Воздействия ТЭЦ на атмосферу

ВВЕДЕНИЕ

Обеспечение устойчивого развития общества как важнейшая задача современной цивилизации выдвигает жесткие требования к энергетике - одному из наиболее значимых факторов антропогенного воздействия на окружающую среду. Предотвратить стремительное истощение природных ресурсов, приостановить необратимые изменения экосистем, качества водной, воздушной, геологической средой, почвенного покрова, устранить опасное для здоровья нынешнего и будущих поколений загрязнение окружающей среды – эти вопросы становятся практической задачей энергетики, основой последующего развития энергетического производства.

Для создаваемых предприятий изначально эксплуатационная готовность оборудования совпадает с полной обеспеченностью природоохранными системами, гарантирующими соблюдение современных экологических стандартов и региональных экологических ограничений, то для действующих ТЭЦ достижение экологической безопасности предусматривается поэтапным совершенствованиям технологии энергопроизводства, реконструкцией и заменой оборудования. При этом уровень требований, объем соответствующих реконструктивных работ дифференцирован для каждой отдельной существующей ТЭЦ с учетом конкретной экологической ситуации, ресурсообеспеченности, социально-экономической обстановки [1].

Без выбросов в окружающую среду ТЭЦ работать не может. Поэтому основная задача инженера–эколога минимизировать выбросы загрязняющих веществ в атмосферу. Оборудование УИ ТЭЦ устарело морально и физически, поэтому необходима модернизация причем как и самих котлоагрегатов так и всего пылеулавливающего оборудования в целом. Цель данной курсовой работы является оценка выбросов котлоагрегатов Усть–Илимской ТЭЦ на окружающую среду.

1 История строительства

1974 год. Ведутся подготовительные работы на основных объектах промышленной площадки. Основную работу возглавила фирма «Братскгэстрой». Готовятся котлованы, забиваются сваи под фундамент главного корпуса и вспомогательных сооружений ТЭЦ, возводятся базы для размещения прибывающего оборудования. В декабре трест «Востокэнергомонтаж» начал строительно-монтажные работы по технологическому оборудованию и трубопроводам, металлоконструкциям, сборному железобетону главного корпуса.

1976 год. На технологическую площадку теплоэлектроцентрали выгружены первые партии металлоконструкций из Румынии. Они предназначены для монтажа каркаса главного корпуса. В марте строящаяся станция передана РЭУ «Иркутскэнерго».

1977 год. В ноябре на самой верхней отметке теплоэлектроцентрали бригада С. Кочина смонтировала четыре циклона тракта пылепругольной пыли. Этот момент можно считать началом монтажа оборудования на УИТЭЦ.

1978 год. 16 июня начат монтаж первой паровой турбины мощностью 60 мегаватт. В ноябре принят в эксплуатацию главный корпус ТЭЦ, начались пусковые операции по пуску первого котла и турбины. 28 ноября первый энергоблок включен под промышленную нагрузку. 26 декабря подписан Акт Государственной комиссии о вводе в эксплуатацию первой турбины и двух котлов Усть-Илимской ТЭЦ.

1979 год. В сентябре прошли испытания и встали под промышленную нагрузку вторая турбина и третий котлоагрегат. На их монтаже было задействовано 215 монтажников и сварщиков.

1980 год. Введен в эксплуатацию котлоагрегат ст.№ 4. в сентябре подписан акт приемки в эксплуатацию Государственной приемочной комиссией турбоагрегат ст.№ 4 Сдан в эксплуатацию котлоагрегат ст.№ 4. В декабре введен в эксплуатацию служебно-бытовой корпус.

1981 год. Введен в эксплуатацию законченный строительством котлоагрегат № 5.

1983 год. Подписан акт приемки в эксплуатацию Государственной приемочной комиссией котлоагрегат № 6.

1984 год. Принята в эксплуатацию дымовая труба высотой 250 метров.

1989 год. Введен в эксплуатацию котлоагрегат ст.№7.

1990 год. Принято в эксплуатацию закрытое распределительное устройство 110 кВ. Введен в эксплуатацию турбоагрегат ст.№6 мощностью 175 мвт.

1993 год. Принята в эксплуатацию градирня ст.№ 3, 2-ая секция золоотвала, рыбное хозяйство.

1999 год. В состав УИ ТЭЦ вошли левобережные тепловые сети – РТС, которые были выделены после реорганизации Северных тепловых сетей

2004 год. На Усть-Илимской ТЭЦ приступили к промышленному сжиганию угля Жеронского месторождения. Началась реконструкция энергетических котлоагрегатов для сжигания нового вида топлива.

2005 год. ОАО «Иркутскэнерго» приняло в аренду инженерные сети г. Усть-Илимска. УИ ТЭЦ были переданы тепловые сети, сети водоснабжения и канализации.

2 Технологическая схема

Усть-Илимской ТЭЦ работает на твердом топливе. Уголь поступает на станцию по железной дороге. Из вагонов уголь выгружается вагоноопрокидывателями по конвейерам на склад или в топливно-транспортный цех - в бункерную галерею. Перед подачей угля в котельный цех уголь из бункерной галереи поступает в систему пылеприготовления - дробление (в дробилках), измельчение в мельницах с одновременной просушкой и транспортируется по пылепроводам к горелкам котлоагрегатов. В котлоагрегаты для лучшего сжигания подается нагретый воздух.

В котле происходит нагрев воды и получение пара: котельные агрегаты питаются обессоленной водой, поступающей из химического цеха, после ее деаэрации, осуществляемой в турбинном цехе. Подача воды производится через нитки горячего и холодного питания в барабан котла после предварительного подогрева в водяном экономайзере котла.

Пар с барабана котлоагрегата поступает в паропровод. Далее через главную задвижку и стопорный клапан на цилиндры высокого давления турбин. Затем пар через нерегулируемые отборы поступает в подогреватели высокого давления. После этого пар через регулируемые отборы направляется на основные и пиковые бойлера, где нагревает сетевую воду для подачи ее в систему теплоснабжения города и потребителей.

Отработанный пар с турбин, расширяясь, поступает в конденсаторы, где конденсируется. Конденсат через подогреватели высокого и низкого давления поступает в деаэраторы и далее через питательные насосы для последующей подачи в котлоагрегат.

Для работы конденсатора турбины используется циркуляционная техническая вода, поступающая с насосной технической воды. Далее эта вода направляется в градирни, где после охлаждения используется на те же нужды.

Образующийся в процессе сжигания угля шлак (в котлоагрегате) и уловленная в золоуловителе зола мокрым способом через багерную насосную удаляются на золоотвал. Осветленная вода из золоотвала используется в оборотной системе гидрозолоудаления представлено на рисунке 1.

На территории предприятия находятся источники выбросов от основного и вспомогательного производства. Котельная, склад угля, который закрыт с одной стороны, ремонтно-механические мастерские, кузнечный горн, гараж, АЗС.

3 Общая характеристика топлив

Твердое топливо характеризуется степенью углефикации, определяющей основные свойства его органической массы, содержанием влаги и минеральных примесей, составом и формой связи минеральных примесей с органической массой.

Бурый уголь в своей органической части состоит в основном из гуминовых веществ кислотного характера при полном отсутствии лигнина и целлюлозы. В меньшем количестве в бурых углях присутствуют битумные вещества и карбоиды. Вследствие большей, чем у торфа углефикации, а также более плотной   структуры  влажность  бурых   углей   в  залежи не превышает  60 %. зольность их колеблется значительно от (5-100) до (30-40) % и зависит на только от условий образования, но и от способа добычи, так как при некоторых способах добычи вместе с углем захватывается часть горной породы – кровли или подошвы пласта угля.

По внешнему виду и микроструктуре различают следующие основные виды бурых углей: землистый – рыхлый, высоковлажный, мало уплотненный; блестящий – витреновый; матовый – дюреновый; сажистый – фюзеновый; лигнит – бурого цвета, с волокнистым изломом, по внешнему виду похож на малоизменившиеся куски древесины.

К бурым углям марки Б (бурый уголь) относятся угли с высшей теплотой сгорания влажной беззольной массы угля Qв вл.без  менее 22570 кДж/кг (5700 ккал/кг). По влажности в залежи бурые угли разделяются на три группы: Б1, Б2, Б3 при влажности соответственно больше 40; (30-40) и меньше 30 %.

Каменные угли в основной своей части состоят из нейтральных тяжеломолекулярных гуминовых веществ с уплотненной  структурой.  В связи с этим влажность их ниже, чем бурых углей.

К каменным углям относятся ископаемые угли с высшей теплотой сгорания влажной беззольной массы угля более 22570 кДж/кг (5700 ккал/кг) и выходом летучих веществ (по массе), образующихся при нагреве угля без доступа воздуха до (840 – 860) 0С, более 9 %.

Отличие каменных углей от бурых устанавливают по следующим трем показателям: отражательной способности микрокомпонента витринита, высшей теплоте сгорания топлива во влажном  беззольном состоянии и общему содержанию микрокомпонентов фюзинита и лейптинита.

Каменные угли классифицируются по маркам – условному обозначению разновидностей угля, близких по генетическим признакам и основным энергетическим и технологическим и технологическим свойствами. Основными классификационными признаками при этом служат: выход летучих веществ Vr и толщина пластичного слоя у, выражения в миллиметрах [2].

3.1 Характеристика Жеронского угля

Сжигание на Усть-Илимской ТЭЦ Жеронского каменного угля, месторождение которого находится в 30 км от города Усть-Илимска, обусловлено намерением ОАО «Иркутскэнерго» снизить себестоимость выработки тепловой и электрической энергии за счет снижения топливной составляющей тарифа.

Основные отличительные особенности Жеронского угля – большая теплотворная способность, повышенная зольность, меньшая влажность и более высокие плавкостные характеристики его минеральной части, что особенно важно для котлов Усть-Илимской ТЭЦ, работающих с жидким шлакоудалением.

3.2 Характеристика Ирша - Бородинского угля

Одной из перспективных задач теплоэнергетики является широкое использование углей Каннского – Ачинского бассейна – самого дешевого топлива в нашей стране.

Угли Ирша – Бородинского месторождения является бурыми, гумусовыми. Насыпная масса колеблется от 0,81 до 0,85 m/м3, в среднем 0,83 m/м3  при зольности (10 – 12) % . все показатели технического состава угля ухудшаются по пластам: Бородинский І, Бородинский ІІ, Рыбинский. Возрастает влажность, зольность, сера. Снижается содержание летучих и теплота сгорания. Элементный состав также изменяется, понижается содержание горючих компонентов. Все это ведет к значительному снижению теплоты сгорания угля, как на горючую массу, так и особенно на рабочую. Химический состав золы примерно одинаков у Бородинского І и Рыбинского пластов, а Бородинский ІІ отличается повышенным содержанием кислых окислов и пониженных основных.

Отбор товарных проб угля на анализ пластов на Ирша – Бородинском разрезе производится посредством бурения скважин по уступам и пикетам перед его разработкой. Средняя влажность добываемого угля незначительно отличается по пикетам и в основном составляет (30,1 – 34,1) %. Средняя зольность по пластам составлена для Ирша-Бородинского  80 %.

Сравнительный анализ каменного и бурого угля представлен в таблице 1.

Таблица 1-Сравнительные характеристики  каменного и бурого угля

4 Усть–Илимская ТЭЦ как источник загрязнения атмосферного воздуха

4.1 Характеристика района расположение ТЭЦ по  уровню загрязнения                        атмосферного воздуха

В топке энергетических котлов минеральная часть твердого топлива претерпевает изменения структурного и минералогического порядка: улетучивается гидратная вода; выгорает пиритная сера; пиритное железо окисляется до двуокиси железа FeO3; щелочи возгоняются и конденсируются при температурах около 1000°С. В результате качество и количество золы, образующейся в топочном процессе, отличается от содержания минеральных веществ в исходном топливе. Фракционный состав золы зависит от химического состава, способа подготовки топлива к сжиганию, способа сжигания, температуры горения и определяется в каждом случае экспериментальным путем.

Влияние микроэлементов: в минеральной массе углей присутствуют в небольших количествах высокотоксичные элементы, в основном, тяжелые металлы – марганец, мышьяк, цинк, фтор, медь, никель, кобальт, кадмий, молибден, литий, бериллий и другие, общие содержание их в угле не превышает 0,05 %. Однако эти микроэлементы во многом определяют токсичность угольной золы. Возгоняемые в факел тяжелые металлы образуют субмикронные аэрозоли, переходят в газовую фазу и в такой форме поступают в атмосферу. Меньшая часть возгонов микроэлементов конденсируется на золовых частицах, существенно увеличивая содержание в них тяжелых метал-
лов по сравнению с исходным топливом. Поэтому распределение этих загрязнителей на подстилающей поверхности отличается от распределения
твердых золовых частиц, концентрирующих меньшую часть микроэлементов. Одним из наиболее токсичных веществ выделяющихся при сжигании мазута, являются оксиды ванадия. Основная часть указанных загрязнений удаляется в атмосферу с дымовыми газами, часть их оседает на поверхностях нагрева и удаляется с обмывочными водами. При сжигании засоленных углей существенное значение приобретает выделение газообразных и аэрозольных соединений хлора.

Улавливание золы с концентрированными в ней тяжелыми металлами предотвращает сверхнормативные загрязнение приземного слоя воздуха. Сопоставление фактических и прёдельно допустимых концентраций ряда микроэлементов угля показывает, что при обеспечении содержания золы в приземном слое воздуха не выше ПДК соответствующая концентрация связанных с золой микроэлементов будет многократно меньшей ПДК. Таким образом, микроэлементы не являются лимитирующим фактором вредности по загрязнению воздушного бассейна угольными ТЭЦ. Экологическая опасность их водорастворимых соединений связана с последующей миграцией в почвенный слой, грунтовые воды, растительность и накоплением в этих объектах, представлено в таблице 2.

Таблица 2 – Сопоставление предельно допустимых и фактических                         концентраций микроэлементов (ПДК золы 0,15 мг/м3)

Влияние бенз(а)пирена: при сжигании органического топлива в энергетических котлах выделяются полиароматические углеводороды, одни из наиболее токсичных веществ, содержащихся в дымовых ТЭЦ, они обладают канцерогенными свойствами (ПДКСО = 0,0001 мкг/м3). Наиболее характерным из них является бенз(а)пирен. Для котлов различной мощности концентрация бенз(а)пирена в дымовых газах ( за золоуловителями) составляет в среднем (1-20) мкг на 100 м2. Содержание бенз(а)пирена в дымовых газах котлов ТЭЦ (таблица 3) составляет в среднем в мкг на 100 м3:

Таблица 3 – Количество бенз(а)пирена в дымовых газах

Это связно не столько со специфическими условиями организации процесса горения, сколько неналаженностью режима эксплуатации топочно-горелочных устройств, отсутствием во многих случаях механизации, автоматизации, приборов контроля горения (датчики разрежения, температуры, расхода топлива, воздуха). Особенно велик выход бенз(а)пирена при циклическом режиме работы котлов в период разогрева. Сравнение различных типов газогорелочных устройств показывает, что использование подовых горелок существенно повышает выход бенз(а)пирена - до 130 мкг на каждые 100 м3 дымовых газов.

ТЭЦ, являясь крупными, стационарными потребителями топлива, при наладке режима горения не могут считаться главным источником выбросов бензапирена. Вместе с тем следует отметить, что внедрение в последнее время технологических методов подавления оксидов азота приводит к росту содержания бензапирена в дымовых газах котлов. Бензапирен является индикатором группы канцерогенных загрязнителей природной среды, таких как полициклические ароматические углеводороды (ПАУ).

Поскольку основным процессом образования бензапирена являются пиролитические реакции, количество его выбросов определяется характеристиками сжигания топлива. В 2009 году УИ ТЭЦ выбросило 0,001 т. бензапирена.

Основным накопителем бензапирена в природе является почва, самоочищающие свойства которой зависят от многих факторов. Важно при этом рассеивание вредных выбросов на возможно большей территории, что характерно для ТЭЦ.

4.2 Валовые выбросы Усть-Илимской ТЭЦ

При эксплуатации ТЭЦ основная масса загрязнителей поступает в атмосферу с дымовыми газами котельных агрегатов, которые представляют собой многокомпонентные газовоздушные смеси. Состав загрязнителей в атмосферном воздухе, связанных с эксплуатацией ТЭЦ и определяющие конечное воздействие на природные объекты и человека, значительно шире ограниченного круга токсичных веществ, содержащихся в дымовых газах ТЭЦ. Таким образом технологические характеристики ТЭЦ определяются не только количеством и видом загрязнителей, поступающих от ТЭЦ в окружающую среду, но также характером, степенью конверсии их в атмосфере, водных объектах, грунте с образованием дочерних вредных веществ [10].

В районе жилых массивов города. Существующий уровень загрязнения атмосферы в жилых массивах города Усть-Илимска можно описать фоновыми концентрациями, рассчитанными по данным на постах ОГСНКа.

Ближайшими к ТЭЦ постами наблюдения загрязнения атмосферы в городе Усть-Илимск является правобережные - №№ 1, 3 (10,5км от ТЭЦ) и на левом берегу речке Ангара – ПНЗ № 2 (10км от ТЭЦ).

В жилых массивах фоновые концентрации составляют величины, представлены в таблице 4.

Таблица 4 – Значения фоновых концентраций вредных веществ в

                         атмосферном воздухе г. Усть-Илимска