Проектирование природоохранных мероприятий по уменьшению загрязнений в окружающей среде на предприятии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки, молодежи и спорта Украины

Национальный технический университет Украины

"Киевский политехнический институт"

Курсовая робота

Тема: «Проектирование природоохранных мероприятий по уменьшению загрязнений в окружающей среде на предприятии»

Киев 2011

Содержание

Введение

1. Краткое описание электростанции

1.1 Газоочистное оборудование

2. Тепловой расчет

2.1 Расчет тепловых нагрузок

3. Выбор основного оборудования ТЭЦ

3.1 Выбор турбоустановок

3.2 Выбор энергетических котлов

4. Модернизация Керченской ТЭЦ - 2 методом коррекционной обработки воды с помощью ингибиторов отложений минеральных солей (ИОМС)

4.1 Описание и расчёт экспериментальной установки

4.2 Принцип работы установки

4.3 Обследование проектной и фактически существующей схемы теплосети. Анализ существующего водно-химического режима оборудования

4.4 Экспериментальные испытания по выбору оптимального водно-химического режима

4.5 Конструктивный и тепловой расчет экспериментальной установки для нагрева воды с 15 до 150 0С

4.6 Расчет первой ступени теплообменника

4.7 Расчет второй ступени теплообменника

5. Охрана окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране воздушного бассейна

5.2 Мероприятия по охране подземных вод от загрязнения

Выводы по работе

Список литературы

Введение

Цель курсовой работы: изучить влияние ТЭЦ на окружающую среду.

Объектом исследования является - Керченская тепловая электростанция № 2.

Предмет исследования - процессы, протекающие в ТЭЦ.

Задачи, необходимые решить в данной курсовой работе: модернизировать Керченскую ТЭЦ - 2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140-145 0С, оценить воздействия теплоэлектростанции на окружающую среду.

Из всех, существующих на нынешний день видов электростанций тепловые станции, работающие на органическом топливе, более всего загрязняют атмосферу. Объёмы загрязнения окружающей среды и вид загрязнения зависят от типа и мощности станций.

Результатом работы тепловых станций является загрязнение атмосферы углекислотой, выделяющейся при сжигании топлива, окисью углерода, окислами серы, углеводородами, окислами азота, огромными количествами твёрдых частиц (зола) и другими вредными веществами. Кроме того, происходит значительное тепловое загрязнение водоёмов при сбрасывании в них тёплой воды.

Увеличение количества углекислоты в атмосфере Земли ведёт к возникновению так называемого «парникового эффекта». Углекислый газ поглощает длинноволновое излучение нагретой поверхности Земли, нагревается и тем самым способствует сохранению на ней тепла. Увеличение доли углекислого газа в атмосфере может привести к повышению на несколько градусов температуры низких слоёв атмосферы.

Наряду с увеличением содержания углекислого газа, происходит уменьшение доли кислорода в атмосфере, который расходуется на сжигание топлива на тепловых станциях.

Вредное воздействие на животный и растительный мир оказывает загрязнение атмосферы окисью серы. Наибольшее загрязнение атмосферы серой приходится как раз на долю электростанций и отопительных установок.

Вредное воздействие окиси углерода на человека и животных состоит в том, что она, соединяясь с гемоглобином крови, очень быстро лишает организм кислорода.

Станции, работающие на угле потребляют его в больших количествах и больше всего выбрасывают загрязняющих атмосферу веществ. Выбросы в атмосферу зависят от качества сжигаемого угля.

Сбросы горячей воды в водоёмы и повышение вследствие этого их температуры приводят к нарушению экологического равновесия, установившегося в естественных условиях, что неблагоприятно влияет на флору и фауну. Тепловое загрязнение водоёмов может быть уменьшено с переходом на замкнутые циклы использования воды.

Таким образом мы видим, что влияние ТЭЦ на биосферу огромно и неблагоприятно. Но несмотря на это пока тепловые электростанции и теплоэлектроцентрали остаются преобладающими при производстве электроэнергии и тепла для нужд человека.

Теплоэнергетика является ведущей отраслью современного индустриально развитого народного хозяйства. Основным направлением в развитии энергетики является централизация энергоснабжения промышленности, сельского хозяйства, городов и населенных пунктов. В числе энергоносителей особо важное место занимает электроэнергия в силу универсальности ее применения в различных отраслях, на транспорте и в быту, а также возможности транспортировать на многие сотни и тысячи километров при минимальных потерях. Для организации рационального энергоснабжения особенно большое значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным методом централизованного теплоснабжения и одним из основных путей снижения удельного расхода топлива на выработку электрической энергии.

При теплофикации реализуются два основных принципа рационального энергоснабжения:

- комбинированное производство тепла и электрической энергии, осуществляемое на теплоэлектроцентрали;

- централизация теплоснабжения, т.е. подача тепла от одного источника многочисленным тепловым потребителям.

Важной составной частью систем централизованного теплоснабжения являются тепловые сети, предназначенные для транспортирования и распределения теплоносителя.

Развитие централизованного теплоснабжения осуществляется путем строительства ТЭЦ различной теплопроизводительности.

Строительство теплоэлектроцентралей для нужд отопления и горячего водоснабжения ведется как в районах массовой жилой застройки, так и в сельской местности.

1. Краткое описание электростанции

Основное оборудование

На Керченской ТЭЦ - 2 установлено 7 энергетических котлов: БКЗ - 420 - 140 - 7С.

Сжигаемое топливо: каменный уголь.

Установлено 7 турбин:

одна паровая турбина типа Р - 50 - 130/13

три паровых турбины типа ПТ - 80/100 - 130/13

три паровых турбины типа Т - 110/120 - 130 - 5.

На начало 2011 года установленная мощность станции составила:

- электрическая - 510 МВт

- тепловая - 1176 Гкал/ч

Располагаемая мощность составила:

- электрическая - 357 МВт

- тепловая - 721 Гкал/ч

Максимальная тепловая нагрузка составила 613 Гкал/ч.

Причиной в разрыве установленной и располагаемой мощности является дефицит паропроизводительности котлов, работающих на непроектном топливе и низкая тепловая загрузка турбин.

Кроме того, из-за отсутствия потребителя 1,3 МПа турбина Р-50-130/13 недовырабатывает энергию. Выработка электроэнергии в конденсационном режиме ограничивается недостаточной охлаждающей способностью градирен и неудовлетворительным состоянием конденсаторов турбин.

ХВО

Химводоочистка подпитки котлов работает по схеме Н-ОН обессоливания с производительностью 140 м3/час.

Химводоочистка подпитки теплосети работает по схеме обработки комплексоном ИОМС и подкисления с последующей декарбонизацией. Производительность установки 7000 м3/ч.

Водопотребление и водоотведение

С целью экономии водных ресурсов и минимального влияния на окружающую среду, а также максимального использования производственных стоков на ТЭЦ-2 принята следующая система водоснабжения. Питьевая вода водозабора используется на подпитку теплосети системы теплоснабжения г. Керчь для собственных нужд химводоотчистки, для подпитки оборотной системы тех водоснабжения, на хозяйственно - питьевые нужды ТЭЦ.

Водоотведение сточных вод ТЭЦ предусматривается:

Стоки продувки цирк системы и засоленные стоки химводоотчистки, не имеющие вредных примесей, отводятся в городскую систему канализации по специальному коллектору Ду=300мм. До сброса в городской коллектор стоки обезвреживаются и усредняются до допустимых концентраций (40 г/л) в составе концентрата мягкие натриевые соли Na2SO4, Na2SiO3, напаренная органика, гидроокись железа и соединения меди.

Стоки, загрязненные нефтепродуктами, направляются на очистные сооружения, после чего возвращаются в цикл станции на подпитку цирксистемы.

Хозяйственно-бытовые стоки отводятся в сеть хозяйственно-бытовой канализации и направляются напорным коллектором Ду=150 мм в систему городской бытовой канализации.

1.1 Газоочистное оборудование

Для очистки дымовых газов от вредных веществ на котлах станции применяются мокрые золоуловители скрубберы МВ-ВТИ с предвключенными трубами Вентури.

Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой 129 м, диаметром устья 6,0 и 6,6 м. К трубе № 1 подключены котлы ст. № 1,2,3,4, к трубе № 2 котлы ст. № 5,6,7.

Система технического водоснабжения

Система технического водоснабжения ТЭЦ - оборотная. В качестве охладителей используются вентиляторные плёночные градирни. Подача охлаждающей воды на конденсаторы происходит под действием естественного напора. Возврат нагретой воды производится с помощью циркуляционных насосов.

Система гидрозолоудаления

Система гидрозолоудаления ТЭЦ оборотная, гидравлическая, включает в себя 3 багерных насосных, золошлакопроводы, водоводы, насосные станции осветлённой воды и двухсекционный золоотвал.

2. Тепловой расчет

Согласно исходным данным, тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию составляет Qот+в.= 0,65 ГВт; на горячее водоснабжение Qг.в.с.= 0,28 ГВт; температура наружная средняя tн.ср. = -7,4оС ; температура наружная расчетная tн.р. = -25оС ; температура наружного воздуха наиболее холодного месяца tн.х.м. = -10оС ; расход пара на производство Д п. =780 т/ч.

2.1 Расчет тепловых нагрузок

Расчет исходных тепловых нагрузок производится для четырех режимов работы теплоэлектроцентрали.

I - режим максимально зимний, отвечающий температуре наружного воздуха.

QI - вычисляется, как сумма максимальных нагрузок:

QI = Qот.+в. + Qг.в.с. = 0,65 + 0,28 = 0,93 ГВт;

II - режим отвечает средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха tн.х.м. и равен:

QII = ( tв.- tн.х.м.) / ( tв.- tн.р.) * QI+ Qг.в.с. = ( 20 - (-10)) / ( 20 - (-25)) * 0,93 + 0,28 = 0,9 ГВт;

где тв. - температура внутри помещения по санитарным нормам.

III - режим средне зимний, соответствует средней температуре наружного воздуха на отопительный период tн.ср.:

QIII = ( tв. - tн.ср.) / ( tв. - tн.р.) * Qот.+в. + Qг.в.с. = ( 20 - (-7,4)) /( 20 - (-25)) * 0,65 + + 0,28 = 0,676 ГВт;

IV - режим летний, характеризует работу ТЭЦ в летний период, когда отсутствует нагрузка на отопление и вентиляцию:

QIV = ( tг.в. - tх.в.лето) / ( tг.в. - tх.в.зима) * в * Qг.в.с. = ( 55 - 15) / ( 55 - 5 ) * 0,8 * 0,28 = = 0,179 ГВт;

где tх.в.лето - температура холодной воды в неотопительный период;

tх.в.зима - температура холодной воды в отопительный период;

в - учитывает снижение расхода воды в летний период (0,8-1,0).

3. Выбор основного оборудования ТЭЦ

Основное оборудование ТЭЦ выбирается по среднеотопительной нагрузке третьего режима QIII. Найдем величину расхода пара в теплофикационный отбор:

Дт. = Qт / (iт - iок.) * зп = 0,676 * 106 /(2700 - 280) * 0,98 = 285,04 кг/с = =1026,143 т/ч,

где iт - энтальпия пара теплофикационного отбора при среднем давлении в отборе Рт, кДж/кг;

iок. - энтальпия воды из теплофикационного отбора после полной конденсации, кДж/кг;

зп - КПД подогревателя;

3.1 Выбор турбоустановок

Выбор турбин производится таким образом, чтобы обеспечить покрытие тепловых нагрузок с помощью наиболее крупного оборудования при оптимальном коэффициенте теплофикации. Выбор турбин производится по заданному расходу пара на производственные нужды - Дп., т/ч и рассчитанному расходу пара в теплофикационный отбор - Дт., т/ч.

Выбираем три турбины типа ПТ - 80/100 - 130/13.

Одновальная двухцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 80 МВт на 3000 об/мин предназначена для привода электрического генератора. Турбина имеет два регулируемых отбора пара для снабжения внешних производственных и теплофикационных потребителей, и рассчитана на параметры свежего пара: давление Ро = 12,75 МПа и температуру to = 555оС, при одновременных отборах пара на производство в количестве 300 т/ч и на теплофикацию в количестве 200 т/ч. Расход свежего пара До = 470 т/ч. Максимально допустимая мощность турбины составляет 100 МВт.

Расчетная температура охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, составляет 20оС, максимально допустимая 33оС.

В турбине предусмотрено семь регенеративных отборов пара для подогрева питательной воды.

А также выбираем две турбины типа Т - 110/120 - 130. Трехцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 110 МВт предназначена специально для покрытия отопительной нагрузки, при расходе свежего пара До = 485 т/ч и расчетных параметрах: давление Ро = 12,75 МПа, температура to = 555оС. Скорость вращения 3000 об/мин. Максимально допустимая мощность турбины составляет 120 МВт. Суммарный отбор пара на теплофикацию Дт. = 320 т/ч, расход тепла 670 ГДж/ч.

Расчетная температура охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, составляет 20оС.

Турбина имеет два отопительных отбора, из которых один регулируемый, и пять регенеративных отборов.

Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой и имеют один общий упорный подшипник комбинированного типа. Роторы ЦСД, ЦНД и генератора соединены полугибкими муфтами.

Критические числа оборотов роторов турбины: ЦВД - 2325 об/мин, ЦСД - 2210 об/мин.

Турбина снабжена валоповоротным устройством.

3.2 Выбор энергетических котлов

Количество и единичная мощность устанавливаемых котлов зависит от суммарных тепловых нагрузок ТЭЦ и режима отпуска тепла, и определяется режимом потребления тепла отдельными потребителями.

Энергетические котлы должны обеспечить суммарный расход пара на турбоустановки в номинальном режиме и параметры острого пара на паровпуске в турбину.

Число котельных агрегатов должно удовлетворять условию обеспечения теплом в расчетно-контрольном режиме (III - режиме), при средней температуре наружного воздуха самого холодного месяца за отопительный период, при выходе из строя одного из котлов.

Зная суммарный расход острого пара на турбоустановки

До = 2380 т/ч и параметры пара, выбираем шесть котлов типа

БКЗ - 420 - 140 - 7С, производительностью Д = 420 т/ч и параметрами:

давление пара за котлом Р = 13,73 МПа;

температура перегретого пара t = 560оС;

температура питательной воды t = 230оС;

температура уходящих газов t = 120оС;

Топливом является уголь.

Расход топлива на котел В = 70,4 т/ч.

КПД котла з = 88,5%.

4. Модернизация Керченской ТЭЦ - 2 методом коррекционной обработки воды с помощью ингибиторов отложений минеральных солей (ИОМС)

Использование природных вод в качестве теплоносителя, особенно при повышенных температурах и давлениях, приводит к выделению на теплонесущих поверхностях или “поверхностях контакта” различных отложений, содержащихся в этой воде, которые могут привести к снижению температуры сетевой воды, увеличению расхода топлива, аварийному или преждевременному останову оборудования и снижению его производительности. Во избежание всего этого, требуется ограничить или полностью исключить накипеобразования на теплообменных поверхностях.

В последнее время для этих целей широко используется метод коррекционной обработки воды с помощью ингибиторов отложений минеральных солей (ИОМС).

4.1 Описание и расчёт экспериментальной установки

Схема экспериментальной установки представлена на рис. 1. На первой ступени теплообменника происходит нагрев исходной воды от 150С до 120 0С, на второй ступени - от 120 0С до 1500С. Первая и вторая ступени представляют собой одноходовые кожухо-трубчатые теплообменники типа "труба в трубе". Нагреваемая вода проходит по внутренней трубке, а греющий пар подается в кожух теплообменника. Теплоотдача от пара к стенке трубки происходит за счет пленочной конденсации на ее поверхности.



Размещено на http://www.allbest.ru/

4.2 Принцип работы установки

В бак исходной воды дозируется реагент, который тщательного перемешивается при помощи насоса по линии рециркуляции. Затем исходная вода с определенным содержанием растворенного в ней реагента подается под давлением при помощи насоса на первую ступень теплообменника, на которой возможность подогрева воды достигает 1200С, далее вода поступает во вторую ступень теплообменника, где она нагревается до 150 оС. Для контроля тепловых параметров установка оборудована соответствующими контрольно-измерительными приборами. Контроль параметров водно-химического режима осуществляется с помощью пробоотборников установки.

Конструкция теплообменной установки позволяет снимать и производить замену внутренней трубки, что даёт возможность подробно изучить накипь на стенках трубки и сделать вывод об эффективности того или иного реагента

Для контроля за водно-химическим режимом необходимо фиксировать текущий тепловой и гидравлический режим работы установки, анализировать водно-химический режим путем отбора проб на выходе с установки. Основные параметры водно-химического режима, подлежащие определению, - общая жесткость, общая щелочность.

4.3 Обследование проектной и фактически существующей схемы теплосети. Анализ существующего водно-химического режима оборудования

Выбор проектной схемы подготовки подпиточной воды для открытой системы теплоснабжения ТЭЦ-2 был сделан с учетом качества исходной воды, характеристик установленного теплофикационного оборудования и параметров работы. Особенностью работы ТЭЦ-2 является использование однотрубной системы теплоснабжения, выполняющей функции подпиточной линии системы теплоснабжения г. Керчь. В большинстве случаев величина подпитки, то есть производительность системы подготовки подпиточной воды составляет незначительный объем от общего объема теплосети. При незначительном превышении концентраций основных накипеобразующих компонентов в подпиточной воде над концентрацией этих же компонентов в сетевой воде, этот фактор не окажет существенного влияния на качество сетевой воды, вследствие существенного разбавления.

При работе по однотрубной системе, когда транзитная линия выполняет функции подпиточной линии тепловых сетей, превышение нормируемых показателей оказывает существенное влияние на интенсивность накипеобразования, поэтому при работе по однотрубной системе необходима организация водно-химического режима полностью исключающего процессы накипеобразования.

Подготовка подпиточной воды осуществляется по схеме Na-катионирования с подкислением. Причем в летний период осуществляется только подкисление. Для подкисления до необходимой остаточной щелочности используется серная кислота. Данная технология позволит существенно снизить эксплуатационные затраты и значительно упростить схему подготовки сетевой воды. Однако применение ИОМСа не позволит работать в безнакипном режиме при температурах свыше ~110-120 0С поскольку ингибирующие способности ИОМСа ограниченны как по качеству исходной воды, так и по предельной температуре не воды, а стенки теплообменного аппарата. В связи необходимо перейти на комбинированный режим: ввод ИОМСа при предварительном подкислении исходной воды серной кислотой.

4.4 Экспериментальные испытания по выбору оптимального водно-химического режима

В качестве бесфосфорного реагента в составе композиции предлагается использование СК-110, имеющий санитарно-эпидемиологическое разрешение на применение в тепловых сетях города, технологический регламент на технологию применения реагентов в системах теплоснабжения и горячего водоснабжения и технические условия применения.

Реагент СК-110 предназначен для коррекционной обработки воды в системах теплоснабжения и горячего водоснабжения с целью предупреждения образования накипи на поверхностях нагрева в водогрейных котлах и бойлерах, а также для снижения загрязненности внутренних поверхностей стенок трубопроводов и оборудования в системах теплоснабжения и горячего водоснабжения.

ИОМС (ингибитор отложений минеральных солей) содержит до 90% нитрилотриметилфосфоновой кислоты и около 10% фосфолированных полиаминов. Обработка воды ИОМСом практически не увеличивает ее минерализации, не усиливает ее коррозионно-агрессивные свойства, не оказывает влияния на биологические обрастания или насосные отложения. Механизм стабилизирующего действия заключается в адсорбции комплексона на микро-зародышах кристаллизирующейся соли, что препятствует дальнейшему росту кристаллов и образованию отложений и обеспечивает стабильность пересыщенных растворов.

4.5 Конструктивный и тепловой расчет экспериментальной установки для нагрева воды с 15 до 150 0С

Конструктивный и тепловой расчет пилотной установки производится последовательно для первой, а затем второй ступени теплообменника. Задача расчета состоит в определении при номинальном режиме и заданной тепловой производительности геометрических размеров теплообменника.

Исходными данными являются:

скорость протекания воды W=1,5 м/с;

температура исходной воды t ж1`=15 0С;

температура воды на выходе из первой ступени теплообменника tж1`=1200С; параметры греющего пара Р=0,981 МПа, t=250 0С;

внутренняя трубка теплообменника d=14/12мм, материал медь, латунь;

коэффициент теплопроводности =130 Вт/м0С;

теплоемкость воды Ср1=4,187 кДж/кг0С;

расход нагреваемой воды G1=0,61м3/ч;

4.6 Расчет первой ступени теплообменника

1. Количество передаваемой теплоты:

Q= G1* Ср1(t ж1``-t ж1`) = (120-15)*4,187*610/3600 = 74,4 кВт;

2. Расход пара, при Р=0,981 мПа ts=2500С; i``=2942 кДж/кг; i`= 760кДж/кг;

G2= Q/0,98 (i``- i`) = 74,4*103/0,98 (2942 - 760) = 0,0348 кг/с;

3. Для расчета коэффициента теплоотдачи к внешней поверхности трубки при конденсации пара необходимо знать температуру внешней поверхности tс2 и высоту трубки Н. Так как значения этих величин неизвестны, то расчет производим методом последовательных приближений. Определяем средне логарифмический температурный напор:

tл= (t ж1``- t ж1`) / (2,3 * lg(ts - t ж1`) / ( ts - t ж1``);

tл = (120 - 15) / (2,3 lg(250-15) / (250 - 120)) = 178 0С

4. Задаёмся температурой стенки наружной трубы

tс2 ts-tл/2 = 250 - 178/2 = 160 0С

5. Задаёмся высотой трубок

Н = 1,5 м

6. Приведенная длина трубки

Z = t2 Н*А;

При ts=180 0С : В = 13*10-3 м/Вт; А = 150 1/м*с

Z = ( ts- tс2 )*Н*А=(250-160)*1,5*150=20250 >2300

7. Течение пленки конденсата турбулентное по всей длине трубки.

Re = (253+0,069 (Рr/Рrс)0,25*Рr0,5*(Z-2300))4/3;

Рr1

Рrс1,1

Re = (253+0,069(1/1,1)0,25*10,5(20250-2300)) 4/3=16600;

8. Коэффициент теплоотдачи (от пара к стенке трубки)

2=Rе/t2*Н*В=16600/90*1,5*13*10-3=9459 Вт/м2 0С;

9. Среднеарифметическая температура воды:

tж1 =0,5*(tж1`+ tж1``)=0,5*(120+15)=67,5 0С

при этой температуре:

ж1=0,425*10-6;

ж1=66,4*10-2;

ж1=974;

Рr ж1=2,64;

10. Rе ж1=W*d1/ж1=1,5*12*10-3/(0,425*10-6)=42353;

Течение воды турбулентное.

Перепад температур по толщине стенки оцениваем примерно в 10 С, тогда

tс1 tс2-1=160-1=159 0С;

Nuж1 = 0,021 * Rе ж10,8 * Рr ж10,43 * (Рr ж1 / Рrс1)0,25 = 0,021 * 423530,8 * 2,640,43 * *(2,64 / 1,1)0,25= 200;

11. Коэффициент теплоотдачи (от стенки трубки к воде):

1= Nuж1*( ж1/d1) = 200*0,66/(12*10-3) = 11000 Вт/( м2 0С);

12. Коэффициент теплопередачи:

К=1/(1/1+/+1/2) = 1/(1/11000+0,001/130+1/9459) = 4894 Вт/(м2 0С);

13. Средняя плотность теплового потока:

q = К*tл = 4894*178 = 871179 Вт/м2;

14. Площадь поверхности нагрева:

F = Q/q = 74,4/871 = 0,085 м2;

15. Высота трубок:

Н = F/(*dср*n) = 0,085/(3,14*13*10-3*1) = 2,1 м;

16. Температуры стенок трубок:

tс2 = ts-q/2 = 250 - 871179/10126 = 164 0С;

tс1 = tс2-q*/ = 164 - 871179*10-3/130 = 1570С;

4.7 Расчет второй ступени теплообменника

Исходные данные:

скорость течения воды W=1,5 м/с;

температура воды t ж1`=120 0С;

температура воды на выходе из первой ступени теплообменника tж1`=1600С; параметры греющего пара: Р=0,981 мПа, t=250 0С; внутренняя трубка теплообменника: d=14/12мм, материал латунь; коэффициент теплопроводности: =130 Вт/м0С; теплоемкость воды: Ср1=4,187 кДж/кг0С; расход нагреваемой воды: G1=0,61м3/ч;

1. Количество передаваемой теплоты:

Q= G1* Ср1(t ж1``-t ж1`) = (150-120)*4,187*610/3600 = 21,3 кВт;

2. Расход пара, при Р=0,981 МПа ts=2500С; i``=2942 кДж/кг; i`=760кДж/кг;

G2=Q/0,98(i``- i`) = 21,3*103/0,98(2942- 760) = 0,01 кг/с;

3. Для расчета коэффициента теплоотдачи к внешней поверхности трубки при конденсации пара необходимо знать температуру внешней поверхности tс2 и высоту трубки Н. Так как значения этих величин неизвестны, то расчет производим методом последовательных приближений.

Определяем среднелогарифмический температурный напор:

tл = (t ж1``-t ж1`)/(2,3*lg(ts- t ж1`)/( ts- t ж1``)=(150-120)/(2,3 lg(250-120)/(250-150)) = 115 0С

4. Задаёмся температурой наружной стенки трубы

tс2 ts-tл/2 = 250 - 115/2 = 193 0С

5. Задаёмся высотой трубок

Н = 2 м

6. Приведенная длина трубки

Z = t2 Н*А; При ts=180 0С : В = 13*10-3 м/Вт; А = 150 1/м*с

Z = (ts- tс2)*Н*А=(250-193)*2*150= 17100 >2300

7. Течение пленки конденсата турбулентное по всей длине трубки.

Re = (253+0,069 (Рr/Рrс)0,25*Рr0,5*(Z-2300))4/3;

Рr1 (180 0С)

Рrс0,95 (193 0С)

Re = (253+0,069(1/0,95)0,25 *10,5(17100-2300)) 4/3=14005;

8. Коэффициент теплоотдачи (от пара к стенке трубки)

2=Rе/t2*Н*В=14005/100*1,5*13*10-3=5386 Вт/м2 0С;

9. Среднеарифметическая температура воды:

tж1 = 0,5*(tж1`+ tж1``)=0,5*(120+150) =135 0С

при этой температуре:

ж1=0,224*10-6;

ж1=68,55*10-2;

ж1=930;

Рr ж1=1,3;

10. Rе ж1=W*d1/ж1=1,5*12*10-3/(0,224*10-6) = 80357;

Течение воды турбулентное.

Перепад температур по толщине стенки оцениваем примерно в 10 С,

тогда tс1 tс2-1=193-1=192 0С;

Nuж1 = 0,021 * Rе ж10,8 * Рr ж10,43 * (Рr ж1/Рrс1)0,25 = 0,021 * 803570,8 * 1,30,43 * *(1,3/0,95)0,25 = 213;

Коэффициент теплоотдачи (от стенки трубки к воде):

1= Nuж1*( ж1/d1) = 213*0,69/(12*10-3) = 12248 Вт/ (м2 0С);

Коэффициент теплопередачи:

К=1/(1/1+/+1/2) = 1/(1/12248+0,001/130+1/5386) = 3636 Вт/(м2 0С);

11. Средняя плотность теплового потока:

q = К*tл = 3636*115 = 418175 Вт/м2;

12. Площадь поверхности нагрева:

F = Q/q = 21,3/418 = 0,05 м2;

13. Высота трубок:

Н = F/(*dср*n) = 0,05/(3,14*13*10-3*1) = 1,2 м;

14. Температуры стенок трубок:

tс2 = ts-q/2 = 250-418175/5386 = 172 0С;

tс1 = tс2-q*/ = 172-418175*10-3/130 = 169 0С;

5. Охрана окружающей среды

Тепловые электростанции, потребляя свыше трети добываемого в виде топлива, могут оказывать существенное влияние как на окружающую среду в районе их расположения, так и на общее состояние биосферы. Взаимодействие электростанции с внешней средой определяется выбросами в атмосферу дымовых газов, тепловыми выбросами и выбросами загрязненных сточных вод.

Потребляемое на тепловых электростанциях органическое топливо содержит вредные примеси, поступление которых в окружающую среду в виде газообразных и твердых компонентов продуктов сгорания может оказывать неблагоприятное воздействие на воздушную и водную среду.

При сжигании твердого топлива наряду с окислами основных горючих элементов- углерода и водорода в атмосферу поступают летучая зола с частицами недогоревшего топлива, сернистый и серный ангидриды, окислы азота, некоторое количество фтористых соединений, а также газообразные продукты неполного сгорания топлива.

Комбинированная выработка электроэнергии и тепла позволяет существенно сократить расход топлива на энергоснабжение, сократить тепловые сбросы в водные бассейны, обеспечить наиболее совершенные методы сжигания, очистки и выброса дымовых газов в высокие слои атмосферы (отвод мощного, направленного вверх, горячего дымового факела через высокую дымовую трубу, где дымовые газы перемешиваются с верхними слоями атмосферы).

5.1 Мероприятия по охране воздушного бассейна

В целях снижения выбросов вредных веществ в атмосферу на ТЭЦ - 2 предусмотрены эффективные золоулавливающие установки - скрубберы с вертикальными трубами Вентури (МВ-ВТИ) с интенсивным орошением труб Вентури водой.

Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой Н=129 м , диаметром устья Dу=6 метров, и диаметром устья Dу=6.6 м .

Контроль за выбросами вредных веществ на ТЭЦ-2 осуществляется расчетным путем ежемесячно. Концентрация в дымовых газах Nох и Со2 определяется химическим путем.

Таблица Предельно-допустимые концентрации вредных веществ

Диоксид ванадия	Оксид азота	Диоксид азота	Пятиокись ванадия	Оксид углерода
NO2	NO	SO2	V2O5	CO
0.085	0.4	0.5	0.002	5.0

Расчет выбросов и их рассеивание в атмосфере от котлов ТЭЦ

Выброс золы

МТВ=0,01*В*(аУН*АР+q4УН*)*(1-)

МТВ=0,01*140000*(0,95*38,0+1,5*)*(1-0,97)=1548,905 г/с

АР=38,0 %-зольность топлива на рабочую массу,

q4УН=1,5 % -потеря теплоты от механического недожога топлива

аУН=0,95-доля частиц уносимая из топки,

=0,97-КПД золоуловителя с трубой Вентури,

В = В*8=17,5*8=140 кг/с=140000 г/с - расход натурального топлива;

Выброс сернистого ангидрида

МSO 2 = 0.02*B*SP*(1-SO 2)*(1-SO 2)

МSO 2 = 0.02*140000*0.9*(1-0.2)*(1-0.02)=1975.68 г/с

В = 140000 г/с-расход натурального топлива,

SP= 0,9 %-содержание серы в топливе на рабочую массу,

SO 2 = 0,2 - доля сернистого ангидрида, улавливаемого летучей золой в газоходах котла, (для топок с твердым шлакоудалением),

SO 2= 0,02 - доля сернистого ангидрида, улавливаемого в мокрых золоуловителях, (щелочность воды 7,5 мг-экв/л).

Количество выбросов оксидов азота

МNO x=0.34*10-7*K*B*QHP*(1-)*(1-1*r)*1*2*3*E2

МNO x=0.34*10-7*140000*7.355*16965*(1-)*

(1-0)*0.83*1*1*1=487.332 г/с

- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1т сожжённого топлива, кг/т, D=420 т/ч -номинальный,

DФ=380 т/ч - фактический

1=0,178+0,47*1,5=0,833 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого угля.

Исходная формула

1 =0,178*0,47*NГ

где NГ=1,5 %.

2 - коэффициент учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок БКЗ-420 2=1);

3 - коэффициент учитывающий вид шлакоудаления (т.к. шлакоудаление твердое, то 3=1). На котле БКЗ-420-140 отсутствует рециркуляция воздуха, следовательно

е1- коэффициент рециркуляции, равен нулю. Кроме того нет и подачи части воздуха помимо основных горелок, т.е. е2 = 1 - коэффициент характеризующий снижение выбросов оксидов азота при двухступенчатом сжигании топлива.

Выбросы диоксида азота рассчитываются по формуле:

МNO 2=0,8*МNO x=0,8*487,332=389,86 г/с

МNO =0,13*МNO x=0,13*487,332=63,35 г/с

Количество выбросов оксидов ванадия

Выбросы происходят только при растопке котла для поддержания постоянства величины факела. Для растопки 1-го котла предусмотрены 6 механических мазутных форсунок, производительностью по 0,8 т/ч.

В=6*0,8=0,48 т/ч=1333 г/с

Мазут используемый на ТЭЦ-2 SP = 2 %.

содержание оксидов ванадия в жидком топливе в пересчёте на V2O5 г/т.

ОС - коэффициент оседания V2O5 на поверхностях КА, причём котлы у нас с промежуточным перегревом,

ОС - доля твёрдых частиц продуктов сгорания мазута улавливаемых в устройствах для очистки газов мазутных котлов0.

Определение минимальной высоты трубы

где М=МSO 2+5.88*389.86=4268.057 г/с

А=200 - коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы из.

VГ = 1248 м3/с - объём дымовых газов на ТЭЦ-2 (из годового отчета по станции) при расходе топлива на один котёл В=72 т/ч.

Объем дымовых газов на одну трубу:

F = 2 - коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном воздухе, при среднем эксплутационном коэффициенте очистки выбросов не менее 90 %.

Т=ТУХ-ТЛЕТСР.МАКС=99,7 0С - разность температур выбрасываемых из котла газов и средней максимальной температуры наружного воздуха наиболее жаркого месяца года в 13.00 часов дня (принимается по СНиП 2.01.01.-82 «Строительная климатология и геофизика »).

= 1 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности, в данном случае ровная и слабопересечённая местность.

СФ - фоновая концентрация вредных веществ, характеризующая загрязнение атмосферы, создаваемое другими источниками. (принимаем в виду отсутствия данных).

При принятой ориентировочно высоте трубы определяются безразмерные коэффициенты m и n, учитывающие условия выхода дымовых газов из трубы.

Значение коэффициентов m и n определяются в зависимости от параметров:

Откуда :

при m2 n=1.

ПДК СSO2=0.5мг/м3 из

Диаметр устья дымовой трубы:

W0=35 м/с-скорость выхода дымовых газов.

Расчёт максимальной концентрации вредных веществ. Действительная высота дымовых труб 129 м. От этой производной начнём определение максимальных концентраций вредных веществ. Величина максимальной приземной концентрации вредных веществ:



Отсюда видно, что величина концентрации при высоте трубы 129 м превышает допустимые.

Определение расстояния от дымовой трубы, на котором достигается максимальное значение концентрации вредных веществ

m=d*

Определение концентрации вредных веществ в атмосфере по оси факела выброса на различных расстояниях от дымовой трубы. При опасной скорости ветра Um приземная концентрация вредных веществ Ci (мг/м3) на различных расстояниях (м) от источника выброса определяется по формуле:

Ci=Si*CM

где Si-безразмерный коэффициент, определяемый в зависимости от отношения и коэффициента F по формулам:

S1=

При =1000 м, и =

S1=

При =3000 м, и =

S1=

При =5000 м, и =2,228, S1=0,687; При =7000 м, и =3,119, S1=0,499; При =10000 м, и =4,455, S1=0,316; При =2244,407м, и =1, S1=1

По результатам расчётов составим сводную таблицу:

Сi, мг/м3	Хi , м
	1000	2244,407	3000	5000	7000	10000
CSO 2 +NO 2	1,069	1,78	1,632	1,223	0,888	0,562
CЗОЛ(ТВ)	0,389	0,647	0,593	0,444	0,323	0,204
CSO 2	0,496	0,825	0,756	0,567	0,412	0,2607
CNO x	0,123	0,204	0,187	0,140	0,102	0,064

На основании данной таблицы построим графики:

Определение границ санитарной защитной зоны

где L0 (м) - расчётный размер участка местности в данном направлении, где концентрация вредных веществ (с учётом фоновой концентрации от других источников) превышает ПДК; P (%) - среднегодовая повторяемость направления ветров рассматриваемого румба; P0 (%) - повторяемость направления ветров одного румба при годовой розе ветров.

l0 (м) - размер СЗЗ установленный в санитарных нормах проектирования промышленных предприятий.

Среднегодовая роза ветров характеризуемая значениями Р для разных румбов принимается по данным методических указаний «Основы экологии»:

Характеристики	Направления ветров
	С	СВ	В	ЮВ	Ю	ЮЗ	З	СЗ
Повторяемость направлений Р (%)	9	12	7	23	16	20	7	6
Повторяемость напр.ветров Одного направления румба Или круговой розе ветров Р0 (%)	12,5
Отношение Р/Р0	0,72	0,96	0,56	1,84	1,28	1,6	0,56	0,48
Величина С З З L0 ,м	1000
l = L0 *P/Р0 ,м	720	960	560	1840	1280	1600	560	480

5.2 Мероприятия по охране подземных вод от загрязнения

Система тех водоснабжения, химобработки воды и хозбытовые воды выполнены в закрытом исполнении, преимущественно в стальных трубах. Система герметизации водоводов и коллекторов не допускает утечек, а, следовательно, и загрязнение грунтовых и поверхностных вод.

Система и сооружения гидрозолоудаления выполнены в соответствии со СНиП 2.01.28-85 "полигоны по обезвреживанию и захоронению промышленных отходов".

Выход золошлаклвых отходов составляет 1800 тонн в год.

Для складирования золошлаков с первой очередью строительства был построен золоотвал емкостью 9,5 млн м3 на расстоянии 1 км от ТЭЦ. В 1998 году была построена 2 секция золоотвала.

Существующий золоотвал овражного типа имеет систему защиты грунтовых вод от загрязнения. В качестве противофильтрационной защиты золоотвал имеет противофильтрационный экран по всей площади ложа и откосов.

Экран выполнен из уплотненного суглинка толщиной 1 м. Имеющаяся на действующим золоотвале противофильтрационная защита, обеспечивает защиту природных вод от загрязнения.

электростанция газоочистной ингибитор

Выводы по работе

Тепловые электростанции работают по такому принципу: топливо сжигается в топке парового котла. Выделяющееся при горении тепло испаряет воду, циркулирующую внутри расположенных в котле труб, и перегревает образовавшийся пар. Пар, расширяясь, вращает турбину, а та, в свою очередь, - вал электрического генератора. Затем отработавший пар конденсируется; вода из конденсатора через систему подогревателей возвращается в котел.

Тепловые электростанции работают на органическом топливе, и их строят обычно вблизи мест добычи топлива. Тепловые электростанции используют в качестве топлива сравнительно дешевые уголь и мазут. Но эти виды топлива - невосполнимые природные ресурсы. Сжигание углей низкого качества приводит к резкому снижению КПД ТЭС и, как следствие, к перерасходу топлива, а также к загрязнению атмосферы.

В процессе сгорания топлива образуются вредные вещества, которые выводятся в атмосферу с дымом и попадают в почву с золой. Помимо того, что эти выбросы неблагоприятно влияют на окружающую среду, продукты сгорания вызывают парниковый эффект, который грозит нам засухами.

Существующие способы улавливания вредных примесей в дымовых газах предназначены для борьбы, главным образом, с каким-либо одним компонентом, сложны, энергоемки и требуют больших капитальных и эксплуатационных затрат. Внедрение нескольких способов с целью улавливания нескольких основных вредных примесей вынуждает строительство целого комплекса сооружений, по площадям, объемам и затратам соизмеримого с самим предприятием. Ряд способов улавливания вредных примесей основан на применении высокотоксичного аммиака, что опасно из-за возможности его утечки.

Перевод с твердого топлива на газовое ведет к значительному удорожанию вырабатываемой энергии, не говоря уже о дефиците и того, и другого. Кроме того, это не решит проблемы загрязнения атмосферы. Перевод установок на жидкое топливо существенно уменьшает золообразование, но практически не влияет на выбросы SO2, так как мазуты, применяемые в качестве топлива, содержат два и более процентов серы. При сжигании газа в дымовых выбросах также содержится оксид серы, а содержание оксидов азота не меньше, чем при сжигании угля.

Используемая литература

1. Стерман Л.С. Тепловые и атомные электростанции. М.: Энергоиздат, 2007

2. Смирнов А.Д., Антипов К.М. «Справочная книжка энергетика», М. Энергоатомиздат, 2007.

3. Жабо В.В. «Охрана окружающей среды на ТЭС», М. Энергоатомиздат, 2009.

4. Поярков К.М. «Электрические станции, подстанции, линии и сети». М. Высшая школа 2006 г.

5. http://ieportal.net

6. http://www.zipsites.ru/

7. http://dmoz.org/

8. http://www.ekol.oglib.ru/

Размещено на Allbest.ru

...