отличаться от данных.

Отрицательное влияние ТЭЦ на окружающую среду в значительной степени связано с расходованием больших количеств кислорода на горение топлива и выбросом в атмосферу углекислого газа: при современном топливном балансе потребление кислорода на сжигание топлива примерно в 5 раз превосходит его потребление всем населением Земли; а также с повышением температуры окружающего воздуха тепловые электростанции в наибольшей степени «ответственны» за усиливающийся парниковый эффект и выпадение кислотных осадков. Кроме того, ТЭЦ, использующие органическое топливо, загрязняют окружающую среду окислами азота, серы, углерода, а также углеводородами. Особенно опасны окислы азота, обладающие свойством канцерогенности, сернистый ангидрид, диоксид серы и оксиды азота, поскольку они переносятся на большие расстояния и осаждаются, в частности, с осадками на поверхность земли, загрязняя гидросферу и литосферу. Одним из особенно ярких проявлений этой картины являются кислотные дожди. Эти дожди образуются вследствие поступлений от сгорающего топлива и уходящих в атмосферу на большую высоту дымовых газами в, основном двуокиси серы и окислов азота. Получающиеся при этом в атмосфере слабые растворы серной и азотной кислоты могут выпадать в виде осадков иногда через несколько дней в сотнях километров от источника выделения. В выбросах ТЭЦ содержится значительное количество металлов и их соединений. Летальный эффект этих загрязнителей не проявляется только потому, что они попадают в организмы в незначительных количествах. Это, однако, не исключает их отрицательного влияния через воду, почвы и другие звенья экосистем.

В выбросах ТЭЦ присутствуют также радиоактивные элементы. Имеются данные, что тепловые электростанции в 2−4 раза сильнее загрязняют среду радиоактивными веществами, чем АЭС такой же мощности. Это обусловлено выбросами естественных радиоактивных веществ, содержащихся в каменном угле. Выбросы при сжигании угля представляют собой долгоживущие радиоактивные вещества, излучающие альфа-частицы, и поэтому их биологическая опасность выше, чем от выбросов АЭС. Кроме того, угольная зола содержит в себе большое количество токсичных металлов, таких как марганец, ртуть, никель, ванадий. Токсичные металлы приводят к возникновению проблемы долговременного заражения местности. В целом индивидуальные дозы облучения для всего населения и от ТЭЦ и АЭС приблизительно одинаковы.

Показатели загрязнений окружающей среды зависят от вида применяемого на ТЭЦ топлива. Очевидно, что для оценки экологичности теплоэнергетики важное значение имеет структура топливного баланса тепловых электростанций. В топливном балансе ТЭЦ во всем мире в целом доминирующее положение занимает уголь. Так, уголь составляет свыше 70% топлива, потребляемого в электроэнергетике в странах-членах организации экономического сотрудничества и развития. Именно уголь, при существующих способах его сжигания, определяет в основном негативные экологические эффекты. Кроме того, сжигаемый на тепловых электростанциях энергетический уголь как правило имеет низкое качество: высокая зольность и влажность угля при практическом отсутствии обогащения вызывают значительные технические и экологические трудности при его сжигания в котлах. Серьезные проблемы связаны с твердыми отходами ТЭЦ — золой и шлаками. Хотя зола в основной массе улавливается различными фильтрами, все же в атмосферу в виде выбросов ТЭЦ ежегодно поступает около 250 млн. т мелкодисперсных аэрозолей. Последние, способны заметно изменять баланс солнечной радиации у земной поверхности. Они же являются ядрами конденсации для паров воды и формирования осадков, а попадая в органы дыхания человека и других организмов, вызывают различные респираторные заболевания. Кроме того, тепловые электростанции, работающие на каменном угле, создают значительные золоотвалы. Так, например, золоотвалы ТЭЦ мощностью в 1 ГВт ежегодно занимают площадь 0,5 км² при высоте в 2 м, которые долгое время не используются и являются очагами накопления тяжелых металлов и повышенной радиоактивности. Золоотвалы, в большинстве своём, очень плохо оборудованы и зола разносится на значительные расстояния. Кроме того, что зола загрязняет атмосферу, оседая на землю она скапливается, покрывая поверхность почвы плотным слоем, что способствует образованию техногенных пустынь. Перевод установок на жидкое топливо уменьшает золообразование, но практически не влияет на выбросы SO2, так как в мазуте содержится около 2% серы. ТЭЦ — существенный источник подогретых вод, которые используются здесь как охлаждающий агент. Эти воды нередко попадают в реки и другие водоемы, обусловливая их тепловое загрязнение и сопутствующие ему цепные природные реакции (размножение водорослей, потерю кислорода, гибель гидробионтов, превращение типично водных экосистем в болотные и т. п.). Выбросы теплоты, следствиями которых могут быть: постоянное локальное повышение температуры в водоёме, временное повышение температуры, изменение условий состава льда, зимнего гидрологического режима, изменение условий паводков, изменение распределения осадков, испарений, туманов.

ТЭЦ является причиной возникающего в крупных промышленных городах смога: недопустимого загрязнения обитаемой человеком наружной воздушной среды, вследствие выделения в неё указанными источниками вредных веществ при неблагоприятных погодных условиях. В результате промышленной деятельности человека в области производства тепловой энергии в окружающей среде наблюдается целый ряд существенных изменений. Вот лишь некоторые из них, особо ощутимые:

1. Наличие частиц, являющихся ядрами конденсации в 10 раз больше.

2. Наличие в воздухе газовых примесей увеличено 5−25 раз.

3. Количество облаков увеличивается на 5−10%.

4. Количество туманов зимой на 100% больше, летом на 30%.

5. Число осадков в различные периоды года на 5−10% больше.

6. Относительная влажность уменьшена летом на 2%, зимой на 8%.

7. Солнечное излучение уменьшено 3−20%.

8. Температура повышается на 1−2 градуса Цельсия.

9. Скорость ветра 5−30% больше. [5]

загрязняющий энергоблок уголь котёл Таблица 3.1 «Влияние теплоэлектростанций на окружающую среду и биосферу»

Рисунок 3.1 — Теплоэнергетическая станция

4. Сравнительный анализ возможных мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки Согласно закону «Об охране атмосферного воздуха» (1999 г.), запрещается размещение и эксплуатация объектов хозяйственной и иной деятельности, которые не имеют предусмотренных правилами охраны атмосферного воздуха установок очистки газов и средств контроля за выбросами вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух.

Газоочистительные и пылеулавливающие установки разделяют на технологические и санитарные. Установки технологической очистки — это сооружения и аппараты, включенные в технологический процесс и исключающие газовые выбросы в атмосферу. Установки санитарной очистки — сооружения и аппараты, препятствующие вредным технологическим и вентиляционным выбросам, а также служащие для возврата сырья.

В основе многих технологических методов очистки газов лежат процессы взаимодействия газов с жидкими или твердыми поглотителями, а также процессы химического превращения ядовитых примесей в нетоксичные соединения при высоких температурах или в присутствии катализаторов. В связи с этим наибольшее распространение при очистке газов получили абсорбционные, адсорбционные и каталитические методы.

Каталитический метод восстановления окислов азота применяют в нескольких системах получения азотной кислоты при давлении 3,5×2О5 Па. В схемах используют отечественные марки катализаторов на основе палладированной окиси алюминия.

Среди методов очистки промышленных выбросов от сернистого ангидрида следует назвать следующие:

— аммиачные методы, позволяющие одновременно с очисткой газов от окиси серы получать сульфит и бисульфит аммония, которые используются как товарные продукты либо разлагаются кислотой с образованием высококонцентрированного сернистого газа и соответствующей соли;

— методы нейтрализации сернистого ангидрида, позволяющие одновременно получать сульфиты и сульфаты, что обеспечивает высокую степень очистки газов, но получаемые продукты имеют ограниченный спрос в народном хозяйстве;

— каталитические методы, основанные на окислении сернистого ангидрида в присутствии катализаторов с получением разбавленной серной кислоты.

Тот или иной метод очистки от сернистого ангидрида должен быть выбран с учетом местных условий, наличия поглотителей и потребности в получаемых продуктах.

В зависимости от природы сил, используемых в пылеулавливающих аппаратах для отделения частиц пыли от газового потока, их подразделяют на четыре основные группы:

— пылеосадительные камеры и циклоны;

— аппараты мокрой очистки газов;

— пористые фильтры;

— электрические фильтры.

Из инерционных аппаратов центробежного типа наибольшее распространение получили циклоны. В отечественной практике применяют различные циклоны. При очистке большого количества газов для достижения высокой степени улавливания пыли устанавливают группу циклонов относительно небольшого диаметра — так называемые батарейные циклоны, состоящие из большого числа параллельно установленных циклонных элементов, объединенных в одном корпусе и имеющих общий коллектор для подвода, отвода газов и общий бункер для сбора пыли. В отличие от обычных в батарейных циклонах газовый поток получает необходимое для выделения пыли вращательное движение не с помощью подвода его по касательной, а с помощью направляющего аппарата. Размеры такого батарейного циклона значительно меньше, чем у группы обычных циклоном той же производительности.

Батарейные циклоны можно устанавливать только в тех случаях, когда улавливаемая пыль обладает достаточной сыпучестью и не смачивается. В противном случае элементы циклона забиваются и работа его затрудняется.

Одним из простых и эффективных способов очистки промышленных газов от взвешенных частиц является мокрый способ, получивший в последние годы значительное распространение в отечественной промышленности и за рубежом. При высокой эффективности аппараты мокрой очистки газов отличаются от аппаратов сухой очистки дешевизной.

Отдельные виды таких аппаратов, например, турбулентные газопромыватели, могут быть применены для очистки газов от частиц размером до 0,1 мкм. По степени очистки они могут не только успешно конкурировать с такими высокоэффективными пылеуловителями, как рукавные фильтры, но и использоваться в тех случаях, когда рукавные фильтры нельзя применять из-за высокой температуры, повышенной влажности или взрывоопасности очищаемых газов. В аппаратах мокрой очистки газов одновременно со взвешенными частицами улавливаются парои газообразные компоненты.

К недостаткам мокрой очистки можно отнести необходимость обработки образующихся сточных вод и защиты аппаратов от коррозии при обработке агрессивных сред, а также повышенный брызгоунос. Однако, несмотря на эти недостатки, мокрые газоочистительные аппараты с успехом применяют в химической промышленности и в газоочистных системах для одновременного охлаждения и увлажнения газов.

Например на Северной ТЭЦ-27 (Москва) функционирует уникальная установка «Денокс» по очистке газов датской фирмы «Хальтор Топсе». В процессе сжигания топлива, в данном случае природного газа, образуются окислы азота, которые обычно попадают в атмосферу в дымовых газах. На Северной ТЭЦ-27 на их пути поставлен катализатор на целлюлозно-картонной основе с пропиткой окислами титана, ванадия и редких металлов, внешне напоминающий соты. Сюда предварительно впрыскиваются пары аммиака, которые благодаря катализатору при температуре 300−400°С вступают в реакцию с уходящими дымовыми газами. Происходит разложение окислов на водяной пар и азот, т. е. естественные компоненты атмосферы. Этот процесс денитрофикации окислов азота и дал название установке — De Nox.

Эффективность каталитической установки ведет к сокращению вредных выбросов в 4−10 раз по сравнению с нормой. На Северную ТЭЦ-27 приходится всего 1% от общего загрязнения, т. е. она действительно представляет собой практически чистый в экологическом отношении промышленный объект.

В 2001 г. российские специалисты Объединенного института высоких температур (ОИВН) РАН завершили работу по снижению выбросов окислов азота на одном из котлоагрегатов московской ТЭЦ-21. Ученые поставили перед собой задачу не улавливать эти окислы, а предотвратить их образование. Оказалось, что экономически это более выгодно. Не меняя оборудования, не строя ничего нового, специалисты ОИВН РАН разработали новые параметры режима горения. В результате удалось снизить выбросы окислов азота в 2−4 раза. В ОИВН РАН создан также новый электродинамический фильтр, который позволяет очищать выбросы электростанций от окислов азота, серы и пыли одновременно. Этот фильтр можно установить не только на газовых, но и на угольных станциях. 5],.

5. Характеристика выбранных мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки Диоксид серы, или сернистый ангидрид, образуется при сгорании серы, сероводорода, а также при нагревании различных сульфитов в потоке воздуха или кислорода При обычных условиях S02 является бесцветным газом с резким запахом горючей серы Он почти в 2,3 раза тяжелее воздуха, горит и не поддерживает горения.

Диоксид серы в атмосфере способен окисляться до триоксида, который во влажном воздухе может превращаться в серную кислоту. Этой реакции способствует солнечный свет, различные катализаторы, а также озон даже за очень малых концентраций диоксида серы в атмосфере может находиться небольшое количество паров или аэрозолей серной кислоты, усиливающие загрязнения. Для устранения S02 в выхлопных газах введен ряд методов, среди которых лучше всего применяют аммиачный (варианты: аммиачно-сернокислый и аммиачно-автоклавный), известняковый, магнезитовые, марганцевый и адсорбционные.

Аммиачные методы очистки газов от S02 сводятся к реакции с водным раствором сульфита аммония описаны в формуле (5.1):

(5.1)

Согласно дальнейшей методики распада бисульфита рассматривают две модификации метода: аммиачно-сернокислый и аммиачно-автоклавный.

Аммиачно-сернокислый вариант заключается в том, что сульфит аммония обрабатывают серной кислотой.

(5.2)

Половину выделенного S02 направляют на производство серной кислоты, которая непосредственно используется в процессе, а вторая половина может применяться как товарный продукт: S02 или Н2S04 описаны в формуле (5.2).

Очистительная установка работает следующим образом газ, содержащий в среднем 0,2% S02, очищают в распылительной абсорбере и, что орошается раствором сульфита аммония абсорбер состоит из трех секций: верхней распиливаемой, средней — абсорбционной и нижней — сепарационной. Очищенный газ проходит через брызгоулавливатели 2 и электрофильтры 3, после чего выбрасывается в атмосферу. В сборник 9 поступает сульфитно-бисульфитний раствор, конденсат из электрофильтров 3 и свежий раствор аммиачной воды из емкости 11. Стабилизированный по концентрации раствор возвращается на орошение.

Рис 5.1 — Схема установки для сернокислотного очистки газа:

1 — абсорбер, 2 — брызгоулавливатель, 3 — электрофильтр, 4 — колонна разложения, 7 — насосы, 6, 8−10 — соответственно сборники сульфита аммония, насыщенного раствора, поглощающего раствора и аммиачной воды, 11 — емкость для приготовления аммиачной воды 500−600 г / л, через сборник 8 насосом 7 раствор подают в колонну орошения 4, сюда также поступает 94% серная кислота.

Реакция разложения бисульфита амония происходит при температуре 70 °C. С верхней колонны отводят концентрированный S02, снизу — раствор сульфата аммония. В емкости 6 раствор нейтрализуют до слабощелочной или нейтральной реакции аммиачной водой, а затем насосом 5 подают на склад готовой продукции.

При аммиачно-автоклавного методе абсорбцию диоксида серы также проводят раствором сульфит-бисульфита аммония. Но в этом случае раствор разлагается в автоклаве при температуре 150−160°С и давлении 0,5−0, 6 МПа с получением элементной серы и сульфита аммония. При этом происходит реакция:

(5.3)

В процессе термического разложения получают сульфат аммония и серу, которые являются торговыми продуктами. Технологическая схема приведена на рис. 3. Очистка газа от диоксида серы осуществляют в скруббере насадкой типа 1 в противотоке с циркуляционным раствором сульфит-бисульфита аммония Очищенный газ через трубу выбрасывается в атмосферу. В результате абсорбции диоксида серы концентрация солей в растворе увеличивается. Часть раствора удаляют, очищают от механических примесей в фильтр-прессе 2 и подают насосом в автоклав 3. Для ускорения реакции разложения в этот аппарат вводят определенное количество серной кислоты. Реакция разложения ускоряется я введением в раствор селена (0,003% от массы), в результате чего температура процесса снижается до 135 °C.

Раствор сульфита аммония выпаривают под вакуумом в колонне 4 и охлаждают кристаллы сульфита аммония отделяют в центрифуге 5, сушат в сушильном аппарате 6, после чего направляют чистую серу на склад готовой продукции.

Рис 5.2. — Схема установки аммиачно-автоклавного очистки газов от диоксида серы:

1 — скруббер 2 — фильтр, 3 — автоклав, 4 — вакуумный испарительный аппарат, 5 — центрифуга, 6 — сушилка.

Известковый метод Как реагент при этом методе применяют дешевые и широко распространенные вещества: известняк, известь и мел. Поглощение осуществляется суспензии за такими реакциями:

(5.4)

Сульфид кальция плохо растворяется в воде (0,136 г / л), в процессе очистки быстро перенасыщает раствор и выпадает в виде мелких кристаллов.

Преимуществами известнякового (известкового) метода являются простота технологической схемы, доступность в дешевизне сорбента, относительно малые капитальные затраты, возможность очистки газа без предварительного охлаждения и обеспыливания.

К недостаткам метода относятся низкий коэффициент использования известняка, зависящий от типа применяемого минерала и достигающий, как правило, 40−50%, получение в качестве продукта утилизации неиспользуемого шлама, относительно низкая эффективность очистки, подверженность забиванию кристаллическими отложениями абсорбционной аппаратуры и жидкостных коммуникаций.

Магнезитовый метод основан на поглощении S02 суспензией оксида магния:

(5.5)

Степень очистки зависит от PH циркулирующей жидкости в кислой среде образуется растворимый бисульфит магния. Процесс поглощения характеризуется реакцией:

(5.6)

Чтобы предупредить реакцию образования сульфита магния, в раствор добавляют ингибитор — парафенилендиамин:

(5.7)

Достоинством магнезитового способа является возможность достижения высокой степени очистки газов без предварительного их охлаждения. Обжиг сульфита магния может производиться на химическом предприятии за пределами ТЭС, так как высушенные и обезвоженные кристаллы могут достаточно удобно транспортироваться.

Основным недостатком магнезитового способа является наличие многочисленных операций с твердыми веществами (кристаллами сульфита, окиси магния, золы), что связано с абразивным износом аппаратуры и пилением. Для сушки кристаллов и удаления гидратной влаги требуется значительное количество тепла.

Разновидностью магнезитового способа является метод Грилло, в котором используются природные материалы: киезелит, содержащий моногидрат сульфата магния, и пиролюзит с содержанием до 87% двуокиси марганца.

Марганцевый метод Разработанный японской компанией «Митцубиси», заключается в том, что измельченный диоксид марганца вводят в поток газа, загрязненного диоксидом серы. В результате реакции образуется сульфат марганца:

(5.8)

Аэрозоль сульфита марганца в твердом виде и избыток непрореагированного диоксида марганца выделяют в батарейных циклонах и электрофильт. Степень извлечения диоксида достигает 99,9% Выделенную смесь твердых частиц вводят в водный раствор аммиака и аерирують в окислительной колонне .При этом происходит реакция:

(5.9)

Раствор сульфата аммония отделяют фильтрацией или центрифугированием от твердых частиц диоксида марганца, который затем измельчают и возвращают в технологический процесс.

Адсорбционные методы Адсорбенты является эффективным средством очистки газа от диоксида серы и рекуперации этого компонента с целью получения на его основе ценных товарных продуктов: серы, серной кислоты или сжиженного диоксиду серы.

Для улавливания S02 чаще всего используют углеродные пористые вещества — активированный уголь, полукокс и др.

Преимущественно в газах, подлежащих очистке, кроме диоксида серы, является водяной пар, но и кислород. В этом случае первичные процессы завершаются при преобразовании этих компонентов из газовой фазы в адсорбированную:

(5.10)

Где, — состояние компонента в адсорбированных фазе.

В абсорбированный фазе происходят вторичные реакции с образованием серной кислоты в качестве конечного продукта:

(5.11)

Преимуществами такой схемы является возможность очистки горячих (до 200° С) запыленных газов. Содержащаяся в газе зола не задерживается в адсорбере, работающем в режиме кипящего слоя. После очистки газ сохраняет высокую температуру, подъемная сила его значительна и он легко рассеивается в атмосфере после выброса.

При наличии в газе смолистых веществ постепенно снижается поглотительная емкость сорбента вследствие его загрязнения. В этом случае часть сорбента должна выводиться на регенерацию. Последняя может быть осуществлена отмывкой сорбента соответствующими растворителями с последующей продувкой острым паром. К недостаткам способа относится большой расход сорбента вследствие истирания.

Абсорбционный метод целесообразно применять при очистке выбросов от парогазообразных ЗВ кислого или щелочного характера: диоксида серы, диоксида азота, сероводорода, диоксида хлора, хлора, хлорида водорода, фторида водорода, аммиака, паров азотной кислоты, едкого натра, тумана серной кислоты и др. В качестве абсорбента применяют водно-щелочные и водно-кислотные растворы; при выборе абсорбента следует отдавать предпочтение технологическим растворам, использование которых дает возможность возвратить уловленные ЗВ в производственный цикл вместе с технологическим раствором. При использовании в качестве абсорбентов сточных и оборотных вод целесообразно использовать такие воды, которые бы содержали в качестве активного компонента вещества способные, при взаимодействии с растворенным ЗВ, образовывать трудно-растворимые (шлам) или летучие соединения, легко выводимые из системы газоочистки; основные требования: к шламу — отношение к 4-му классу опасности, высокая водоотдающая способность и возможность утилизации; к летучим ЗВ — реальная возможность использования в данном производстве или каком-либо другом.

Примером такого способа является известняковый (известковый) способ очистки газов от диоксида серы; представляется возможным применение способа и для очистки выбросов от сероводорода.

Труднорастворимое соединение легко выводится из системы; однако при этом необходимо решать вопрос его полезного использования (утилизации) или размещения. Реализация такого способа во многом определяется технологией утилизации осадка, спросом и ценой на продукт его утилизации. Для санитарной очистки выбросов не исключается в применение специальных абсорбентов (например, моноэтаноламина для извлечения из выбросов сероводорода). Однако реализация такого варианта требует значительных затрат, обусловленных необходимостью приобретения и доставки активного компонента абсорбента. Снижение затрат на абсорбент достигают путем его регенерации; при этом, однако, возрастают капитальные и эксплуатационные затраты. Кроме того, в виду малых концентраций ЗВ в выбросах, возникают вопросы дальнейшего обращения с ними (в выбросах после регенерационного аппарата).

Рис. 5.3 — Блок-схема очистки выбросов абсорбционным методом:

1 — блок подготовки газов, 2 — абсорбер, 3 — блок обработки отработанного активного материала, 4 — сборник.

Подготовка газов предполагает извлечение из газов взвешенных веществ, регулирование температуры газового потока и его влажности.

В блоке 3 осуществляется обработка активного материала с целью его регенерации повторного использования в цикле очистки.

На основе представленных материалов и исходных характеристик очищаемого газа выбираю абсорбционный метод очистки газа с абсорбером со взвешенной насадкой.

Абсорбер ВН обеспечивает достаточную эффективность очистки выбросов от диоксида серы. Его выбор также обуславливается большим объемом выбросов от ТЭЦ. [5]

6. Расчёт эффективности мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки Исходя из полученной информации и используя приложение мы можем пересчитать количество выбросов оксидов серы от энергоустановки и определить эффективность выбранных мероприятий по очистке дымовых газов от загрязняющих атмосферный воздух вредных веществ (SO2).

По данным таблицы Д. 8 (приложение Д) эффективность сероочистной установки II равна 0.97, а её коэффициент работы 0,99.

Показатель эмиссии оксидов серы (в перерасчёте на SO2) которые поступают в атмосферу с дымовыми газами за промежуток времени Р, является специфическим и рассчитывается по формуле (2.1.3):

(2.1.3)

где Sr — содержание серы в угле ГР на рабочую массу;

nI — эффективность связывания серы золой или сорбентом в энергоблоке (таблица Д 2 приложение Д) [1];

nII — эффективность очистки дымовых газов от оксидов серы;

— коэффициент работы сероочистной установки.

При сжигании угля:

Валовый выброс оксидов серы (формула 2.1.2):

т.

Выбросы сернистого ангидрида при сжигании мазута:

Показатель эмиссии оксидов серы (в перерасчёте на диоксид серы SO2), которые поступают в атмосферу с дымовыми газами за промежуток времени Р, является специфическим и рассчитывается по формуле (2.1.3):

г/Гдж. (2.1.3)

Эффективность связывания оксидов серы I по данным таблицы Д. 2 (приложение Д)[1] составляет 0,05.

г/ГДж.

Тогда по формуле (2.1.2) валовый выброс равен:

т.

Таблица 6.1 — Валовые выбросы оксидов серы с учётом и без учёта работы сероочистительной установки, т.

По данным таблицы (3), видно весомую разницу между валовыми выбросами оксидов серы с учетом и без учета сероочистительной установки.

Заключение

Главная опасность теплоэнергетики для атмосферы заключается в том, что сжигание углеродсодержащих топлив приводит к появлению двуокиси углерода CO2, которая выбрасывается в атмосферу и способствует созданию парникового эффекта.

Наличие в сжигаемом угле добавок серы приводит к появлению окислов серы, они поступают в атмосферу и после реакции с парами воды в облаках создают серную кислоту, которая с осадками падает на землю. Так возникают кислотные осадки с серной кислотой.

Другим источником кислотных осадков являются окислы азота, которые возникают в топках ТЭС при высоких температурах (при обычных температурах азот не взаимодействует с кислородом атмосферы). Далее эти окислы поступают в атмосферу, вступают в реакцию с парами воды в облаках и создают азотную кислоту, которая вместе с осадками попадает на землю. Так возникают кислотные осадки с азотной кислотой.

В каменном угле и летучей золе содержатся значительные количества радиоактивных примесей. Годовой выброс в атмосферу в районе расположения ТЭС мощностью 1 ГВт приводит к накоплению на почве радиоактивности, в 10−20 раз превышающей радиоактивность годовых выбросов АЭС такой же мощности.

Таким образом, защита атмосферы от тепловых выбросов должна быть направлена на снижение объёмов газовых выбросов и их очистку и включать следующие мероприятия:

— контроль за состоянием окружающей среды;

— применение методов, способов и средств, ограничивающих объёмы выбросов газа и подачи его в промысловую газосборочную сеть;

— использование в аварийных случаях факельных устройств, обеспечивающих полное сгорание сбрасываемого газа;

— обеспечение соблюдения экологических нормативов проектируемыми объектами и сооружениями;

— применение системы автоматических блокировок технологических потоков в нефтепереработке, позволяющей герметизировать опасные участки в аварийных ситуациях и осуществить разрядку этого звена в факельную систему;

— максимально возможное изменение топливных режимов тепловых энергетических установок в пользу экологически чистых видов топлива и режимов его снижения;

— достижение основного объёма снижения газовых выбросов в нефтепереработке путём строительства установок по подготовке природного газа и систем газопроводов, обеспечивающих утилизацию.

Снижение объёмов вредных выбросов достигается в процессе реконструкции и модернизации производства, сопровождаемых строительством природоохранных объектов.

Перечень ссылок

1. Маврищев В. В. Основы экологии: Учебник / В. В. Маврищев. — Мн.: Выш. шк., 2003. — 416 с.

2. Новиков Ю. В. Экология, окружающая среда и человек: Учеб. пособие для вузов, средних школ и колледжей. — 3-е изд., испр. и доп. / Ю. В. Новиков. — М.: ФАИР-ПРЕСС, 2005. — 736 с.

3. Хотунцев Ю. Л. Экология и экологическая безопасность: Учеб. пособие для студ. высш. пед. учеб. заведений. — 2-е изд., перераб. — М.: Издательский центр «Академия», 2004. — 480 с.

4. Экология: Учебное пособие / Под ред. проф. В. В. Денисова. — 2-е изд., исправленное и дополненное. — Москва: ИКЦ «МарТ», Ростов-на-Дону, 2004. — 672 с.

5. Источник интернет (http://science4you.ru/),(http://www.innovation group.com.ua/).