Исследование влияния выбросов ГКП «КТЭЦ» на атмосферный воздух

Конденсат от подогревателей собирается через  сепаратор на 2 конденсатных бака емкостью по 40 м³.

Для очистки сточных вод на установке использован метод отстаивания.

После отстаивания, всплывшие на поверхность  воды нефтепродукты периодически, по мере их накопления собираются в нефтесборную воронку и далее насосом откачиваются на мазутное хозяйство (в расходные емкости мазута) для последующего их использования.

Отстоянная  в баках-отстойниках вода насосами откачиваются в главный корпус и сбрасываются в систему гидрозолоудаления (ГЗУ). Осаждающиеся из воды различного вида загрязнения, состоящие из песка, глины, адсорбированных ими нефтепродуктов т.п., накапливаются в нижней части баков-отстойников и периодически дренируются в грязенакопитель.

Основой оценки современного состояния природных  компонентов на территории подверженной влиянию производственной деятельности ГКП «КТЭЦ» являются натурные наблюдения, планируемые с максимальным учетом его влияния на окружающую среду.

Начальным этапом экологического мониторинга  является организация систематических натурных наблюдений, сбор, консервация, хранение, транспортировка, камеральная и аналитическая обработка материалов.

Для оценки состояния  окружающей среды ГКП «КТЭЦ» были организованы экспедиционные работы, и проведен сбор материалов в пределах и на границе санитарно-защитной зоны предприятия, а также (с учетом метеорологических характеристик, коэффициентов, определяющих условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосферном воздухе) на площадях подверженных наиболее интенсивному воздействию выбросов (как одного из основных видов негативного воздействия) предприятия.

Работы проведены на постах наблюдения по контролю загрязнения атмосферного воздуха. Посты наблюдения распределены по границе санитарно-защитной зоны предприятия, а также с учетом влияния, специфики основных источников загрязнения и природно-климатических факторов.

 

1.2 Влияние процессов  горения на  состав выбросов  энергетических установок

Рабочая масса  органического топлива состоит  из углерода С^р, водорода Н^р, кислорода О^р, азота N^р, серы S^p, влаги W^p и золы А^р.

В результате процесса полного сгорания топлива в воздушной среде в дымовых газах образуются углекислый газ СО₂, водяные пары Н₂О, азот N₂, окислы серы SO₂ (сернистый газ), SO₃ (сернистый ангидрид) и зола. Из перечисленных составляющих к числу токсичных относятся окислы серы SO₂ и SO₃ и зола. При высоких температурах в ядре факела топочных камер котлов большой мощности происходит частичное окисление азота воздуха и топлива с образованием окислов азота NO (окись азота) и NО₂ (двуокись азота).

В случае неполного  сгорания топлива в топках могут  образоваться также окись углерода СО, углеводороды СН₄, С₂Н₄ и др., а также канцерогенные вещества. Продукты неполного  сгорания являются весьма вредными, однако при совместной  технике сжигания их образование можно исключить или свести к минимуму.

Для расчета  влияния по выбросам энергетического объекта на окружающую среду основным исходным  показателем является выброс того или иного вредного вещества в единицу времени.

При расчете  выброса твердых частиц в атмосферу  необходимо учитывать, что наряду с  золой  в атмосферу поступают несгоревшие частицы горючей массы топлива. Количество золы, уносимое с дымовыми газами, на 1 кг сожженного топлива с учетом недожога составляет:

                                                (1)

 

где А^р – зольность топлива на рабочую массу, %;

α_ун – доля твердых частиц, уносимых из топки с дымовыми газами;

Г_ун -  содержание горючих в золе уноса, %.

Механический  недожог для камерных топок, если принять одинаковым содержание горючих  в шлаке и уносе, можно определить по выражению: 

               ,                   (2)

 

где Q^р_н – низшая теплота сгорания рабочего топлива, МДж/кг;

32,7 МДж/кг – средняя теплота сгорания горючих в уноса.

Тогда, подставляем  соотношение:

 

из выражения (2) в формулу (1), получаем количество золы в уносе на 1 кг топлива с учетом недожога:

                                         ,               (3)

 

Выброс золы в атмосферу в единицу времени, г/с, с учетом улавливания ее в  золоуловителе определяется по формуле:

                                  ,    (4)

где B – расход топлива на электростанции, кг/с;

η – степень  улавливания твердых частиц в  золоуловителях.

 

 

Доля твердых  частиц, уносимых из топки, зависит  от типа топки и может быть оценена по следующим данным:

 

Тип топки	αун
Камеры с  твердым шлакоудалением……… Открытые с  жидким шлакоудалением…… Полуоткрытые  с жидким шлакоудалением… Двухкамерные  топки………… Топки с вертикальными  предтопками…… Горизонтальные  циклонные топки………	0,95 0,7-0,85 0,6-0,8 0,5-0,6 0,2-0,4 0,1-0,15

 

Наибольшую  зольность имеют горючие сланцы и бурые угли, а также некоторые  сорта каменных углей (например, экибастузские). Жидкое топливо имеет очень небольшую  зольность; природный газ является беззольным топливом.

Современные золоуловители  за счет высоких величин степени улавливания золы η позволяет снизить выбросы золы до весьма малых значений.

Основное количество серы (около 99%) сгорает до SO₂, поэтому выброс ее в атмосферу, г/с, определяется по этому окислу:

                 ,    (5)

 

где S^p – содержание серы на рабочую массу, %;

η^’_SO2 – доля окислов серы, улавливаемых летучей золой в газоходах котла;

η^’’_SO2 – доля окислов серы, улавливаемых в золоуловителе.

Коэффициент 2 в  формуле (5) учитывает отношение молекулярных мacc SO₂  и S.

Долю окислов  серы, улавливаемых летучей золой  в газоходах, можно принимать  исходя из следующих данных:

Топливо	η’SO2
Горючие сланцы…………………….……… Канско-ачинский бурый уголь……….………… Торф …………………………… Экибастузский каменный уголь…..……………………	0,5 0,2 0,15 0,02
Прочие твердые топлива……………..……………… Мазут……………………………….……………………	0,10 0,02

В сухих золоуловителях (циклонах, электрофильтрах) окислы серы практически не улавливаются (η^’_SO2 = 0). В мокрых золоуловителях в нейтральной орошающей оде η^’_SO2 = 0,015, для щелочной воды (щелочность 5 — 10 мг-экв/л) η^’_SO2 = 0,02) / 0,03.

Выброс окислов  азота рассчитывают по NO₂, хотя в топке основная часть окислов азота находится в виде NO. Секундный выброс NO₂, г/с, определяется по формуле:

                      ,   (6)

где β₁ — безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива, (содержание N^г) и способа шлакозолоудаления (принимается по таблице 1);

β₂ — коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку (таблице 2);

r — степень рециркуляции инертных газов (дымовых газов, сушильного агента и т. п.) в процентах расхода дутьевого воздуха;

β₃ — коэффициент, учитывающий конструкцию горелок: для вихревых горелок β₃=1; для прямоточных β₃=0,85; k— коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 т сожженного условного топлива, кг/т.

Для котлов паропроизводительностью  свыше 70 т/ч при сжигании газа и  мазута во всем диапазоне нагрузок, а также для котлов, сжигающих твердое топливо.

 

Таблица 1 - Значение коэффициента β₁

Топливо	Содержание азота Nг, %	β1
Природный газ Мазут при коэффициенте избытка воздуха в топочной камере: αг ≥ 1,0 αг < 1,05	-     0,3—0,6 0,3—0,6	0,85     0,8 0,7
Твердое топливо	-	При твердом шлакоудалении	При жидком шлакоудалении
Угли: ангренский Б2, березовский Б2, назаровский Б2, ирша-бородинский, харанорский Б1, реттиховский Б1, чихезский Б1, нерюнгринский СС, донецкий АШ, башкирский Б1, бабаевский, канскоачинский, ургальский, итатский, горючие сланцы	<1,0	0,55	0,8
Угли: веселовский, богословский, черемховский, сучанский, нижне-аркага пинский, верхн-аркагалинский, анадырский, донецкий T, ПАШ, карагандинский ПрП, подмосковный Б2, львовско-волынский Г, егоршинский ПА, гусиноозерский, халбольэжинский, райчихинский, куучиненский СС	1—1,4	0,7	1,0
Угли: донецкий Д, Г, ГСШ, ПрПр, экибастузский СС, печорский (воркутинский Ж), бикинский Б2, азейский БЗ, кузнецкий ГРОК. южно-сахалинский	1,4—2,0	1,0	1,4
Угли: кузнецкий Д, Г, 2СС, 1СС, интинский Д, печорский, томь- усинский, фрезерный торф	>2,0	1,4	2,0

 

Таблица 2 - Значение коэффициента β2 при рециркуляции 0<r≤25%

Способ ввода  в топку газов рециркуляции	β2
Газ – мазут  при вводе: в под топки (при расположении горелок на вертикальных экранах) через шлицы  под горелками по наружному  каналу горелок в воздушное  дутье в рассечку двух воздушных потоков	0,002   0,015 0,020 0,025 0,030
Твердое топливо (при Тф> 1400°С) при вводе: в первичную  аэросмесь  во вторичный  воздух	0,010 0,005

при t_ф≥1500°С и при нагрузках выше 75%  номинальной

                                           ,                  (7)

где D и D_ф — номинальная и фактическая паропроизводительности котла или его корпуса, т/ч.

Для котлов паропроизводительностью менее 70 т/ч

                                              ,                                         (7a)

Для водогрейных  котлов β₁=1, коэффициент k определяется по формуле:

                                            ,                       (7б)

где Q и Q_ф — соответственно номинальная и фактическая тепловая производительность котла, Гкал/ч.

При сжигании твердого топлива  с нагрузками котла ниже 75% номинальной  в формулы (7а), (7б) вместо D_ф, Q_ф подставляются 0,75D> и 0,75Q.

При сжигании твердого топлива t_ф <1500°С во всем диапазоне нагрузок вместо D_ф и Q_ф подставляются D и Q.

При сжигании топлива, не указанного в таблице 1, значение коэффициента β₁ следует принимать по виду топлива и содержанию азота в горючей массе.

При одновременном  сжигании на котле двух видов топлива  с расходом одного из них В не менее 10% по теплу значение коэффициента β₁ должно приниматься по превалирующему виду топлива. В остальных случаях коэффициент β₁ определяется по формуле:

                                           ,             (8)

В формуле (1.8) соответствуют значениям коэффициента и расхода каждого из видов топлива.

Серьезное внимание в последнее время привлекла  проблема изучения канцерогенных веществ, образующихся при неполном сгорании топлива. По своей распространенности и интенсивности воздействия из многих химических веществ этого типа наибольшее значение имеют полициклические ароматические углеводороды (ПАУ) и наиболее активный из них — бенз(а)пирен. Максимальное количество бенз(а)пирена образуется при температуре 700—800°С и условиях нехватки воздуха для полного сгорания топлива.

При камерном способе  сжигания пылевидного топлива содержание этого соединения в дымовых выбросах обычно не превышает 4,2 мкг/100 м³. Примерно в таком же количестве содержатся канцерогены в выбросах котельных, работающих на нефтяном и газовом топливе. Однако при неправильном ведении процесса или несовершенной конструкции топки количество выбрасываемого бенз(а)пирена может значительно увеличиться: в 50 раз при работе на мазуте и в 10 раз при работе на газе. Таким образом, главным средством борьбы с загрязнением атмосферного воздуха канцерогенными углеводородами является обеспечение максимальной полноты сгорания топлива.