Анализ воздействия ТЭЦ на атмосферный воздух г

5
6
7
8
Аңдатпа
Берілген дипломдық жобада жылу электр стансасының
атмосфералық ауаға ықпал етуі зерттелген. Қоршаған ортаның
бақыланбайтын түрде ластану мәселесі дипломдық жобада осы тақырыпта
зерттеу жүргізуге негіз болды.
Негізгі бөлімде ЖЭС –тің қазандық агрегаттардан атмосфераға
шығатын зиянды заттардың мөлшері есептелді.
Өмір тіршілік қауіпсіздігі бөлімінде ЖЭС жабдықтардан және оның
объектерінен жақын орналасқан аумақтарға
шығатын акустикалык
ықпалына баға берілді.
Экономикалық бөлімде табиғат қорғау үшін жасалған шаралар
бағасы есептелді және қазандық агрегаттардан атмосфералық ауаға
шығарылатын эмиссиялар төлемі есептелді.
Аннотация
В данном дипломном проекте представлен анализ воздействия
тепловой электрической станции на атмосферный воздух. Предпосылками
для написания проекта стали современные проблемы, связанные с
неконтролируемым ростом загрязнения окружающей среды.
В основной части проведен расчет выбросов вредных веществ,
выбрасываемых в атмосферу котельными агрегатами ТЭЦ.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности» проведена оценка
акустического
воздействия от объектов и сооружений ТЭЦ
на
близлежащую территорию.
В экономической части определена стоимость природоохранных
мероприятий и расчет платы за эмиссии в атмосферный воздух от
котельных агрегатов.
Abstract
This diploma project provides the research on a thermal power station’s
impact on the atmosphere. Preconditions for writing this project are the current
problems, associated with uncontrolled growth of environmental pollution.
The main part includes estimation of harmful agent’s ejection to the
atmosphere.
In the "life safety" section assessed acoustic impact of thermal power
station’s plants on the surrounding areas.
In the economical section calculated boiler units’ emissions to
atmosphere payments.
9
Содержание
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Введение
Влияние тепловых электрических станций с окружающей средой
Состояние окружающей среды и социально-экономические
условия
2.1. Климатические условия
2.2. Характеристика природных условий
2.3. Социально-экономические условия
2.4. Характеристика современного состояния загрязнения
атмосферного воздуха
Характеристика технологии производства и технологического
оборудования
3.1. Краткая характеристика деятельности предприятия
3.2. Технологический процесс
3.3. Характеристика источников выбросов
3.4. Характеристика очистных сооружений
Анализ воздействия тепловой электрической станции на
атмосферный воздух
4.1. Методика расчета выбросов загрязняющих веществ от
тепловых электростанций
4.2. Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
тепловой электрической станцией
4.3. Расчет приземных концентраций загрязняющих веществ
4.4. Характеристика санитарно-защитной зоны предприятия
4.5. Мероприятия по уменьшению выбросов
Экономическая часть
5.1. Определение затрат на природоохранную деятельность
предприятия
5.2. Определение платы за эмиссии в окружающую среду
5.3. Методика расчета платы за эмиссии в окружающую среду
5.4. Расчет платежей за эмиссии в атмосферу
Безопасность жизнедеятельности
7
8
16
15
19
22
24
27
27
32
33
36
39
37
42
49
53
54
58
58
62
62
65
65
6.1. Параметры нормирования уровня шума производственных
помещений
6.2. Источники шума производственного помещения
6.3. Расчет уровня производственного шума
Заключение
Список использованной литературы
Перечень сокращений и обозначений
Приложение
65
66
69
75
76
77
78
Приложение А
79
10
Введение
Основу жизни и существование человека составляет окружающая
среда, а основу современной цивилизации - ископаемые природные
ресурсы и наиболее квалифицированный вид производимой человеком
энергии - электроэнергия.
В настоящее время определяющая роль в производстве
электроэнергии в Казахстане, как и во всем мире, принадлежит тепловой
энергии на органическом топливе. Для тепловых электростанций
характерен огромный вещественный
и энергетический обмен с
окружающей средой. С экологической точки зрения они представляют
собой длительно (десятки лет) и непрерывно действующие источники
выбросов в атмосферу продуктов сгорания топлива и сбросов в водоёмы
большого количества низкопотенциального тепла с охлаждающей водой
конденсаторов турбин, а также значительного объёма золошлаковых
отходов.
На настоящий период времени существует неразрывная
взаимосвязь загрязнения окружающей среды и обеспечения энерго- и
теплопотребления.
Взаимодействие
этих
двух
факторов
жизнедеятельности человека и развитие производственных сил привлекает
постепенное внимание к проблеме взаимодействия теплоэнергетики и
окружающей среды. На стадии становления теплоэнергетики основное
внимание было привлечено на поиск в окружающей среде ресурсов,
необходимых для обеспечения тепло- энергопотребления и стабильного
теплоснабжения предприятий и жилых зданий. В дальнейшем преобрело
значение более полное использование природных ресурсов путём
изыскания и рационализации добычи и обогащения, переработки и
сжигания топлива, процессов и технологии, а также совершенствования
теплоэнергетических установок. На данном этапе развития энергетики
актуальна
проблема
взаимодействия
окружающей
среды
и
теплоэнергетики. Эта проблема приобрела новые черты, распространяя
своё влияние на огромные территории, большинство рек и озёр, громадные
объемы атмосферы и гидросферы Земли. Поэтому успешное развитие
теплоэнергетики будет существенно зависеть от обеспечения допустимого
уровня воздействия тепловых электростанций на окружающую среду, их
экологической безопасности.
Объектом исследования дипломного проекта является Алматинская
теплоэлектроцентраль
(АТЭЦ-1), основной деятельностью которой
является выработка электрической и тепловой энергии для нужд города
Алматы. Предметом исследования является воздействия на атмосферный
воздух тепловой станции в результате деятельности предприятия.
Целью исследования является проведение оценки уровня
загрязнения атмосферы выбросами предприятия.
11
1. Влияние тепловых электрических станций с окружающей
средой
Современный этап научно-технической революции характеризуется
широким вовлечением в сферу человеческой деятельности всех основных
ресурсов оболочки Земли. По большинству веществ (твердые частицы,
оксиды серы и углерода) антропогенные выбросы оказываются
соизмеримыми с естественными выбросами соответствующих веществ, а в
некоторых случаях превосходят их. Из общих антропогенных выбросов на
долю энергетики приходится около 20-30%.
В настоящее время определяющая роль в производстве
электроэнергии в Казахстане, как и во всем мире, принадлежит тепловой
энергии на органическом топливе. В структуре мирового производства
электроэнергии тепловыми электрическими станциями (ТЭС) на угле
составляют 40%, ТЭС на мазуте – 7%, ТЭС на газе – 20%, АЭС - 16%, ГЭС
- 18,6%, прочие – 1%.
Структура мирового производства
электроэнергии
1%
ТЭС на угле
18%
39%
16%
ТЭС на мазуте
ТЭС на газе
АЭС
ГЭС
19%
прочие
7%
Рисунок 1.1 - Структура мирового производства электроэнергии
Тепловые электростанции оказывают существенное воздействие на
состояние воздушного бассейна в районе их расположения. На рисунке 1.2.
показаны основные факторы воздействия ТЭС на окружающую среду
(Рисунок 1.1). Кроме выбросов вредных веществ из дымовых труб, в
результате деятельности станции образуется значительный объём
золошлаковых отходов. ТЭС также оказывают вредное физическое
воздействие на окружающую среду, производя акустическое, вредное
тепловое воздействие на окружающую среду. Тепловые станции так же
влияют на ландшафт местности. Вредное воздействие оказывается на
водоемы, в которые сбрасывается большое количество тепла, повышающее
температуру воды в них, что влияет на изменение флоры и фауны,
значительное количество тепла попадает в атмосферу с уходящими газами
12
из-за неполного сгорания (химический и механический недожог)
вследствие потери изоляцию конструктивных элементов.
Рисунок 1.2 - Схема взаимодействия ТЭС с атмосферой
С экологической точки зрения тепловые электрические станции
представляют собой длительно (десятки лет) и непрерывно действующие
источники выбросов в атмосферу продуктов сгорания топлива. Ежегодно в
земную атмосферу выбрасываются десятки миллионов тонн газообразных
оксидов серы и азота. При этом естественные выделения составляют
соответственно 100 и 30 млн.т.; антропогенные выбросы - 65 и 20 млн.т., а
доля ТЭС в антропогенных выбросах этих оксидов - 45-65 и 15-45%.
Поэтому успешное развитие теплоэнергетики будет существенно
зависеть от обеспечения допустимого уровня воздействия тепловых
электростанций на окружающую среду, их экологической безопасности.
[1]
Газообразные выбросы ТЭС распределяются в атмосфере,
претерпевают химические превращения и выпадают в виде сухих и жидких
осадков на растения, почву, воды, строения и другие объекты на
поверхности земли. В зависимости от скоростей осаждения и химических
реакций, а также атмосферных процессов, например, взаимодействия с
облаками, выбросы ТЭС или образовавшиеся из них вещества могут
достигать поверхности земли на расстоянии 500-1000 км от источника; это
расстояние растёт с увеличением мощности источника. [2]
При использовании мокрого сероуловителя, приводящего к
глубокому охлаждению газов, большая часть оксидов серы выводится из
газов в предварительном узле промывки.
Токсичные или канцерогенные полициклические углеводороды
могут образовываться при температурах выше 700°С в восстановительной
среде. Их источниками являются, главным образом, некоторые химические
предприятия, транспортные средства с карбюраторными двигателями, а
13
также мелкие источники тепла, использующие уголь или дрова, с плохо
организованным, неполным горением при недостатке воздуха. Как
показывает мировой опыт, крупные ТЭС с высоко - температурным
горением, хорошо сконструированными и правильно эксплуатируемыми
топочными устройствами выбрасывают незначительное количество
полициклических углеводородов (бенз(а)пирена), в результате чего
образующаяся в приземном слое атмосферы концентрация этого вещества
составляет обычно несколько процентов от величины ПДК.
Хотя, в принципе, в золе топлив могут содержаться радиоактивные
элементы, их абсолютное относительное количество невелико, а выбросы
их в атмосферу или наличие в золе (шлаке) не представляет опасности. В
целом, выбросы радионуклидов в атмосферу в результате деятельности
человека составляют менее 1% природных выбросов, доля ТЭС среди них
ещё значительно меньше.
Макросостав золовых частиц, содержащихся в дымовых газах,
формируется из соединений кремния, алюминия, железа, кальция, магния,
калия, титана, которые в топочных процессах остаются в твёрдом или
жидком состоянии. Кроме того, как уже отмечалось, в состав летучей золы
входят также микроэлементы, соединения которых испаряются, а затем
конденсируются или адсорбируются на частицах золы при охлаждении
топочных газов. К ним относятся кобальт, хром, медь, никель, ванадий,
цинк, сурьма. Кроме оксидов металлов, в частицах золы содержатся
сульфаты, нитраты, аммиак и органические соединения. Эти особенности
состава летучей золы лежат в основе установления весьма жёстких норм её
выброса с дымовыми газами ТЭС, которые введены в ряде промышленно
развитых стран.
В атмосферу попадают, в основном, частицы, размером менее 5 мкм
(более крупные улавливаются при очистке). Такие частицы активно
рассеивают свет, их наличие в атмосфере может ухудшать видимость.
Осевшие на поверхности земли соединения серы окисляют почвы,
грунтовые и поверхностные воды. При концентрациях больше 50 мкг/м3
диоксид серы может замедлять развитие некоторых растений, а больше 700
мкг/м3 - раздражать дыхательную систему.
При обычных приземных концентрациях диоксид азота (N02) сам по
себе не оказывает вредного влияния на растения.
Интеграционные эффекты, наблюдающиеся при одновременном
наличии в атмосфере N02, S02 и озона (03), могут вызывать коррозию
некоторых каменных сооружений. В экосистемах с недостатком азота
осаждение ограниченных количеств атмосферных азотных соединений
(NH4, N03 и др.), являющихся удобрениями, даже полезно. Избыток N03
может вызвать закисление почв, изменение травяного покрова, ослабление
сопротивления растений насекомым и вирусам. При попадании в лёгкие
человека N02 концентрацией около 100 мкг/м3 оказывает раздражающее
действие.
14
Некоторые специалисты в качестве недостатка энергетики на
органическом топливе в глобальном аспекте указывают на большое
потребление ею кислорода и на возможность дополнительного нагрева
биосферы за счёт так называемого "тепличного” или парникового эффекта,
который обусловлен наряду с другими факторами, накоплением в
атмосфере Земли диоксида углерода, хотя его присутствие в воздухе и не
ограничивается санитарногигиеническими соображениями. По некоторым
оценкам, глобальное повышение средней температуры биосферы на 1-2
градуса может произойти примерно через 100 лет.
В течение последних 150 лет при увеличивающемся количестве
диоксида углерода в атмосфере наблюдалось два глобальных потепления и
два похолодания.
В технологическом процессе ТЭС теплота сгорания топлив
преобразуется в физическую теплоту дымовых газов, которая передаётся
рабочей среде (воде, пару), а далее преобразуется в работу и
электрическую энергию в тепловом цикле. Сжигание топлив, подготовка
рабочей среды и эксплуатация оборудования ТЭС связаны с образованием
отходов, некоторые из них оказывают вредное воздействие на
окружающую среду.
Баланс "топливо - выбросы” паротурбинной угольной ТЭС показан
в качестве примера на рис. 11.1. При сжигании 1 т угля калорийностью
5390 ккал/кг, зольностью 23%, с содержанием серы 1,7% образуется от 50
до 550 кг золы; от 6 до 120 кг оксидов серы, в основном в виде S02; от 2 до
10 кг оксидов азота, в основном, в виде N0. Большая часть NO
доокисляется в атмосфере до N02, который в 7 раз токсичнее.
Зольность энергетических мазутов значительно ниже, чем углей
(<0,1%). Природный газ - топливо беззольное, как правило, он не содержит
и соединений серы.
При сжигании топлива могут образоваться в сравнительно
небольших количествах также токсичные продукты неполного сгорания:
окись углерода (СО) и некоторые углеводороды.
В выбросах ТЭС, работающих на углях или сернистых мазутах,
могут содержаться влияющие на окружающую среду или вредные для
здоровья металлы: мышьяк, кадмий, ртуть, свинец, таллий, хром, натрий,
калий, ванадий, бор, медь, железо, марганец, молибден, селен, цинк и
другие, сложные полициклические ароматические углеводороды ( в
частности бенз(а)пирен), а в некоторых твёрдых топливах - радиоактивные
вещества. При наличии в углях солей хлора и фтора в дымовых газах
содержатся пары соляной и плавиковой кислот.
Металлы присутствуют в золе углей и мазутов в разных
количествах и сочетаниях. Их выбросы зависят от дисперсности,
химического состава и количества золы, особенностей сжигания и очистки
дымовых газов.
15
Рамочная конвенция ООН об изменении климата (РКИК ООН) 1992
года - одно из наиболее серьёзных международных соглашений, благодаря
которому страны всего мира объединяются для решения сложной задачи
по предотвращению серьёзных негативных последствий глобального
потепления.
Казахстан вместе со 157 странами подписал Рамочную конвенцию
во время встречи на высшем уровне "Планета Земля” в Рио-де-Жанейро в
июне 1992 г., которая в мае 1995 г. ратифицирована Президентом
Республики Казахстан Н.А. Назарбаевым. Согласно принятым на себя
обязательствам, Казахстан разрабатывает и представляет конференции
сторон РКИК национальный кадастр выбросов парниковых газов, общее
описание мер по их сокращению, а также меры по адаптации к изменениям
климата.
Воздействие ТЭС на окружающую среду может регулироваться
использованием комплекса мероприятий: выбором соответствующего
места расположения электростанций, мощности ТЭС и вида сжигаемого
топлива, использованием экологически приемлемого технологического
оборудования и современных методов сжигания топлива, применением
эффективных способов очистки дымовых газов от золы, оксидов серы и
азота, рассеиванием остаточных выбросов в атмосфере.[2]
Количество образующихся в котлах ТЭС летучей золы, окислов
серы и азота сильно зависят от вида и качества сжигаемого топлива.
Переход от селективной добычи экибастузского угля к валовой приводит
вследствие увеличения зольности и снижения калорийности топлива к
росту выхода золы с 253 до 420 г/(кВт.ч).
В Казахстане действуют санитарно-гигиенические нормативы
качества воздуха, устанавливающие максимально разовые (ПДКмр) и
среднесуточные
(ПДКсс)
предельно
допустимые
концентрации
загрязняющих веществ в приземном слое атмосферного воздуха
населённых пунктов. ПДК для веществ, выбрасываемых тепловыми
станциями представлены в таблице 1.1.[4]
ПДК для летучей золы установлена в зависимости от содержания в
ней двуокиси кремния, содержание которой для казахстанских углей в
основном больше 20%, но ниже 70%, соответствующая им ПДК мр = 0,3
мг/м3; ПДКсс = 0,1 мг/м3.
Таблица 1.1 –Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых
тепловыми электрическими станциями
Код
Наименование вещества
0301 Азот (IV) оксид (Азота диоксид)
0304 Азот (II) оксид (Азота оксид)
0328 Углерод черный (Сажа)
16
Используем
ый критерий
Значение
критерия
ПДК м/р
ПДК м/р
ПДК м/р
0,0850000
0,4000000
0,1500000
Класс
опасност
и
2
3
3
Продолжение таблицы 1.1.
0330
0337
0703
2902
2904
2908
2909
Сера диоксид
Углерод оксид
Бенз/а/пирен (3,4-Бензпирен)
Взвешенные вещества
Мазутная зола электростанций
Пыль неорганическая: 70-20% SiO2
Пыль неорганическая: до 20% SiO2
ПДК м/р
ПДК м/р
ПДК с/с
ПДК м/р
ПДК с/с
ПДК м/р
ПДК м/р
0,5000000
5,0000000
0,0000010
0,5000000
0,0020000
0,3000000
0,5000000
3
4
1
3
2
3
3
Данные вещества пагубно влияют на окружающую среду и
здоровье населения, в таблице 1.2. представлено влияние ЗВ на организм
человека.
Таблица 1.2
атмосферного воздуха
Атмосферные
загрязнители
Взвешенные
вещества
-
Характеристика
Источники
Образуются при сжигании
ископаемых и других видов
топлива; при неполном сгорании
топлива на транспорте, на
тепловых электростанциях, на
предприятиях, выпускающих
строительные материалы (бетон,
древесина), при почвенной
эрозии, при сдуве с асфальтных
покрытий и др.
Двуокись серы
Поступает в атмосферу при
сгорании топлива, содержащего
серу (в первую очередь угля и
тяжелых фракций нефти).
Главным источником диоксида
серы являются электростанции,
котельные и предприятия
металлургии.
Бенз(а)пирен
Образуются при сжигании
ископаемых и других видов
Топлива.
17
основных
загрязнителей
Влияние на здоровье
человека
Вызывают поражение
дыхательных путей
злокачественными
новообразованиями. Влияют
на респираторный тракт и на
другие органы за счет
токсичного воздействия
входящих в состав частиц
компонентов. Вызывают
нарушение системы дыхания
(бронхи, легкие) и
кровообращения.
Раздражает верхние
дыхательные пути.
Отмечается действие на
слизистые оболочки
носоглотки, трахеи и бронхов.
Оказывает канцерогенное,
мутагенное и тератогенное
действие.
Продолжение таблицы 1.2
Диоксид азота и
оксид азота
Образуется при сгорании топлива
при очень высоких температурах
и избытке кислорода. Основными
источниками являются:
выхлопные газы автомобилей,
выбросы ТЭЦ, сжигание твердых
отходов, сгорание газа.
Оксид углерода
Основными источниками
являются: выхлопные газы
автомобилей (образуется при
неполном сгорании
углеводородного топлива при
недостаточных температурах или
плохой настройке системы
подачи воздуха в двигателях
внутреннего сгорания), выбросы
ТЭЦ, сжигание древесины,
ископаемого топлива, табака, при
сжигании твердых отходов и
частичном анаэробном
разложении органики.
Оксиды азота являются
серьезными атмосферными
загрязнителями в связи с их
высокой токсичностью,
вызывают изменения состава
крови, уменьшая содержание
в крови гемоглобина, влияют
на органы зрения, раздражают
нижний отдел дыхательной
системы, особенно легочную
ткань. Повышает
предрасположенность к
острым респираторным
заболеваниям, пневмонии.
Снижает способность крови
переносить кислород к
тканям. Приводит к
нарушению психомоторных
функций, к нарушению
сердечной деятельности и
дыхания, головной боли,
сонливости, тошноте.
Энергетическому производству сопутствуют также различные
загрязнённые стоки, связанные с процессом водоподготовки, консервации
и промывки оборудования, гидротранспортом твёрдых отходов и другие.
В результате сжигания всех видов твёрдого топлива образуется
значительное количество золошлаковых отходов, часть из них
используется для производства строительных материалов. Складирование
золошлаковых отходов требует отвода значительных площадей
золоотвала, которые являются потенциальными источниками загрязнения
атмосферного воздуха при пылении, грунтовых и поверхностных вод, а
также почв и растительности при фильтрации золы через основание и
дамбы золоотвала.
За рубежом государственным законодательством для тепловых
электростанций установлены нормативы выбросов, выраженные в г/МДж,
кг/т уедельного топлива либо в виде концентраций вредных веществ,
мг/м3, в уходящих газах. Концентрации загрязняющих веществ в уходящих
дымовых газах определены при нормальных условиях, при коэффициенте
избытка воздуха для угольных котлов 1,4, для газомазутных 1,17. В США
18
допустимые выбросы оксидов серы изменяются в зависимости от
содержания серы в угле.
Освоенная в промышленном масштабе очистка дымовых газов на
отечественных ТЭС до настоящего времени ограничивается лишь
улавливанием летучей золы. Достигнутая в отрасли средняя степень
золоулавливания составляет 94% и не может быть признана
удовлетворительной. В США этот показатель составляет 97- 98%, т.е. доля
исходной золы, выбрасываемой в атмосферу, в 2-3 раза меньше. На многих
крупных зарубежных ТЭС эффективность золоулавливания с помощью
электрофильтров равна 99,0-99,7%. Для уменьшения выбросов золы
необходимо не только оснащать новые ТЭС золоулавливающими
установками с эффективностью до 99,8%, но и модернизировать большое
количество установок всех типов на действующих ТЭС.
Вследствие узкого подхода к экономическому обоснованию затрат
на сооружение электростанций в Республике не уделялось должного
внимания созданию экологически чистых технологий и внедрению систем
очистки дымовых газов от окислов серы и азота; необходимые для этого
средства не выделялись. Разработанные различными организациями СНГ
процессы газификации топлива и сжигания в кипящем слое для
электростанций, технологии серо- и азотоочистки не проверены в условиях
эксплуатации; их проектные показатели уступают зарубежным. Нет
катализаторов, пригодных для разложения окислов азота в дымовых газах
мазутных и особенно угольных котлов.
Выпускаемые промышленностью приборы не обеспечивают
возможности надёжного автоматического контроля выбросов и
корректировки режимов эксплуатации для удовлетворения экологических
требований. [2]
2. Состояние окружающей среды и социально-экономические
условия
2.1. Климатические условия
Климат г. Алматы резко-континентальный с продолжительным
теплым периодом года и с резкими сменами похолоданий и оттепелей в
зимний период.
Средняя температура наиболее холодной пятидневки минус 250С, средняя максимальная самого жаркого месяца плюс 29,70С, абсолютная минимальная температура - минус 380С,
максимальная - плюс 430С. Продолжительность отопительного периода 167 суток.
Среднемесячные температуры воздуха [6], относительная
влажность и величина испарения с водной поверхности [7] приведены в
таблице 2.1.1.
19
Таблица 2.1.1 - Среднемесячные
относительная влажность и испарение.
Показамесяцы
I
II
III IV
V
VI VII VIII
затели
1
1
1
2
2
Темпера
0
тура, С 6,8 5,1 ,9 0,7 6,2 0,9 3,1 2,3
8
8
8
6
6
6
5
Влаж2
2
8
5
0
1
0
ность, % 2
1
1
2
5
1
1
1
Испаре3
2
5
2 24 42 91 79
ние, мм
температуры
воздуха,
IX
X
XI
XII
2
7,0
5
6
1
25
1
,6
5
0
1
7
9
,1
7
3
6
1
1
4,4
8
4
2
6
год
,9
8
9
1
67
Из таблицы 2.1.1 видно, что для рассматриваемого района
характерно резкое нарастание температур в апреле и резкое падение - в
ноябре.
Скорости ветра в Алматы незначительны и колеблются от
1 до 2 м/с. Усиление ветра наблюдается в летние месяцы и ослабление до
штилевых значений зимой. В это время года происходит застаивание
притекающих с севера масс воздуха, способствующих развитию вдоль гор
зимних инверсий, которые придают устойчивость приземным слоям
атмосферы. Суммарная повторяемость штилей и очень слабых ветров
составляет 59%. Зимой такие условия погоды наблюдаются в 77% случаев.
В окрестностях города продолжительность штилевой погоды сокращается.
Ветровая характеристика района по данным наблюдений на
объединенной гидрометеорологической станции (ОГМС) Алматы,
расположенной в южной части города, практически в его центре, на
территории, застроенной высотными домами, несколько отличается от
ветра в северной части города.
Скорость ветра, повторяемость которой не превышает 5%,
составляет 3 м/с.
Скорость ветра более 10 м/с наблюдается редко, их вероятность
составляет, как правило, не более 1-3%.
Cильные ветры (15 м/с и более) в Алматы наблюдаются в среднем
до 15 дней за год. Зимой сильный ветер бывает 1-3 дня за 10 лет, летом - 23 дня ежегодно, преимущественно во второй половине дня, и часто носит
характер шквалов, сопровождающихся пыльными бурями.
В таблице 2.1.2. представлены повторяемость и скорость ветра по
направлениям для г. Алматы по данным многолетних наблюдений. На рис
рисунках 2.1.1 и 2.1.2. представлены розы ветров по повторяемости и
скорости ветра.
20
8
6
9
Таблица 2.1.2-Повторяемость и скорость ветра по направлениям.
Месяцы
С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ Штиль
январь
9 12 7
23 16 20
7
6
повторяемость, %
34
1.4 1.5 1.4 1.8 1.8 1.9 1.7 1.3
скорость, м/с
июль
5 11 6
45 17
8
4
4
повторяемость, %
13
1.9 2.0 1.6 2.8 2.8 2.4 2.2 1.9
скорость, м/с
год
8 12 6
35 15 11
7
6
21
повторяемость, %
С
40
СЗ
СВ
30
20
10
З
В
0
ЮЗ
повторяемост
ь, %
ЮВ
Ю
Рисунок 2.1.1 –Роза повторяемости ветров, %.
1
2,0
8
1,5
2
1,0
0,5
7
3
0,0
6
скорость,…
4
5
Рисунок 2.1.2- Скорость ветра, м/с.
21
Преобладающими являются ветры южных направлений (юговосточного, южного, юго-западного).
Среднемесячное и годовое количество осадков (мм) по данным
многолетних наблюдений на метеостанции Алматы ОГМС приведено в
таблице 2.1.3.
Таблица 2.1.3-Количество осадков (мм)
Месяцы
Алматы
I
II III IV V VI VII VIII IX X XI XII год
3
0
0
3
6
6
8
9
7
9
0
6
0
4
6
2
8
2
1
5
1
5
4
3
11
Из приведенных данных видно, что максимальное количество
осадков выпадает весной (43%), летом их вдвое меньше (20%); осень и
зима укладываются в пределы 15-22%.
Летние дожди носят преимущественно ливневый характер.
Суточный максимум осадков по наблюдениям на МС Алматы ОГМС равен
74 мм.
Рисунок 2.1.3- Количество осадков в г. Алматы
В среднем в г. Алматы за год бывает 40 дней со снегом. За это
время высота снежного покрова достигает 80 см, что составляет 14%
общей годовой суммы. Глубина промерзания грунтов составляет 140 см,
что временно затрудняет свободный влагообмен между атмосферой и
зоной аэрации, прекращается инфильтрационное питание подземных вод.
Первый снежный покров, как правило, быстро исчезает и в течение
месяца отмечается несколько его становлений. С декабря снежный покров
ложится в зиму и сохраняется около 100 дней.
22
6
Грозы в г. Алматы и его окрестностях - довольно распространенное
явление. Грозовой период наблюдается в среднем от 23 до 45 дней.
Основной период грозовой деятельности в городе - с апреля по сентябрь.
Грозы не отличаются большой продолжительностью.
Град - редкое явление в этом районе. В среднем в году отмечается 1
- 2 дня с градом. Продолжительность выпадения града невелика, в среднем
7 минут.
Одной из важных характеристик климата г. Алматы являются
туманы, которые наблюдаются преимущественно в холодное время года.
Число дней с туманом в городе и его окрестностях составляет от 48 до 70 в
год.
Метели в окрестностях г. Алматы, где преобладает штилевая
погода и погода со слабыми ветрами, явление очень редкое.
Продолжительность солнечного сияния (район г. Алматы)
достигает 2000 часов. Это создает предпосылки для интенсивного
испарения влаги с открытых водоемов и поверхности суши, что, в свою
очередь, вызывают явления, связанные с засолением почвенных грунтов и
неглубоко залегающих подземных вод.
В целом следует отметить, что географическое расположение
города в предгорьях хребтов Заилийского Алатау и сложные
климатические условия района создают предпосылки для накопления в
атмосфере города загрязняющих веществ и создания высокого фонового
загрязнения как промышленными выбросами, так и выбросами от
автотранспорта.
2.2. Характеристика природных условий
Территория площадки АО "АлЭС" ТЭЦ-1 находится в пределах
городской территории г. Алматы, в центральной его части, на пересечении
проспектов Сейфуллина и Райымбека. Вся территория осложнена
различными,
многочисленными
надземными
и
подземными
коммуникациями и специализированными сооружениями.
Растительность на площадке представлена деревьями и
кустарниками (часто зарослями), а также культурными посадками (клумбы
и газоны).
В районе здания коллекторной обратных трубопроводов "Южная"
отмечается заболоченный участок, заросший камышом.
Общий уклон поверхности прослеживается с юга на север.
Абсолютные отметки поверхности рельефа колеблются в пределах
730,00742,68 м.
Территория ТЭЦ-1 в геоморфологическом плане представляет
собой вторую надпойменную террасу р. Есентай в переходной зоне от
конуса выноса к аллювиальной равнине.
23
Литологическое строение участка с поверхности представлено
верхнечетвертичными отложениями аллювиального генезиса (часто
чередующимися прослоями суглинка, супеси и песков с галечником).
В геологическом строении территории новых площадок принимают
участие:

насыпной грунт – суглинок с включением строительного
мусора, рыхлого сложения,

погребенный почвенно-растительный слой - гумусированный
суглинок с корнями растений,

суглинок темно-коричневого цвета, тугопластичной и
мягкопластичной консистенции, с включениями карбонатных стяжений и
гидроокислов железа,

супесь серовато-коричневого цвета, пластичной консистенции,
с тонкими прослоями водонасыщенного песка,

галечниковый грунт изверженных и осадочных пород с
песчаным заполнителем, насыщенный водой, с прослоями супеси в кровле
слоя.
Нормативная глубина промерзания суглинков - 0,92 м.
Подземные воды пройденными выработками вскрыты на глубине
0,70÷1,30 метров с абсолютными отметками уровня 741,89÷742,02 метров.
Современный аллювиальный водоносный горизонт формируется за счет
речных вод и конусов выноса.
Водоносный горизонт характеризуется довольно высокими
значениями коэффициента фильтрации (5÷15 м/сутки).
Наивысший уровень подземных вод отмечается в марте-апреле,
минимальный в ноябре-декабре. Амплитуда сезонного колебания уровня
достигает 0,5м.
Площадка является потенциально подтопляемой
По степени засоления грунты – не засолены. По содержанию
сульфатов грунты слабоагрессивны к бетонным конструкциям при
применении портландцемента, ГОСТ 10178. По содержанию хлоридов –
слабоагрессивны к ж/б конструкциям.
Коррозионная активность грунтов к металлическим подземным
сооружениям - низкая, к алюминиевым оболочкам кабеля - высокая, к
свинцовым – средняя
На рассматриваемой территории, в верхней части литосферы, в
пределах которой осуществляется инженерно-строительная деятельность,
следует отметить геологические процессы, влияющие на условия
проектирования и строительства, а также на эксплуатацию инженерных
сооружений, описанные последовательно ниже:
Процесс подтопления или избыточного увлажнения участков
земной поверхности с развитием болотной растительности (начальная
стадия заболачивания) происходит в местах нарушения поверхностного
стока и естественного дренирования при близком залегании уровня
24
подземных вод (прилегающая территория к руч. Султан-Карасу в районе
коллекторной, а также участок на площадке насосной станции).
Отложений торфа и сапропелей пока не наблюдается.
Тиксотропность грунта возможна у пластичной супеси в результате
динамических или вибрационных воздействий. Вследствие отдачи поровой
воды, грунт резко кратковременно теряет устойчивость, но в дальнейшем
произойдет самоуплотнение и стабилизация грунта с восстановлением
первоначальных прочностных характеристик.
Сейсмические явления проявляются в виде землетрясений. Район
города
подвергается
периодическим
землетрясениям.
Фоновая
сейсмичность района равна 9 баллов.
Территория
проектируемой
застройки,
согласно
схемы
комплексного сейсмического микрорайонирования города, прилагаемой к
СН РК 2.03-07-2001, расположена в границах инженерно-сейсмического
участка III-А-1 с прогнозируемой сейсмичностью 10 баллов за счет
грунтовых условий. Участок неблагоприятен в сейсмическом отношении в
соответствии с п. 3.5 СНиП РК 2.03-30-2006.
Материалами инженерно-геологических изысканий подтверждено,
что грунты, слагающие основание проектируемых фундаментов относятся
преимущественно к третьей категории по сейсмическим свойствам (СНиП
РК 2.03-30-2006, табл. 4.1).
Вследствие
этого,
уточненная
сейсмичность
площадок
строительства увеличивается на один балл относительно фоновой
сейсмичности района и будет составлять 10 баллов.
Поверхностные воды региона представлены ручьем Султан-Карасу,
проходящим с юга на север по территории ТЭЦ-1.
Обследованный участок ручья представляет из себя пологую пойму,
густо поросшую карагачем. С правого берега к пойме примыкает
площадка насыпного грунта с крутыми откосами высотой местами более 5
метров. Левый берег пологий заболоченный с навалами мусора.
Большая часть водосборной площади интенсивно застроена
частными домами. Верхняя часть водосбора ручья пересекается насыпью
автомобильной и железной дорог.
Естественной поверхности водосборной площади практически не
осталось, что существенно отражается на величине коэффициента
шероховатости при подсчете стока.
Скопление стока в русле ручья на подходе к водопропускному
отверстию происходит по двум причинам:
1. Малый уклон русла на рассматриваемом участке ручья, из-за чего
происходит застой и заболачивание стока.
2. Водопропускное отверстие под автодорогу забито мусором и
заилено, пропускает только бытовой расход. Ввиду малой длины водотока
(L=1,3км) продолжительность прохождения максимального расхода будет
зависеть от продолжительности и интенсивности ливневых осадков.
25
2.3. Социально-экономические условия
Город Алматы – самый крупный город Республики Казахстан,
являясь финансовым, научным и культурным центром страны, имеет
высокую инвестиционную привлекательность и приобретает деловой
имидж мегаполиса международного значения.
Площадь городской территории г. Алматы составляет свыше
33 тыс. га.
Численность населения города на 01.01.2015 г. составила 1 365 тыс.
человек, жилой фонд более 20 млн.кв. м общей площади.
Удельный вес г. Алматы в общем объеме промышленного
производства Республики Казахстан составляет порядка 5%. [8]
В целях смягчения проблемы безработицы поддерживается
занятость посредством развития общественных работ, проводится
переподготовка и повышение квалификации безработных граждан по
специальностям, востребованным на рынке труда, активизирована работа
городской Биржи труда. Принимаются также меры по социальной защите
граждан.
В промышленном секторе, к сожалению, избежать сокращения
объемов производства не удалось. Объем промышленной продукции
составляет 24,3 млрд.тенге ( снижение на 11.7%), инвестиции в основной
капитал составили 13,6 млрд.тенге (снижение на 56,4%), уровень
официальной безработицы составил 0,4%, создано 1129 новых рабочих
мест. Сокращение произошло в основном в сфере производства продуктов
питания, которое составляет 37,1% от общего объема производства,
строительных материалов, машин и оборудования, что стало следствием
сокращения внутреннего спроса и кредитования предприятий.
Произошло снижение на 12,5 % объемов инвестиций в основной
капитал, что отразилось на темпах развития экономики в целом.
Предусматривается разработка и начало реализации программы
развития продовольственного пояса г. Алматы. В ее рамках будут
реализовываться проекты по созданию производств по переработке
сельскохозяйственной продукции, комплексов по оказанию транспортнологистических услуг, парниковых и тепличных комплексов в Алматинском
регионе.
Положительным стал рост на 15 % в отраслях производства и
распределения электроэнергии, газа и воды, что стало возможным,
благодаря мерам поддержки энергокомплекса города. В его развитие
инвестировано 12 млрд. тенге бюджетных средств.
Преодолен спад в строительстве жилья, что стало возможным
благодаря мерам государственной поддержки дольщиков и реализации
Государственной жилищной программы.
В области развития энергетического хозяйства города решены все
задачи, поставленные в антикризисной программе. Завершена
реконструкция котельной Орбита, двух подстанций, отремонтировано 34
26
км тепловых сетей, 78 километров электрических сетей, 14 км
канализационных сетей. В присоединенных поселках построено всего 59
км инженерных сетей.
Основным социальным эффектом реализации проектов в области
энергетики является улучшение качества обслуживания населения и
создание около 400 новых рабочих мест.
Город Алматы является мощным железнодорожным транспортным
узловым центром южной части Казахстана, связывающим юг Республики
Казахстана с другими областями и странами ближнего зарубежья.
Автомобильные дороги города образуют транспортную сеть в виде
модульной сетки.
Городской транспорт представлен, в основном, автобусами,
троллейбусами и такси. Значительно развит частный легковой транспорт.
Для
улучшения
социального
фактора
в
микрорайонах
индивидуальной застройки построено дорог общей протяженностью 16,7
км, завершено строительство и открыто движение во всех направлениях по
пяти транспортным развязкам.
Развитие транспортной инфраструктуры позволило оптимизировать
транспортные потоки и сократить выбросы вредных веществ в атмосферу
на местах расположения развязок на 11 %, благодаря увеличению скорости
передвижения автомобилей.
В пределах бюджетных средств по текущему и среднему ремонту
отремонтировано 68,1 км дорог.
Продолжается строительство первой очереди метрополитена. В
текущем году завершено строительство перегонных тоннелей, пройдено
19275 п.м. подземных горных выработок, в том числе 13711 п.м.
перегонных тоннелей.
В городе имеется две системы водоснабжения:
централизованная
система
хозяйственно-питьевого
и
противопожарного водопровода, обеспечивающая подачу воды на
хозяйственно-бытовые нужды, полив зеленых насаждений;
- централизованная система производственного водопровода,
обеспечивающая подачу технической воды промышленным предприятиям.
В городе построена и эксплуатируется раздельная система
канализации: ливневая канализация для сбора и отвода поверхностных
талых, дождевых и моечных вод с территории застройки.
Озеленение является основным фактором оздоровления городской
среды и играет важную роль в формировании архитектурнохудожественного облика города.
В настоящее время существующие зеленые насаждения в Алматы
представлены богатым ассортиментом. Возраст, санитарное состояние и
декоративные качества зеленых насаждений весьма различны. Общее их
состояние в большей степени удовлетворительное.
27
Площадь озелененных территорий общего пользования на человека
в настоящее время составляет 8,5 м2. Нормативами предусматривается
озеленение территории с учетом нормы 10 м2.
Основные места отдыха находятся в предгорной зоне и на
Капчагайском водохранилище.
Со значительным ростом профинансированы такие социальные
программы как развитие образования, здравоохранения, обеспечение
занятости, реабилитация инвалидов. На эти программы в целом было
направлено 67 млрд. тенге.
Заболеваемость населения респираторными заболеваниями и
заболеваниями органов дыхания достаточно высока как среди взрослых,
так и среди детей. Немалую роль в этом играет неблагоприятное состояние
атмосферы города, которое определяется выбросами автотранспорта.
2.4. Характеристика современного состояния загрязнения
атмосферного воздуха
Географическое расположение г. Алматы в предгорьях хребтов
Заилийского Алатау и сложные климатические условия района создают
предпосылки для накопления в атмосфере города загрязняющих веществ и
создания высокого фонового загрязнения, формирующегося, в основном,
выбросами от автотранспорта.
Для оценки способности атмосферы к рассеиванию вредных
примесей применяется термин “Потенциал загрязнения атмосферы” (ПЗА),
под которым понимается совокупность природных процессов,
определяющих самоочищение атмосферы.
В соответствии с существующим районированием территории
Казахстана (Рекомендации, 1986) район расположения планируемых работ
относится к району с очень высоким потенциалом загрязнения атмосферы:
ПЗА = V (см. рисунок 2.4.1.).
28
Рисунок 2.4.1 - Обзорная карта Казахстана. Потенциал загрязнения
атмосферы (ПЗА)
ИЗА – комплексный индекс загрязнения атмосферы, учитывающий
несколько примесей (диоксид серы, оксид углерода, диоксид азота, фенол,
формальдегид), представляющий собой сумму концентраций выбранных
загрязняющих веществ в долях ПДК.
В зависимости от значения ИЗА5 уровень загрязнения воздуха
определяется следующим образом: низкий – меньше или равен 5,
повышенный – 5-7, высокий – 7-14, очень высокий – больше или равен 14.
Алматы относится к городам Казахстана с систематически многолетним
высоким уровнем загрязнения атмосферного воздуха. Динамика изменения
ИЗА5 продемонстрирована на рисунке 2.4.2.
29
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
. Рисунок 2.4.2 - Динамика изменения индекса загрязнения
атмосферы (ИЗА5) г. Алматы за 1992-2011 годы
Низкий уровень показателя в 1998-2000г. связан с
общей
экономической ситуацией и отсутствием мониторинга на всех постах
наблюдений в г.Алматы Республиканское государственное предприятие
(РГП) «Казгидромет».
Фоновое загрязнение атмосферы г. Алматы регистрируется системой
государственного контроля. Контроль осуществляется на пяти
стационарных постах наблюдения. Наблюдения проводятся по четырем
следующим загрязняющим веществам: диоксиду азота, диоксиду серы,
оксиду углерода, пыли (взвешенные вещества). Наблюдения по группам
суммирующего
вредного
воздействия
загрязняющих
веществ
РГП "Казгидромет" не проводятся.
В таблице 2.3.1 приведены значения существующих фоновых
концентраций ЗВ, которые установлены с учетом данных наблюдений за
2004÷2009 г.г. в г. Алматы, для района расположения стационарного поста
наблюдения (СПН) №12 (ул. Наурызбай Батыра и пр. Райымбека) по
данным РГП "Казгидромет" №01-02/556 от 14.04.2009 г.
Для г. Алматы основными загрязнителями атмосферного воздуха
выступают диоксид азота (NO2), диоксид серы (SO2), оксид углерода (CO)
и взвешенные вещества, именно они в основном и определяют
экологический риск загрязнения атмосферы и негативно влияют на
здоровье человека.
Фоновые концентрации представлены с учетом
вклада действующей ТЭЦ-1.
30
Таблица 2.3.1 -Уровень существующего фонового загрязнения
атмосферного воздуха г. Алматы (СПН №12)
Концентрация загрязняющих веществ, доли ПДК
диоксид
оксид
пыль
диоксид азота
серы
углерода
(ПДК=0,5
мг/м3)
(ПДК=0,085
мг/м3)
- мг/м3
00,6072
- доли ПДК
1,2144
(ПДК=0,5
мг/м3)
(ПДК=5
мг/м3)
0,2292
0,0340
9,2533
1,146
0,0272
1,8507
Концентрация
Сф
Как видно из приведенных данных, существующее фоновое
загрязнение атмосферы г. Алматы в районе расположения СПН №12 не
превышает санитарные нормативы по диоксиду серы. наблюдается
превышение ПДК по диоксиду азота, по взвешенным веществам, по
оксиду углерода.
3. Характеристика технологии производства и
технологического оборудования
3.1. Краткая характеристика деятельности предприятия
Электроэнергетика является одной из базовых отраслей и играет
важную роль в социальной и экономической сферах Казахстана.
Электроэнергетический комплекс государственной «Программой по
развитию электроэнергетики Республики Казахстан на 2010 – 2014 годы»
определён как один из приоритетных секторов экономики Казахстана.
Основой развития экономики страны является бесперебойное и
эффективное функционирование отрасли, стабильное снабжение
потребителей
тепловой
и
электрической
энергией.
Единая
электроэнергетическая система (ЕЭС) Казахстана работает параллельно с
ЕЭС России и объединённой энергетической системой Центральной Азии.
ЕЭС Казахстана условно разделена на три зоны:
•
Северная
(Акмолинская,
Актюбинская,
Костанайская,
Павлодарская,
Северо-Казахстанская,
Восточно-Казахстанская,
Карагандинская области);
•
Южная (Алматинская, Жамбылская, Кызылординская, ЮжноКазахстанская области);
•
Западная (Атырауская, Западно-Казахстанская, Мангистауская
области).
Сферой ответственности АО «АлЭС» является выработка
электроэнергии для электроснабжения Алматинского региона Южной
31
зоны, а также выработка тепловой энергии для теплоснабжения г. Алматы
и посёлка Отеген батыра. АО «АлЭС» обеспечивает электрической и
тепловой энергией население, промышленные и сельскохозяйственные
предприятия г. Алматы и Алматинской области, является субъектом
естественной монополии. Энергоисточники АО «АлЭС» обеспечивают
систему централизованного теплоснабжения г. Алматы на базе
теплофикации от ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и котельных ЗТК порядка 70% от ее
общей тепловой нагрузки.
АО «АлЭС»
занимает доминирующее
положение по поставкам электроэнергии в регионе и является
монопольным поставщиком тепловой энергии. В
организационную
структуру АО «АлЭС» входят 8 производственных подразделений.
Структура АО «АлЭС» отражена на рисунке 3.1.1.
Капш.
ГЭС
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
АО «АлЭС»
Каск. ГЭС
ЗТК
ЦПВТ
ТЭЦ-3
ПРП
Рисунок 3.1.1 - Организационная структура АО «АлЭС»
Производственные департаменты:
1. ТЭЦ-1 – производство электрической и тепловой энергии;
2. ТЭЦ-2 – производство электрической и тепловой энергии;
3. ТЭЦ-3 – производство электрической и тепловой энергии;
4. Капшагайская ГЭС – производство электрической энергии;
5. Каскад ГЭС – производство электрической энергии;
6. Западный тепловой комплекс (ЗТК) – производство тепловой
энергии;
7. Производственное ремонтное предприятие «Энергоремонт»
(ПРП) – ремонт оборудования АО «АлЭС»;
32
8. Центр по приему и выгрузке топлива (ЦПВТ) – прием и
выгрузка топлива для энергоисточников АО «АлЭС».
Установленная электрическая и тепловая мощность подразделений
АО «АлЭС» представлена в таблице 3.1.1.
Таблица 3.1.1- Установленная электрическая и тепловая мощность
АО «АлЭС».
Установленная
Установленная тепловая
Энергоисточники
электрическая
мощность, Гкал/час
мощность, МВт
ТЭЦ-1
145
1203
ТЭЦ-2
510
1176
ТЭЦ-3
173
335
Капшагайская ГЭС
364
-
Каскад ГЭС
46,9
-
-
1208
ЗТК
Всего:
1238,9
3922
Выработка элкектрической энергии составдяет 5 228 414 тыс. кВт*ч
в год, что составляет 69% от общего потребления электрической энергии
Алматинском регионе. Выработка тепловой энергии - 4 865,7 тыс. Гкал,
69% суммарной электрической нагрузки Алматинского региона и 76,5%
тепловой
нагрузки
г.
Алматы
(в
зонах
централизованного
теплоснабжения).
В
дипломной
работе
произведен
анализ
воздействия
энергопредприятия на примере ТЭЦ-1. Так как территория площадки АО
"АлЭС" ТЭЦ-1 находится в пределах г. Алматы, в центральной его части и
имеет существенное влияние на атмосферный воздух города Алматы.
Проектирование и строительство Алма-Атинской ЦЭС (ныне ТЭЦ1) началось в 1931 году. 25 октября 1935 года первый агрегат был
поставлен под промышленную нагрузку.
На ТЭЦ-1 проводилась и проводится реконструкция и
модернизация существующего оборудования, ведется строительство
нового оборудования. В том числе:
•
выполнена реконструкция обессоливающей установки ТЭЦ-1,
что позволило улучшить качество обессоленной воды.
•
реализован проект «Реконструкция ТЭЦ-1 по приему тепла от
ТЭЦ-2 в г. Алматы». Ввод в эксплуатацию пункта по приему тепла от
ТЭЦ-2 позволил принять от ТЭЦ-2 на ТЭЦ-1 избытки тепловой мощности
ТЭЦ-2 (до 220 Гкал/час) .
•
реализуется проекта «Реконструкция водоподготовительной
33
установки (ВПУ) подпитки теплосети ТЭЦ-1».
•
разработка проекта «Расширение ТЭЦ-1 АО «АлЭС» с
установкой нового энергоисточника на базе газотурбинных технологий».
3.2. Технологический процесс предприятия
Алматинская ТЭЦ-1 расположена в центральной части города.
Промышленная площадка граничит ТЭЦ-1:
- с севера - АО «Казремэнерго», жилые застройки;
- с запада - с территориями мясокомбината, завода дорожных
знаков,
спецбазы,
фабрикой
по
переработке
вторичных
ресурсов,
производственного объединения «Алматымебель», завода изделий
бытовой химии и предприятием коммунального назначения;
- с юга - с подъездной автодорогой и железнодорожной веткой с
путепроводной развязкой;
- с востока — автокомбинатом № 8 и заводом «Казгеобытприбор».
Ближайшая жилая зона от основной площадки ТЭЦ-1 расположена
на расстоянии 150 м в западном, 250 м в юго-западном и 50 м в северовосточном направлениях.
Рисунок 3.2.1 – Ситуационная карта размещения предприятия
34
На электростанциях, вырабатывающих и отпускающих два вида
энергии – электрическую и тепловую устанавливают паровые турбины с
конденсацией и регулируемыми отборами пара частично турбины с
противодавлением. Такие тепловые станции на органическом топливе
называются теплоэлектроцентрали – ТЭЦ. На ТЭЦ существует
комбинированная выработка и отпуск двух видов энергии.
Централизованное теплоснабжение потребителей с использованием
отработавшей теплоты турбин и выработкой электроэнергии на базе
теплового потребления называют теплофикацией. ТЭЦ обеспечивает
большую экономию топлива. Современные тепловые электрические
станции имеют преимущественно блочную структуру. В состав каждого
блока входят основные агрегаты – турбинный и котельный и связанное с
ними вспомогательное оборудование. [1] Общий вид ТЭЦ представлен на
рисунке 3.2.1.
В процессе производства и отпуска тепло- и электроэнергии на
ТЭЦ-1 г. Алматы функционируют следующие основные системы:
1) в главном корпусе энергетические котлы и паровые турбины;
2) водогрейные котельные для подогрева сетевой воды нагрева в
теплообменниках главного корпуса;
3) системы теплоподачи
твердым, жидким, газообразным
топливом;
4) химическая водоочистка для подготовки обессоленной
подпиточной воды;
5) комплекс
насосных
станций,
тепломагистралей,
аккумуляторных баков для подачи горячей воды в тепломагистрали города
приема воды, отдавшей тепло в системах теплофикации;
6) системы золоулавливания и золошлакоудаления;
7) системы трансформирования и выдачи электрической
мощности.
Площадь поверхности нефтеловушки: 225 м2, из них 12 м2
открытая часть. Золошлакоотвал: площадь 33 га, емкость 2,25 млн. м3 .
Подача каждого вида топлива происходит по определенной схеме.
Подача угля осуществляется по следующей схеме:
1. доставка по железной дороге;
2. выгрузка в металлические бункеры;
3. дробильное отделение бункер сырого угля (БСУ);
4. очистка от металлических примесей дробление.
Места пересыпок для угля при его транспортировке в дробильном
отделении оснащены системами подавления пыли паром и распыленной
водой с эффективностью 85%.
35
1- угольный конвейер; 2-котел, З - питательная вода котла; 4-свежий пар; 5-пылеугольная горелка, включающая мазутную растопочную
горелку; 6-испаритель; 7- поверхности нагрева; 8-пусковая камера; 9-сепаратор пара; 10-канал для дымовых газов; 11, 12,13- очистные
сооружения; 14-чистые дымовые газы, поступающие в охлаждающую воду; 15-охлаждающая башня; 16-паровая турбина; 17трансформатор генератора; 18-генератор.
Рисунок 3.2.1-Общий вид тепловой электрической станции
36
Схема подачи мазута на водогрейные котлы:
1. приемная эстакада;
2. приемный резервуар;
3. погружной насос;
4. резервные резервуары;
5. перекачивающий насос;
6. расходные резервуары;
7. перекачивающий насос;
8. подогреватели мазута;
9. фильтры тонкой очистки;
10. перекачивающий насос;
11.гомогенизаторы;
12.водогрейные котлы.
Газ подается через газораспределительный пункт (ГРП), далее по
наружному газопроводу подается на котлы ТЭЦ-1.
Схема очистки воды: самотечная канализация–> нефтеловушка –>
бак сбора воды после флотаторов –> насос–> механические фильтры –>
угольные
фильтры
–>
трубопровод
осветленной
воды
(гидрозолоудаление).
Схема сбора нефтепродуктов: нефтеловушка –> флотаторы –> бак
сбора нефтепродуктов –> насос –> бак дополнительного отстоя
нефтепродуктов –> автоцистерна на вывоз.
3.3. Характеристика источников выбросов
Основные источники загрязнения атмосферы: 4 дымовые трубы
(H=80 м, d=4,3 м). При сжигании топлива из дымовых труб выделяются
пыль неорганическая с содержанием диоксида силициума 20-70% (зола
угля), серы диоксид, углерода оксид, азота оксиды, зола мазутная и
бенз(а)пирен.
Основными источниками выделения ТЭЦ-1являются шесть паровых
котлов БКЗ-160-100, работающих на угле Карагандинского угольного
бассейна, в качестве растопочного топлива используется мазут, в начале и
конце отопительного сезона работает на избытках природного газа; два
турбоагрегата ПТ-60-90 с производственными и теплофикационными
отборами пара, один турбоагрегат Р-25-90; семь водогрейных котлов
ПТВМ-100, основное топливо – природный газ, резервное – мазут.
Оборудование было введено в эксплуатацию с 1960 по 1996 годы. В связи
с тем, что котлы изготавливались и вводились в эксплуатацию в разное
37
время, они имеют по некоторым узлам отличные друг от друга
конструкцию.
Таблица 3.3.1 – Основное оборудование ТЭЦ-1
ст.
№
Тип и
завод-изготовитель
Котлы энергетические
8
БКЗ-160100Ф (БКЗ)
9
БКЗ-160100Ф (БКЗ)
10 БКЗ-160100Ф (БКЗ)
11 БКЗ-160100Ф (БКЗ)
12 БКЗ-160100Ф (БКЗ)
13 БКЗ-160100Ф (БКЗ)
Котлы водогрейные
1
ПТВМ-100 (Дорогобужский котельный
завод, ДКЗ)
2
ПТВМ-100 (ДКЗ)
3
ПТВМ-100 (ДКЗ)
4
ПТВМ-100 (ДКЗ)
5
ПТВМ-100 (БелКЗ)
6
ПТВМ-100 (БелКЗ)
7
ПТВМ-100 (БелКЗ)
Год
ввода
Производительность,
т/ч,
Гкал/ч
Параметры
1960
1961
1969
1970
1971
1972
160
160
160
160
160
160
9,81
9,81
9,81
9,81
9,81
9,81
540
540
540
540
540
540
282 526
283 038
251 996
248 951
249 113
240 294
1966
75
2,5
70/150
100 376
1967
1969
1970
1976
1978
1979
75/100
75/100
75/100
75/100
75/100
75/100
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
70/150
70/150
70/150
70/150
70/150
70/150
104 857
89 086
76 140
63 884
62 817
51 157
Давление, ТемпераМПа
тура, оС
Наработка,
ч
Котлы БКЗ-160 являются котлами с многократной принудительной
циркуляцией. Схема конструкции котла представлена на рисунке 3.3.1.
Для организации двухступенчатого сжигания и снижения выхода
окислов азота с 1990 г ода котлы реконструируются с установкой сопел
третичного воздуха, через которые, в количестве 15 % от вторичного
воздуха, подается воздух в объем топочной камеры. Сопла смонтированы
на 1 м выше основных горелок. Подача третичного воздуха в количестве
15 тыс. мЗ/ч в технико-экономических показателях работы котла играет
отрицательную роль: КПД снижается с 88,4 до 88,33%, но при этом имеет
место снижение величины эмиссии окислов азота с 846 до 805 мг/мЗ.
38
1экономайзер; 2- барабан; 3-опускная питательная труба; 4-циркуляционный насос; 5раздача воды по циркуляционным контурам; 6-испарительные радиационные
поверхности нагрева; 7-фестон; 8-пароперегреватель; 9-регенеративный воздушный
перегреватель.
Рисунок 3.3.1- Конструктивная схема котла с многократной
принудительной циркуляцией
Компоновка котла полнена по П-образной схеме. Топка
представляет собой первый восходящий газоход, во втором нисходящем
газоходе расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель.
Котельные агрегаты БКЗ-160-100 изготовлены Барнаульским котельным
заводом и предназначены для работы при параметрах, изложенных в
Таблице 3.3.2.
Таблица 3.3.2- Параметры работы котельных агрегатов БКЗ-160100
Паропроизводительность
160 т/ч
Давление в барабане котла
112 кгс/см2
Давление за ГПЗ
110 кгс/см2
Температура перегретого пара
540град с
Водяной объем котла
48мЗ
Паровой объем котла
29 2 м3
Температура питательной воды
215 град.С
Температура насыщения
315 град.С.
39
Пиковая водогрейная котельная оснащена котлами ПТВМ-100
тепловой производительностью 100 Гкал/ч, рабочим давлением 10-25
кгс/см2.
Котел
башенный,
водотрубный,
радиационного
типа
с
принудительной циркуляцией. Котел оборудован 16 газомазутными
горелками и 16 дутьевыми вентиляторами. Подогрев воздуха в котле
отсутствует.
Схема подключения котельных агрегатов к дымовым трубам
приведена в таблице 3.3.3.
Таблица 3.3.3 –Подключение котлов к дымовым трубам
№ п/п
2
3
4
5
Стационарный
номер
дымовой
трубы
5
6
7
8
Параметр дымовой
трубы
Н, м
Dy, м
80
80
80
80
4.3
4.3
4,3
4.3
Количество и тип
котлов
ЗхБКЗ-160, ст.№8-10
4хПТВМ-100, ст.№1-4
ЗхБКЗ-160, ст. №11-13
3хПТВМ-100. ст. № 5-7
3.4.Характеристика очистных сооружений
Вследствие того что частицы золы уноса являются твердыми
телами, их выделение из потока может быть осуществлено физическими
методами. Перед выбросом в атмосферу дымовые газы после паровых
энергетических котлов проходят очистку в мокрых золоуловителях эмульгаторах нового поколения. На мокрой ступени золоуловителей
одновременно происходит частичное улавливание диоксида серы.
Проектная эффективность золоулавливания - 99,2%, достигнутая в
среднем за год находится в этих же пределах. При этом уровень эмиссий
пыли неорганической (золы) на котлоагрегатах составляет порядка 300350 мг/мЗ. Среднеэксплуатационная эффективность связывания серы на
мокрой ступени золоочистных установок составляет 6-10 %.
Дымовые газы после колоагрегата через прямоугольные входные
патрубки поступают о нижнюю квадратную часть корпуса эмульгатора и
входят в параллелепипеды (500*500*1800) – инициаторы эмульгирования,
где происходит их интенсивная закрутка в лопаточных аппаратах.
Количество параллелепипедов - 45.
40
Таблица 3.4.1 - Характеристика и состояние пыле-газоочистного
оборудования ТЭЦ-1
Номер
Номер
источника источника
выбросов выделения
1
2
3
4
5
6
Котлоагрегат
ст..№8
БКЗ -160
Котлоагрегат
ст..№9
БКЗ -160
Котлоагрегатст..№10
БКЗ-160
Котлоагрегат
ст..№11
БКЗ -160
Котлоагрегат
ст..№12
БКЗ -160
Котлоагрегат
ст..№13
БКЗ -160
КПД
Наименование и тип
Код ЗВ, по
КПД
аппаратов,
%
пылекоторому
газоулавливающего
происходит
Проектная Фактическая
оборудования
очистка
Батарейный эмульгатор
2-го поколения
99,2
11
99,2
5
2908
330
Батарейный эмульгатор
2-го поколения
99,2
11
99,2
5
2908
330
Батарейный эмульгатор
2-го поколения
99,2
11
99,2
5
2908
330
Батарейный эмульгатор
2-го поколения
99,2
11
99,2
5
2908
330
Батарейный эмульгатор
2-го поколения
99,2
11
99,2
5
2908
330
Батарейный эмульгатор
2-гопоколения
99,2
11
99,2
5
2908
330
Орошающая вода подается по подводящим, трубам орошения в
каждый параллелепипед и разбрызгивается из этих труб патрубками
диаметром 12 мм. При взаимодействии воды с вращающимся газовым
потокам, восходящим из лопаточного аппарата, происходит образование
пенного слоя, который накапливается над лопатками, не выходя при этом
за высоту параллелепипеда. Каплеуловителъ обеспечивает
отсутствие
брызгоуноса на высоте 1300-1500 мм. Отработанная жидкость
с
уловленной золой сливается через лопаточные аппараты зивихрителей и
затем в каналы ГЗУ.
41
а – контактный элемент эмульгатора; б – трубчатый
фильтрующий элемент; 1 – корпус; 2 – кассета; 3 – трубка; 4 –
коллектор воды; 5 – каплеуловитель
Рисунок 3.4.1- Схема батарейного эмульгатора
В эмульгаторах используются следующие механизмы осаждения
пыли, в той или иной степени связанные с размером газовых пузырьков в
потоке двухфазной среды:
•гравитационное осаждение – этот механизм характерен для
крупных частиц и малых скоростей газов;
•инерционное осаждение – происходит тогда, когда масса частицы
или скорость её движения настолько значительны, что она не может
следовать по линии тока газа, а продолжает движение по инерции,
сталкивается с препятствием и прилипает к нему. В данном случае
препятствие – это граница пузырьков газа. Эффект усиливается с
турбулизацией потока;
•осаждение под действием центробежной силы – процесс
происходит аналогично инерционному осаждению, только в данном
случае траектория движения пузырьков не случайна, а специально
созданная конструкцией аппарата;
•диффузионное осаждение, когда мелкие частицы испытывают
непрерывное воздействие молекул газа, находящихся в броуновском
движении, в результате которого возможно осаждение этих частиц на
42
поверхности пузырьков газа. С повышением температуры и с
уменьшением диаметра газовых пузырьков диффузионный эффект
осаждения возрастает;
•электростатическое осаждение возможно в результате появления
электростатических зарядов на пылевых частицах и каплях жидкости. [9]
Топливное хозяйство ТЭЦ включает приемно-разгрузочные
устройства, транспортные механизмы, топливные склады, устройство для
подготовки топлива перед сжиганием.
Тракты топливоподачи оборудованы установками аспирации.
Управляемый воздух очищается в мокрых циклонах ЦВМ с
эффективностью пылеулавливания 85%.
Уборка пыли но трактам - механизированная и производится
смывом осветленной водой. Конвейер выдачи топлива на склад
оборудован телескопическими течками, которые позволяют уменьшить
пылеобразование и снижают унос мелкодисперсных пылевых частиц,
регулируя высоту потока угля в местах выгрузки топлива. Для
предотвращения пыления штабель угля содержится в укатанном
состоянии. Кроме того, на открытом складе топлива выполнена система
гидрообеснылнвания, при этом влажность поверхностного слоя хранимого
топлива достигает 15%.
Для хранения вредных веществ производственные помещения
оборудованы системами местных отсосов и общеобменной вентиляцией с
выбросом воздуха через трубы для рассеивания.
4. Расчет выбросов загрязняющих веществ на атмосферный воздух
4.1. Методика расчета выбросов загрязняющих веществ от
тепловых электростанций
Расчет выбросов загрязняющих веществ производится согласно РД
34.02.305-98 «Методика определения валовых выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС». При проведении
расчетов использовался метод инструментальных замеров. При расчете
выбросов необходимо учитывать объемов дымовых газов.
Расчет объемов дымовых газов. Максимальный разовый объем
дымовых газов определяем по формуле:
Vдг = {Вс х [Vог + (αд - 1) х Vов] x (tд + 273)/273} х 10-3, м3/с
(4.1)
где
Вс - максимальный разовый расход топлива, г/с;
Vог - теоретический объем дымовых газов, образующихся при
сжигании топлива, м3/кг;
43
Vов - теоретический объем сухого воздуха, необходимого для
полного сжигания 1 кг топлива, м3/кг;
αд - коэффициент избытка воздуха за дымососом;
tд - температура уходящих газов за дымососом, оС.
Теоретический объем сухого воздуха определяем по формуле:
Vов = 0,0889СР + 0,0333SР + 0,265НР - 0,0333ОР, м3/кг
(4.2)
Объем водяных паров определяем по формуле:
VН2О = 0,111НР + 0,0124WР + 0,0161Vов, м3/кг
Теоретический объем дымовых газов определяем по формуле:
Vог = 0,01866(СР + 0,375SР) + 0,79Vов + 0,0008NР + VН2О ,
м3/кг
(4.3)
(4.4)
Объем сухих газов при α = 1,4 и t = 0оС определяется по формуле:
v1,4сг = (Vог - VН2О) + (1,4 - 1) х (1 - 0,0161) х Vов, м3/кг
(4.5)
Расчет выбросов газообразных составляющих производится
методом инструментальных замеров.
Расчет выбросов окислов азота (г/с, т/год) производится по
формулам:
МNOx = СNOx x V1,4сг х Вр х К х 10-6, для угля;
(4.6)
МNOx = СNOx x V1,4сг х В х К х 10-6, для мазута,
(4.7)
где
К - коэффициент трансформации оксидов азота в диоксид азота в
атмосфере, для расчета выбросов NO2 К=0,8, для расчета выбросов NO
К=0,13;
Вр - расчетный расход натурального топлива (для угля), г/с;
т/год;
В - расход топлива (для мазута); т/год;
СNOx ср, СNOx макс - средние и максимальные концентрации
оксидов азота в дымовых газах при α = 1,4, мг/м3, принята по результатам
инструментальных замеров.
Расчет выбросов оксида углерода (г/с, т/год) производится по
формулам:
МСO = ССO x V1,4сг х В х 10-6, для угля;
(4.8)
МСO = ССO x V1,4сг х В х 10-6 х 0,3, для мазута,
где
44
Ссо – концентрация оксида углерода в отработавших газах,
мг/нм3;
В - расход топлива, т/год, г/с.
Расчет выбросов оксидов серы, выбрасываемых с дымовыми газами
при сгорании топлива, выполняется по формуле:
МSO2 = 0,02 х В х Sр х (1 – η'SO2 ) х (1– η"SO2) х (1 - ηсSO2n0/nк),
(4.9)
где
В - расход топлива, т/год, г/с;
SР - содержание серы в топливе, %.
η'SO2 - доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива,
η"SO2 - доля оксидов серы, улавливаемых в золоуловителе.
ηсSO2 - доля оксидов серы, улавливаемых в сероулавливающей
установке;
n0 , nк - длительность работы сероулавливающей установки и
котла соответственно, ч/год.
Расчет выбросов твердых частиц производится теоретическим
методом.
Расчет выбросов пыли неорганической, содержащей двуокись
кремния (SiO2) 70-20% производится по формуле:
Мз = [В х АР /(100 - Гун)] х аУН х (1 - ηЗУУ), г/с; т/год
(4.10)
где
В - расход натурального топлива, г/с; т/год;
АР - зольность топлива на рабочую массу, %;
Гун - содержание горючих в уносе, %;
аУН - доля золы, уносимой газами из котла, = 0,95;
ηЗУУ - доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителе.
Расчет выбросов мазутной золы производится по формуле:
МV2O5 = 10-6 х GV2O5 x В х (1 - ηОС) х (1 - ηЗУУ), г/с; т/год
(4.11)
где
В - расход натурального топлива, г/с; т/год (приложение 4);
АР - зольность топлива на рабочую массу, % (приложение 4);
ηЗУУ - доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителе.
ηОС - коэффициент оседания оксидов ванадия на поверхностях
нагрева котлов, 0,05 для котлов без промежуточных пароперегревателей;
GV2O5 - содержание ванадия в жидком топливе;
GV2O5 = 2222 х АР
(4.12)
Из формулы 4.11 следует:
МV2O5 = 10-6 х 2222 х АР x В х (1 - ηОС) х (1 - ηЗУУ) , г/с; т/год
45
(4.13)
Концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах котлов за
золоуловителями при факельном сжигании углей Сг (мкг/м3), приведенная
к избытку воздуха в газах a = 1,4, рассчитывается по формуле:
(4.14)
Ст=
 Кд · Кзу
где
А - коэффициент, характеризующий конструкцию нижней части
топки:
· при жидком шлакоудалении А = 0,378;
· при твердом шлакоудалении А = 0,521;
Q -низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;
aт¢¢ - коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на
выходе из топки;
Кд - коэффициент, учитывающий нагрузку котла;
Кзукоэффициент,
учитывающий
степень
улавливания
бенз(а)пирена золоуловителями.
Kд = (Дф/Дн)1,1 ,
(4.15)
где
Дф - фактическаянагрузка котла, кг/с;
Дн - номинальнаянагрузка котла, кг/с;
Кзу = 1 - hзу · Z/100,
(
(4.16)
где
hзу - КПД золоуловителя (по золе), %;
Z - коэффициент, учитывающий снижение
способности бенз(а)пирена золоуловителями:
· для сухих аппаратов Z = 0,7;
· для мокрых аппаратов Z = 0,8. [8]
улавливающей
4.2. Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
тепловой электрической станции
Исходными данными для расчета является топливный баланс
предприятия, объем дымовых газов при сжигании каждого вида топлива,
параметры сжигаемого топлива.
46
Таблица 4.2.1 – Расход топлива за расчетный период паровыми
котлами
Уголь
Газ
т/год
тыс.мЗ/год
Мазут
т/год
Всего
по
ЭК
Энергетические котлы БКЗ-160-100
Ед.
Топливо
измерения
№8
17344
№9
25580
№10
32576
№11
22403
№12
34723
№13
28104
25805
66
19266
77
17797
668
22985
663
29640
666
34238
69
160730
149731
409
Таблица 4.2.2 – Расход топлива за расчетный период водогрейными
котлами
Топливо
Ед.
измерения
Газ
тыс.мЗ/год
Водогрейные котлы ПТВМ-100
Всего по
№
№
Т
№
№
№
ЭК
№8
№9
№10
№11
№12
№13
2
1
1
2
2
3
149731
5805
9266
7797
2985
9640
4238
Среднегодовые значения характеристик сжигаемого топлива для
производства тепловой и электрической энергии представлены в таблице
4.2.3.
Расчет выбросов загрязняющих веществ произведен Программа
«Котельные-ТЭС» фирмы «Интеграл» Санкт-Петербург.
Программа
«Котельные-ТЭС» предназначена для расчета максимально-разовых и
валовых
выбросов
вредных
веществ
от
паровых
котлов
паропроизводительностью от 30 т/ч и водогрейных котлов мощностью от
35 МВт (30 Гкал/ч).
Таблица 4.2.3- Характеристика топлива, используемого на ТЭЦ-1
Вид топлива
Уголь
Мазут
Газ
Характеристика топлива
Обозначение
зольность
сера
влага
низшая теплота сгорания, ккал/кг
зольность
сера
низшая теплота сгорания, ккал/кг
низшая теплота сгорания, ккал/кг
Ar
Sr
Wr
Qri
Ar
Sr
Qri
Qri
Среднегодовое
значение
25
0,55
8,5
5068
0,22
0,31
9596
8138
Программа основана на РД 34.02.305-98 «Методика определения
валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельных
установок ТЭС».
Результаты расчета объема газовоздушной смеси (ГВС)
представлены в таблице 4.2.4.
47
Таблица 4.2.4 – Максимально-разовый объем дымовых газов в
период зимнего максимума ТЭЦ-1
Номер котла Расход топлива, кг/с
αд
tд, оС VOГ
Энергетические котлы
8
6,111
1,4
70
5,95
9
6,111
1,4
70
5,95
10
6,111
1,4
70
5,95
труба № 5
18,333
11
6,111
1,4
70
5,95
12
6,111
1,4
70
5,95
13
6,111
1,4
70
5,95
труба №7
18,333
Всего ЭК
36,666
Водогрейные котлы
1
2,471
1,6
140
11,5
2
2,471
1,6
140
11,5
3
2,471
1,6
140
11,5
4
2,471
1,6
140
11,5
труба № 6
9,884
5
2,471
1,6
140
11,5
6
2,471
1,6
140
11,5
7
2,471
1,6
140
11,5
труба №8
7,413
Всего ВК
17,297
Vo
Объем ГВС, м3/с
5,51
5,51
5,51
62,6
62,6
62,6
187,8
62,6
62,6
62,6
187,8
375,6
5,51
5,51
5,51
10,66
10,66
10,66
10,66
10,66
10,66
10,66
66,9
66,9
66,9
66,9
267,6
66,9
66,9
66,9
200,7
468,3
Расчет выбросов производился для каждого котельного агрегата и
для каждого вида сжигаемого топлива.
Расчет для котельного агрегата № 8:
Выбросы при сжигании угля.
Расчет выбросов газообразных составляющих.
Оксиды азота.
Коэффициент пересчета (kп).
kп = 0.000001 (для валового);
kп = 0.000278 (для максимально-разового).
Выброс оксидов азота (MNOx, MNOx').
MNOx = CNOx*Vсг*Bp*kп = 50.065059 [т/год];
MNOx' = CNOx'*Vсг*Bp'*kп = 30.0124785 [г/с];
MNO = 0.13 * MNOx = 6.508458 [т/год];
MNO' = 0.13 * MNOx' = 3.9016222 [г/с];
MNO2 = 0.8 * MNOx = 40.052047 [т/год];
MNO2' = 0.8 * MNOx' = 24.0099828 [г/с].
48
Оксид углерода.
Коэффициент пересчета (kп):
kп = 0.000001 (для валового);
kп = 0.000278 (для максимально-разового).
Выброс оксида углерода (Mco, Mco').
Mco = Cco*Vсг*Bp*kп = 10.013012 [т/год];
Mco' = Cco'*Vсг*Bp'*kп = 3.0895198 [г/с].
Диоксид серы.
Коэффициент пересчета (kп).
kп = 0.000001 (для валового);
kп = 0.000278 (для максимально-разового).
Выброс диоксида серы (MSO2, MSO2').
MSO2 = CSO2*Vсг*Bp* kп = 187.743970 [т/год].
MSO2' = CSO2'*Vсг*Bp'* kп = 57.3767971 [г/с].
Расчет выбросов твердых частиц.
Расчет суммарного выброса твердых частиц (Mтв, Mтв').
Mтв = B*Ar/(100-Гун)*Aун*(1-vз) = 39.230476 [т/год];
Mтв' = B'*Ar'/(100-Гун)*Aун*(1-vз) = 13.8227513 [г/с];
Расчет количества летучей золы (Mз, Mз').
Mз = 0.01*B*Ar*Aун*(1-vз) = 32.953600 [т/год];
Mз' = 0.01*B'*Ar'*Aун*(1-vз) = 11.6111111 [г/с].
Расчет количества коксовых остатков при сжигании твердого
топлива (Mк, Mк').
Mк = Mтв-Mз = 6.276876 [т/год];
Mк' = Mтв'-Mз' = 2.2116402 [г/с];
Выброс бенз/а/пирена (Mбенз, Mбенз').
Mбенз = B*Vсг*C*10-6 = 0.036776 [т/год];
Mбенз' = B'*Vсг*C'*10-6*10-3 = 0.0000134 [г/с].
Выбросы при сжигании мазута.
Расчет выбросов газообразных составляющих.
Оксиды азота.
Коэффициент пересчета (kп).
kп = 0.000001 (для валового);
kп = 0.000278 (для максимально-разового).
Выброс оксидов азота (MNOx, MNOx').
MNOx = CNOx*Vсг*Bp*kп = 0.371961 [т/год];
MNOx' = CNOx'*Vсг*Bp'*kп = 11.9542644 [г/с];
MNO = 0.13 * MNOx = 0.048355 [т/год];
MNO' = 0.13 * MNOx' = 1.5540544 [г/с];
MNO2 = 0.8 * MNOx = 0.297569 [т/год];
MNO2' = 0.8 * MNOx' = 9.5634115 [г/с].
Оксид углерода.
Коэффициент пересчета (kп).
kп = 0.000001 (для валового);
49
kп = 0.000278 (для максимально-разового);
Выброс оксида углерода (Mco, Mco').
Mco = Cco*Vсг*Bp*kп = 0.044635 [т/год]
Mco' = Cco'*Vсг*Bp'*kп = 1.7077521 [г/с]
Диоксид серы.
Коэффициент пересчета (kп).
kп = 0.000001 (для валового);
kп = 0.000278 (для максимально-разового).
Выброс диоксида серы (MSO2, MSO2').
MSO2 = CSO2*Vсг*Bp*kп = 0.357083 [т/год];
MSO2' = CSO2'*Vсг*Bp'*kп = 16.3944198 [г/с].
Расчет выбросов твердых частиц.
Расчет суммарного выброса твердых частиц (Mтв, Mтв').
Mтв = B*Ar/(100-Гун)*Aун*(1-Vз) = 0.008145 [т/год];
Mтв' = B'*Ar'/(100-Гун)*Aун*(1-Vз) = 0.3736566 [г/с].
Расчет количества летучей золы (Mз, Mз')
Mз = 0.01*B*Ar*Aун*(1-Vз) = 0.006842 [т/год];
Mз' = 0.01*B'*Ar'*Aун*(1-Vз) = 0.3138716 [г/с];
Расчет количества сажи при сжигании мазута (Mк, Mк').
Mк = Mтв-Mз = 0.001303 [т/год];
Mк' = Mтв'-Mз' = 0.0597851 [г/с].
Расчет мазутной золы в пересчете на ванадий (Mмз, Mмз')
Общая степень улавливания твердых частиц при сжигании угля
Vу = 0.992 [%]
Коэффициент C = 0.5
Vзу = Vу*C = 0.50 [%]
Количество ванадия, находящегося в 1 тонне мазута (Gv)
Фактическое содержание ванадия в мазуте Av = 0.489 [%]
Gv = 10000*Av = 4890 [г/т].
Коэффициент пересчета (kп).
kп = 0.000001 (для валового);
kп = 0.000278 (для максимально-разового);
Mмз = Gv*B*(1-Vос)*(1-Vзу/100)*kп = 0.305082 [т/год];
Mмз' = Gv'*B'*(1-Vос)*(1-Vзу/100)*kп = 14.0069732 [г/с].
Расчет бенз/а/пирена.
Mбенз = B*Vсг*C*10-6 = 0 [т/год];
Mбенз' = B'*Vсг*C'*10-6*10-3 = 0 [г/с].
Выбросы при сжигании газa.
Оксиды азота
Коэффициент пересчета (kп).
kп = 0.000001 (для валового);
kп = 0.000278 (для максимально-разового).
Выброс оксидов азота (MNOx, MNOx').
MNOx = CNOx*Vсг*Bp*kп = 93.135246 [т/год];
50
MNOx' = CNOx'*Vсг*Bp'*kп = 10.7860757 [г/с];
MNO = 0.13 * MNOx = 12.107582 [т/год];
MNO' = 0.13 * MNOx' = 1.4021898 [г/с];
MNO2 = 0.8 * MNOx = 74.508197 [т/год];
MNO2' = 0.8 * MNOx' = 8.6288605 [г/с].
Оксид углерода.
Массовая концентрация оксидов углерода в сухих дымовых газах
(Cco):
Cco=Ccoизм*т /1.4=60;
Cco'=Ccoизм'*т /1.4=50.
Коэффициент пересчета (kп).
kп = 0.000001 (для валового);
kп = 0.000278 (для максимально-разового);
Выброс оксида углерода (Mco, Mco').
Mco = Cco*Vсг*Bp*kп = 18.627049 [т/год];
Mco' = Cco'*Vсг*Bp'*kп = 2.1572151 [г/с].
Расчет бенз/а/пирена
Mбенз = B*Vсг*C*10-6 = 0.000001 [т/год];
Mбенз' = B'*Vсг*C'*10-6*10-3 = 0.000001 [г/с].
Таблица 4.2.5 - Выбросы ЗВ от котлоагрета БКЗ-160 № 8
Уголь
304
301
337
330
703
328
2908
304
301
337
330
328
2904
304
301
337
703
Азот (II) оксид (Азота оксид)
Азот (IV) оксид (Азота диоксид)
Углерод оксид
Сера диоксид (Ангидрид
сернистый)
Бенз/а/пирен (3, 4-Бензпирен)
Углерод (Сажа)
Пыль неорганическая: 70-20%
двуокиси кремния
Мазут
Азот (II) оксид (Азота оксид)
Азот (IV) оксид (Азота диоксид)
Углерод оксид
Сера диоксид (Ангидрид
сернистый)
Углерод (Сажа)
Мазутная зола
теплоэлектростанций (в пересчете
на ванадий)
Газ
Азот (II) оксид (Азота оксид)
Азот (IV) оксид (Азота диоксид)
Углерод оксид
Бенз/а/пирен (3, 4-Бензпирен)
51
Максимальный Среднегодовой
выброс, г/с
выброс, т/год
3,9016222
6,508458
24,0099828
40,052047
3,0895198
10,013012
57,3767971
187,743970
0,0000134
2,2116402
11,6111111
0,036776
6,276876
32,953600
1,5540544
9,5634115
1,7077521
16,3944198
0,048355
0,297569
0,044635
0,357083
0,0597851
14,0069732
0,001303
0,305082
1,4021898
8,6288605
2,1572151
0,0000000
12,107582
74,508197
18,627049
0,000001
Результаты расчетов выбросов от всех котельных агрегатов
представлены в таблице 4.2.6.
Таблица 4.2.6- Результаты расчетов выбросов ЗВ от котельных
агрегатов
Водогрейные
котлы
Паровые котлы
Наименование
вещества
Азот (II) оксид
(Азота оксид)
Азот (IV) оксид
(Азота диоксид)
Углерод оксид
Сера диоксид
(Ангидрид
сернистый)
Бенз/а/пирен (3, 4Бензпирен)
Углерод (Сажа)
Мазутная зола
теплоэлектростанци
й (в пересчете на
ванадий)
Пыль
неорганическая: 7020% двуокиси
кремния
Всего:
Всего
Макси
мальн
ый
выбро
с, г/с
Среднег
одовой
выброс,
т/год
Максим
альный
выброс,
г/с
Среднег
одовой
выброс,
т/год
Максим
альный
выброс,
г/с
Среднег
одовой
выброс,
т/год
7,8032
113,1062
2,717422
0,253365
10,52067
113,3596
48,01
696,0381
16,7226
1,559172
64,74256
697,5973
6,1790
173,8242
3,34452
0,194896
9,523559
174,0191
114,75
1452,206
1,6E-10
7,5E-09
114,7536
1452,206
0,284031
2,68E-05
0,284031
48,48562
4,42328
48,48562
0,2828
0,0079
0,2828
0,0079
23,222
254,5069
23,22222
254,5069
204,68
2738,459
227,4687
2740,466
2,68E05
4,4232
22,78454
2,007433
Из полученных результатов следует вывод, что наибольший вклад в
выбросы ЗВ паровые котельные агрегаты, так как на них приходится
основная нагрузка. Водогрейные котлы, как вспомогательные
оборудование, являются не значительными источниками выделения.
Из результатов, представленных в таблицах можно сделать вывод,
что при сжигании угля образуются максимальное количество выбросов в
атмосферный воздух. Газ является наиболее экологичным и
предпочтительным
топливом для предприятий теплоэнергетики,
располагающимся в близи либо непосредственно в населенных пунктах.
52
4.3. Расчет приземных концентраций загрязняющих веществ
Метеорологические условия оказывают существенное влияние на
перенос и рассеивание вредных примесей, поступающих в атмосферу.
Наибольшее влияние на рассеивание вредных примесей в
атмосфере оказывает режим ветра и температуры. На формирование
уровня загрязнения воздуха оказывают также влияние туманы, осадки и
радиационный режим.
Капли тумана поглощают примеси, причем не только вблизи
подстилающей поверхности, но и из вышележащих наиболее
загрязненных слоев воздуха. Вследствие этого концентрация примесей
сильно возрастает в слое тумана и уменьшается над ним.
Ветры оказывают существенное влияние на перенос и рассеивание
примесей в атмосфере, особенно слабые. В это время значительно
увеличивается подъем перегретых выбросов в слои атмосферы, где они
рассеиваются. Если при этих условиях наблюдаются инверсии, то может
образоваться «потолок», который будет препятствовать подъему
выбросов, и концентрация примесей у земли резко возрастает.
Осадки очищают воздух от примесей. После длительных и
интенсивных осадков высокие концентрации примесей наблюдаются
очень редко.
Солнечная радиация обуславливает фотохимические реакции в
атмосфере и формирование различных вторичных продуктов, обладающих
часто более токсичными свойствами, чем вещества, поступающие от
источников выбросов.
Метеорологические
характеристики
и
коэффициенты,
определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере
для района размещения ТЭЦ-1 приведены в таблице 4.3.1.
Таблица 4.3.1 -Основные метеорологические характеристики и
коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих
веществ в атмосфере
№
п/п
1.
2.
3.
4.
6.
Наименование характеристики
Коэффициент, зависящий от
стратификации атмосферы
Коэффициент рельефа местности
Средняя температура наружного
воздуха наиболее холодного месяца
Средняя максимальная температура
наружного воздуха наиболее жаркого
месяца
Скорость ветра, повторяемость которой
не превышает 5%
53
Обозначение
Размерность
Величина
А
200
Кр
I
Тз, оС
-6,8
tо оС
+29,7
м/с
3
Расчет приземных концентраций производится согласно «Методика
расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ,
содержащихся в выбросах предприятий» (РНД 211.2.01.01-97 (ОНД-86)).
Максимальное значение приземной концентрации вредного
вещества См (мг/м3) определяется по формуле:
(4.17)
где
М – масса вредного вещества, выбрасываемого в единицу времени,
г/с;
Значение коэффициента А, соответствующее неблагоприятным
метеорологическим условиям, при которых концентрация вредных
веществ в атмосферном воздухе максимальная, принимается для
Казахстана равным 200.
F– Коэффициент, учитывающий скорость оседания веществ;
F=1 для газообразных веществ; при среднем эксплуатационном
коэффициенте очистки выбросов не менее 90%-2; от 75-90%-2,5; менее
75% и при отсутствии очистки-3;
𝛈– коэффициент рельефа местности; 𝛈=1 для ровной поверхности;
Н – высота источника, м;
V1– расход газовоздушной смеси, м3/с; формула 4.2.
м3/с
(4.18)
где
D(м)- диаметр устья источника выброса; w0(м/с) - средняя скорость
выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса.
ологических условияхдостигает максимального значения см, определяется по формуле
(4.19)
Для определения приземных концентраций ЗВ произведен расчет
См и в расчетном прямоугольнике с параметрами 8000х8000 м, шаг сетки
1000 м. В выполнении расчета приземных концентраций загрязняющих
веществ были выделены расчетные точки на границе промышленной
площадки и санитано-защитной зоны. [9]
Для расчета рассеивания ЗВ учитывается одновременность работы
применяемого оборудования Расчет приведен в приложении А.
По результатам расчетов были построены карты рассеивания
вредных веществ и групп суммации, представленные на рисунках 4.3.1 4.3.5
54
Рисунок 4.3.1 – Карта рассеивания диоксида азота (301)
Рисунок 4.3.2 – Карта рассеивания диоксида серы (330)
55
Рисунок 4.3.3 – Карта рассеивания диоксида кремния (2908)
Рисунок 4.3.4 – Карта рассеивания группы суммации
диоксида серы и диоксида азота (6204)
56
Рисунок 4.3.5 – Карта рассеивания группы суммации
диаксида азота, оксида азота, мазутной золы диоксида серы (6006)
Карты рассеивания показывают, что приземные концентрации
вредных веществ в приземном слое не превышают ПДК ни на границе
промышленной площадки, ни на границе санитарно-защитной зоны.
4.4.Обоснование санитарно-защитной зоны предприятия
Санитарно-защитная зона (СЗЗ) является обязательным элементом
любого промышленного предприятия и представляет собой территорию
между границами промплощадки, складов открытого и закрытого
хранения материалов и селитебной (жилой) застройки.
В Республике Казахстан размер санитарно-защитной зоны
устанавливаются в соответствии с классификацией объектов в
зависимости от класса их опасности согласно требованиям санитарными
правилами "Санитарно-эпидемиологические требования к зданиям и
сооружениям
производственного
назначения"
и
"Санитарноэпидемиологические требования по установлению санитарно-защитной
зоны производственных объектов", утвержденными Постановлением
Правительства Республики Казахстан от 17 января 2012 года № 93.
ТЭЦ-1 является предприятием I категории опасности. Согласно
пункту 13 вышеназванному СанПиН тепловые электростанции
57
эквивалентной электрической мощности в 600 МВт и выше,
использующие в качестве топлива уголь и мазут, относятся к объектам I
класса с СЗЗ не менее 1000 м при размещении жилого поселка энергетиков
на ограниченной территории при обязательном обеспечении по расчетам
рассеивания выбросов из труб концентраций в атмосферном воздухе ниже
санитарно-гигиенических норм с учетом эффектов суммации. [12]
СЗЗ основного производства для тепловой электрической станции,
согласно нормативным документам, устанавливается с целью исключения
воздействия на население выбросов в атмосферу от неорганизованных и
мелких организованных источников на площадке ТЭЦ (пыление узлов
пересыпки топлива угольных складов, вентвыбросов, испарение
мазутохранилищ и др.), при условии непревышения ПДК выбросов из
дымовых труб.
На территории СЗЗ станции
расположена селитебная зона.
Изначально ТЭЦ-1 находилась на окраине Алматы. Но с развитие и
расширением города на сегодняшний день территоррия ТЭЦ расположена
в географическом центре города. Поэтому важно при работе предприятия
соблюдение норм, предусмотренных экологическим законодательством и
проведение периодического экологического контроля ТЭЦ-1.
4.5. Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу
Для снижения влияния промышленных предприятий на
окружающую среду в г. Алматы были проведены следующие
мероприятия:
 реконструкция и модернизация предприятий теплоэнергетики
(строительство соединительной тепломагистрали ТЭЦ-2-ТЭЦ1, в
частности реконструкция ТЭЦ-1 с целью параллельной работы с ТЭЦ-2;
реконструкция ТЭЦ-2 для передачи тепловой энергии).
В качестве природоохранных мероприятий на ТЭЦ-1 были
выполнены следующих мероприятий:
 переход на использование
топлива высококалорийного
карагандинского энергоконцентрата зольностью не более 26%;
 совершенствование процесса горения;
 установка эмульгатора нового поколения на котлоагрегах с
проектной степенью золоулавливания 99,2%;
 повышение степени улавливания оксида серы на мокрой
ступени золоулавливающей установки до 9% за счет более интенсивного
орошения.
Для поддержания выбросов вредных веществ в пределах
допустимых значений необходимо выполнение следующих мероприятий:
 ремонт и замена золопроводов;
58
 периодическое радиационное экологическое обследование;
 работа котельных агрегатов в соответствии с режимными
картами.
Для выполнения требований законодательства в области охраны
атмосферного воздуха, в том числе для соблюдения нормативов предельно
допустимых выбросов при эксплуатации объектов предприятия,
предусматривается
система
контроля
источников
загрязнения атмосферы.
Контролю полежат выбросы нормируемых загрязняющих веществ.
К нормируемым ЗВ ТЭЦ-1, выбрасываемым с дымовыми газами,
относятся: пыль (зола твёрдого топлива), - оксиды серы (в пересчёте на
диоксид серы), диоксид азота, оксид азота, оксид углерода.
На угольных складах нормированию подлежат выбросы угольной
пыли при перевалке топлива, на золоотвале - выбросы золошлаковой пыли
при выемке и складировании на секции сухого складирования .
Другие загрязняющие вещества, выбрасываемые от низких
источников и систем вентиляции, ввиду незначительности загрязнения,
создаваемого ими за пределами промплощадки электростанции, контролю
не подлежат.
Контроль за выбросами загрязняющих веществ производится
специалистами лаборатории ТЭЦ-1 или подрядной организацией (на
договорной основе), имеющей соответствующее аттестационное
свидетельство.
Так же в рамках природоохранных мероприятий необходимо
озеленение промышленной площадки и близлежащих территорий,
рекультивация деградированных земель (золоотвалов).
Регулирование
выбросов
в
период
неблагоприятных
метеорологических условий (НМУ). В отдельные периоды года, когда
метеорологические условия способствуют накоплению вредных веществ в
приземном слое атмосферы, концентрации примесей в воздухе могут резко
возрасти. Чтобы в эти периоды не допускать возникновения высокого
уровня загрязнения, необходимо заблаговременное прогнозирование таких
условий и своевременное сокращение выбросов вредных веществ в
атмосферу. Прогнозирование периодов НМУ осуществляюется органы
ДГП "Центр гидрометеородического мониторинга». Регулирование
выбросов осуществляется с учётом прогноза НМУ на основе
предупреждений о возможном росте концентраций примесей в воздухе с
целью его предотвращения. План мероприятий по сокращению выбросов
вредных веществ в атмосферу в период НМУ разработан в соответствии с
РД 5 2.0452-85.
В периоды НМУ должно быть обеспечено снижение концентрации
ЗВ в приземном слое атмосферы по первому режиму на 15-20%. а по
второму режиму на 20-40%. по третьему режиму на 40-60%.
59
При первом режиме работы предприятия снижение выбросов
достигается за счёт проведения организационно-технических мероприятий
без снижения производительности предприятия. При первом режиме
работы предприятия должны быть проведены следующие организационнотехнические мероприятия:
- запрет на работу оборудования на форсированных режимах;
- усиление контроля за точным соблюдением технического
регламента производства;
- рассредоточение во времени работы технологических агрегатов,
не участвующих в едином технологическом процессе, при работе которых
выбросы вредных веществ в атмосферу достигают максимальных
значений;
- усиление контроля за работой контрольно-измерительных
приборов и автоматических систем управления технологическим
процессом для исключения возникновения ситуаций, сопровождающихся
аварийными и залповыми выбросами;
- усиление контроля за герметичностью технологического
оборудования, мест пересыпки пылящих материалови других источников
пылегазоподавления;
- обеспечение бесперебойной работы всех пылеочистных систем и
сооружений их отдельных элементов, при этом не допускается снижение
их производительности или отключение на профилактические осмотры,
ревизии и ремонты;
- обеспечение максимально эффективного орошения аппаратов
пылегазоуловителей;
- проведение внеплановых проверок автотранспорта на содержание
вредных веществ в выхлопных газах;
- ограничение погрузочно-разгрузочных работ, связанных со
значительными выделениями в атмосферу загрязняющих веществ;
- интенсифицирование влажной уборки производственных
помещений и территорий предприятия, где это допускается правилами
техники безопасности,
- обеспечение инструментального контроля степени очистки газов в
пылегазоочистных установках, выбросов вредных веществ в атмосферу
непосредственно на источниках и на границе СЗЗ;
- использование запаса высококачественного сырья, при работе на
котором обеспечивается снижение выбросов вредных веществ;
- усиление контроля за соблюдением правил техники безопасности
и противопожарных норм.
При втором режиме работы предприятия дополнительно к
организационно-техническим мероприятиям проводятся мероприятия,
влияющие на технологические процессы и сопровождающиеся
незначительным снижением производительности предприятия. К
дополнительным мероприятиям относятся следующие мероприятия:
60
- снижение нагрузки на котлах (ист. 0002, 0003, 0004, 0005) на 25%;
- снижение производительности оборудования ТТЦ на 25%;
- использование малосернистого и малозольного топлива;
- прекращение ремонтных работ и работ по пуску оборудования во
время планово предупредительных ремонтов;
- прекращение испытания оборудования на испытательных стендах;
- ограничение использования автотранспорта и железнодорожного
транспорта на предприятии;
- усиление контроля за испарением топлива;
- запрещение сжигание отходов производства и мусора, если оно
осуществляется без использования специальных установок, оснащённых
пылегазоулавливающими аппаратами.
Мероприятия третьего режима работы предприятия включают в
себя все мероприятия, разработанные для первого и второго режимов, а
также мероприятия, влияющие на технологические процессы,
осуществление которых позволяет снизить выбросы вредных веществ за
счёт временного сокращения производительности предприятия. К
дополнительным мероприятиям относятся следующие мероприятия:
- снижение нагрузки на котлах на 45%;
- прекращение производства погрузочно-разгрузочных работ
сыпучего сырья и реагентов, являющихся источниками загрязнения;
- остановка технологического оборудования в случае выхода из
строя газоочистных устройств;
- прекращение движения автомобильного и железнодорожного
транспорта.
Данные мероприятия способствуют значительному снижению
вредного воздействия предприятия на атмосферный воздух в период НМУ.
Для снижения выбросов пыли при нормальном режиме работы
ТЭЦ-1 рекомендуется установка электрофильтров типа ЭГА.
Принципиальная схема приведена на рисунке 4.5.1.
Особенности данного аппарата очистки
по сравнению с
действующими газоочистными сооружениями:
 В электрофильтрах достигается высокая степень очистки газа
99,9%;
 Электрофильтры имеют очень низкое динамическое
сопротивление потоку газа;
 Электрофильтры позволяют улавливать взвешенные частицы в
широком диапазоне размеров (от долей микрометров до десятков
миллиметров);
 Электрофильтры легко регенерируются;
 Весь процесс очистки газов электрофильтрами легко поддается
автоматизации.
61
1 - корпус; 2 - газораспределительная решётка; 3 - диффузор; 4 - конфузор; 5 механическое оборудование; 6 - привод встряхивания осадительных электродов; 7 привод встряхивания коронирующих электродов; 8 - токоподвод; 9 - люк; 10 скребковый цепной конвейер; 11 - винтовой конвейер.
Рисунок 4.5.1 –Конструктивная схема электрофильтра типа ЭГА
Электрофильтры имеют ряд преимуществ при сравнению с
другими фильтрами - это большая долговечность, простота технического
обслуживания, наличие непрерывного цикла золоудаления при достаточно
высокой эффективности, отсутствие сменных элементов, большая
пропускная способность.
Однако стоимость электрофильтров значительно превышает
стоимость
альтернативных
очистных
сооружений.
Установка
электрофильтров требует субсидий со стороны государства.
5.
Экономическая часть
5.1. Определение затрат на природоохранную деятельность
предприятия
В течение предыдущего года проведены работы по ремонту
насосного оборудования на очистных сооружениях для обеспечения
нормативного качества сточных вод, ремонт насосного оборудования в
котельном, турбинном и хим. цехах, ремонт линий охлаждений
вращающихся
механизмов.
В
целях
реализации
системы
производственного экологического контроля качества подземных вод на
участке золоотвала ТЭЦ-1 выполнен ПЭК, разработан Паспорт формы Р
для золоотвала. Ведется систематический контроль за качеством
подземных и поверхностных вод по речкам и на золоотвале станции.
Отбор проб производится по местам и с периодичностью, указанным в
62
плане-графике контроля сточных вод ТЭЦ-1, согласованном с
Департаментом экологии по г. Алматы.
Проведен производственный экологический контроль (ПЭК) на
участке промплощадки и золоотвала в соответствии с согласованной в
органах экологии программой ПЭК. [1] Необходимо
выполнение
природоохранных мероприятий. Общая сумма мероприятий по расчетам
составила 70 125,77 тыс. тенге, включая:
•
Ремонт и замена золопроводов на сумму 67 530,190 тыс. тенге.
•
Ремонт насосного оборудования на очистных сооружениях на
сумму 6 955,00 тыс. тенге.
•
Ремонт насосного оборудования в котельном, турбинном и
химическом цехах составляет на сумму 4 815,0 тыс. тенге.
Природоохранная деятельность ТЭЦ-1. Выбросы загрязняющих
веществ (ЗВ) в атмосферу на ТЭЦ-1 в расчетном году составили 3 003,338
тонн. Валовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу в отчетном
году уменьшились по сравнению с предыдущим годом за счет увеличения
отпуска тепловой и электрической энергии, а также за счет увеличения
доли газа в суммарном топливе.
Разрешения на природопользование: № 0000054 от 26.12.2012 г. и
№ 0056865 от 07.06.2012 г. выданные Министерством охраны
окружающей среды РК; № 0001541 от 30.09.2011 г. для ПРП
«Энергоремонт», в том числе по выбросам загрязняющих вредных
веществ в количестве 6 265,885 тонн, в том числе в количестве 1,0704
тонны в год, для источников загрязнения АО «АлЭС» ПРП,
дислоцирующихся на территории ТЭЦ-1.
Для снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и
надежности эксплуатации природоохранного оборудования в расчетном
году необходимо выполнение следующих мероприятия, затраты на
которые согласно расчетам составили 467,942 тыс. тенге (с НДС), в том
числе:
•
Замена труб и форсунок промывки окон на котлах № 8-13.
•
Восстановлено защитное покрытие опорных балок на котлах
ст. № 9-13.
•
Восстановлен торкрет на котлах № 8-13.
•
Произведён ремонт каплеуловителей, эмульгаторов на котлах
№ 8-13.
•
Заменён блок завихрителя на котлах №№ 10, 11, 12.
•
Произведён ремонт короба «грязного» газа корпуса
эмульгатора на котле № 12.
Всего затраты на выполнение мероприятий по ремонту
золоуловителей в расчетном году составили 55,440 млн. тенге. Проведена
модернизация горелочных устройств котельных агрегатов ст. № 11, № 13
на сумму 327,443 млн. тенге, выполнен 1-й этап работ по строительству
63
собственного водозабора на сумму 46,678 млн. тенге. Образующиеся на
ТЭЦ-1 твердо-бытовые отходы в соответствии с действующим
законодательством РК вывозятся на горполигон подрядной организацией.
Ртутьсодержащие лампы также вывозятся по договору с подрядной
организацией с территории станции на утилизацию.
Плата за загрязнение окружающей среды предыдущему расчетному
в составе статьи расходов «Прочие налоги к уплате» составила 156,336
тыс. тг.
Таблица 5.1.1 -Прочие налоги к уплате
В тысячах тг.
Налог на добавленную стоимость
Плата за загрязнение
окружающей среды
Индивидуальный подоходный
налог
Социальный налог
Прочие налоги
Итого прочие налоги к уплате
31 декабря
расчетного года
750,267
1,099,418
31 декабря
предыдущего года
-
156,336
147,932
84,215
84,639
71,003
37,597
65,004
1,325
298,9
Резерв на восстановление золоотвалов. В соответствии с
природоохранным законодательством, Компания имеет юридическое
обязательство по восстановлению участка золоотвалов, представляющих
собой полигоны размещения отходов операционной деятельности
Компании. На 31 декабря расчетного года балансовая стоимость резерва
на восстановление золоотвалов составила 508,248 тысяч тенге (31 декабря
предыдущего года: 365,090 тысяч тенге).
Оценка существующих резервов на восстановление золоотвалов
основана на интерпретации Компанией действующего природоохранного
законодательства Республики Казахстан, подкрепленной техникоэкономическим обоснованием и инженерными исследованиями в
соответствии с текущими нормами и методами восстановления и
проведения работ по рекультивации. Данная оценка может измениться при
завершении последующих природоохранных исследовательских работ и
пересмотра
существующих
программ
по
рекультивации
и
восстановлению.
В общем объеме исполнения инвестиционных обязательств
природоохранные мероприятия в последующем расчетном году составят
2% от общих затрат, затраты на строительство золоотвалов составят 16,62
%.
64
Таблица 5.1.2 – Объем исполнения инвестиционных обязательств в
будущем расчетном периоде
№
1
2
3
4
5
Наименование мероприятия
Мероприятия, направленные на увеличение
объемов производства
Мероприятия по снижению затрат на
производство
Поддержка уровня производства
Строительство золоотвалов
Природоохранные мероприятия
Всего, в том числе:
За счет собственных средств
За счет заемных средств
17%
Затраты на
реализацию
%
11186
60,71
203,4
1,10
19,50
16,62
2,06
100,00
3593,4
3063,3
379,3
18425,9
8042,9
10382,8
2%
19%
61%
1%
Мероприятия, направленные на увеличение объемов производства
Мероприятия по снижению затрат на производство
Поддержка уровня производства
Строительство золоотвалов
Природоохранные мероприятия
Рисунок 1 -Объем исполнения инвестиционных обязательств в будущем
расчетном периоде
65
5.2. Определение платы за эмиссии в окружающую среду
Плата за эмиссии в окружающую среду взимается за эмиссии в
окружающую среду в порядке специального природопользования.
Специальное природопользование осуществляется на основании
экологического
разрешения,
выдаваемого
уполномоченным
государственным органом в области охраны окружающей среды или
местными
исполнительными
органами
областей,
городов
республиканского значения и столицы, за исключением выбросов
загрязняющих веществ от передвижных источников.
Эмиссии в окружающую среду без оформленного разрешительного
документа рассматриваются как эмиссии сверх установленных нормативов
эмиссий в окружающую среду. Исключением являются
выбросы
загрязняющих веществ от передвижных источников.
Территориальные органы уполномоченного государственного
органа в области охраны окружающей среды и местные исполнительные
органы областей, городов республиканского значения и столицы
ежеквартально не позднее 15 числа второго месяца, следующего за
отчетным кварталом, представляют налоговым органам по месту своего
нахождения сведения о плательщиках платы и объектах обложения по
форме, установленной уполномоченным органом.
Плательщиками платы являются физические и юридические лица,
осуществляющие деятельность на территории Республики Казахстан в
порядке специального природопользования.
Юридическое лицо своим решением может признать свое
структурное подразделение самостоятельным плательщиком платы по
объектам обложения по месту нахождения такого структурного
подразделения. Решение юридического лица о таком признании или
прекращении такого признания вводится в действие с 1 января года,
следующего за годом принятия такого решения.
В случае если самостоятельным плательщиком платы признается
вновь созданное структурное подразделение, то решение юридического
лица о таком признании вводится в действие со дня создания данного
структурного подразделения или с 1 января года, следующего за годом
создания данного структурного подразделения.
5.3. Методика расчета платы за эмиссии в окружающую среду
Плата взимается за фактический объем эмиссий в окружающую
среду в пределах и (или) сверх установленных нормативов эмиссий в
окружающую среду:
1) выбросов загрязняющих веществ;
2) сбросов загрязняющих веществ;
3) размещенных отходов производства и потребления; выбросов
загрязняющих веществ.
66
Налоговым кодексом РК предусмотрены ставки платы за выбросы
загрязняющих веществ от стационарных источников, ставки платы за
выбросы загрязняющих веществ от сжигания попутного и природного газа
в факелах, ставки платы за выбросы загрязняющих веществ в
атмосферный воздух от передвижных источников, ставки платы за сбросы
загрязняющих веществ, ставки платы за размещение отходов производства
и потребления, ставки платы за размещение серы.
Котельное оборудование тепловых электрических станций является
основным источником выбросов загрязняющих веществ в атмосферный
воздух.
Расчет платы за выбросы каждого загрязняющего вещества от
стационарных источников в пределах нормативов эмиссий осуществляется
по формуле (5.3.1):
Ciвыб = Hiвыб ·Miвыб ,
(5.3.1.)
где
Ciвыб – плата за выбросы i-го загрязняющего вещества от
стационарных источников (МРП);
Hiвыб – ставка платы за выбросы i-го загрязняющего вещества;
Miвыб – суммарная масса всех разновидностей i-ого загрязняющего
вещества, выброшенного в окружающую среду за отчетный период (тонн).
По результатам производственного экологического контроля
природопользователями
самостоятельно
рассчитываются
масса
загрязняющих веществ, выброшенных в окружающую среду,
использованного топлива и отходов, размещенных в окружающей среде.
Эти данные подлежат проверке в процессе осуществления
государственного экологического контроля. За загрязнение окружающей
среды сверхустановленных нормативов плата за эмиссии в окружающую
среду рассчитывается в соответствии с Кодексом Республики Казахстан
"О налогах и других обязательных платежах в бюджет". [10]
Ставка платы за выбросы загрязняющих веществ ежегодно
утверждается органами местной исполнительной власти Маслихатами
областей в соответствии с налоговым законодательством Республики
Казахстан. Ставки платы за выбросы загрязняющих веществ от
стационарных источников указаны в статье 495 Налогового кодекса
Республики Казахстан (Таблица 5.3.1.).
При расчете платежей в бюджет для организаций, оказывающие
коммунальные услуги,
энергопроизводящих организаций, субъектов
естественных монополий применяются коэффициенты к ставкам платы:

при расчете ставки платы за выбросы загрязняющих веществ
от стационарных источников применяется коэффициент 0,3.

при расчете ставки платы за сбросы загрязняющих веществ
применяется коэффициент 0,43;
67

при расчете ставки платы за размещение отходов производства
и потребления на полигонах, в накопителях, санкционированных свалках и
специально отведенных местах коэффициент 0,05;
Таблица 5.3.1 - Ставки платы за выбросы загрязняющих веществ от
стационарных источников
№
Виды загрязняющих Ставки платы за
Ставки платы за 1
п/п
веществ
1 тонну, (МРП)
килограмм, (МРП)
1.
Окислы серы
10
2.
Окислы азота
10
3.
Пыль и зола
5
Свинец и его
4.
1993
соединения
5.
Сероводород
62
6.
Фенолы
166
7.
Углеводороды
0,16
8.
Формальдегид
166
9.
Окислы углерода
0,16
10. Метан
0,01
11. Сажа
12
12. Окислы железа
15
13. Аммиак
12
14. Хром шестивалентный
399
15. Окислы меди
299
16. Бенз(а)пирен
498,3
Данные коэффициенты не используются при расчете платежей за
сверхнормативный объем эмиссий в окружающую среду.
Плательщики платы представляют декларацию в налоговые органы
по месту нахождения объекта загрязнения. Исключением являются
декларации по передвижным источникам загрязнения. Декларация
представляется плательщиками платы ежеквартально не позднее 15 числа
второго месяца, следующего за отчетным кварталом.
Плательщики платы с объемами платежей до 100 месячных
расчетных показателей в суммарном годовом объеме представляют
декларацию не позднее 20 марта отчетного налогового периода. В случае
оформления разрешительного документа после срока, установленного
пунктом 3 настоящей статьи, указанные плательщики представляют
декларацию не позднее 20 числа месяца, следующего за месяцем
получения
разрешительного
документа.
Налогоплательщики,
применяющие специальный налоговый режим для крестьянских или
фермерских хозяйств, декларацию по плате не представляют. [10]
68
5.4. Расчет платежей за эмиссии в атмосферу от котельного
оборудования
Предприятие АО «АлЭС» ТЭЦ-1 является субъектов естественных
монополий, оказывающее коммунальные услуги. Поэтому при расчете
платежей за объем эмиссий учитывается коэффициент 0,3. Ставка МРП на
2015 г. составляет 1982 тг. Расчет произведен по следующим веществам:
окислы серы, окислы азота, пыль и зола, окислы углерода. Расчет
произведен для расчета платы за эмиссию в атмосферный воздух от
котельных агрегатов.
Таблица 5.4.1 – Результаты расчета платежей от котельного
оборудования
Загрязняющие
вещества
Окислы серы
Окислы азота
Пыль и зола
Окислы
углерода
Ставка
платы
за одну
тонну
20
20
10
МРП
на
2015
г., тг
1982
1982
1982
К
Тенге за
1 тонну
Выбросы,
т/год
Плата за
загрязнение,
тыс. тг.
0,3
0,3
0,3
11892
11892
5946
2980,860
256,084
96,046
35448,387
3045,347
571,091
0,32
1982
0,3
190,272
197,460
37,571
Итого:
39102,396
Вывод: из результатов расчета следует, что наибольшие платежи за
загрязнение окружающей среды составляют платежи за выбросы окислов
серы (91%). Это связано с отсутствием на предприятии аппаратов
сероочистки.
6.Безопасность жизнедеятельности
6.1. Параметры нормирования уровня шума производственных
помещений
Допустимый уровень шума, согласно СанПиН 3.01.035-97 и
устанавливается в зависимости от категории помещений и территорий.
Для
помещений
с
постоянными
рабочими
местами
производственных предприятий и территории предприятий
с
постоянными рабочими местами:
- допустимый эквивалентный уровень шума составляет 80 дБ(А);
- максимальный уровень шума - 95 дБ(А).
Для территорий, непосредственно прилегающих к жилым зданиям:
- допустимый эквивалентный уровень шума составляет в ночное
время - 45 дБ(А), в дневное - 55 дБ(А);
69
- максимальный уровень шума соответственно 60дБ(А) и
70 дБ(А).[11]
6.2. Источники шума производственного помещения
Для расчета производственного шума выбраны объекты и
сооружения для приема тепла, расположеные на территориях с северной и
южной стороны площадки ТЭЦ-1.
Основными источниками шума по настоящему проекту являются
насосы и вентиляционные установки зданий и сооружений
(подкачивающая и подпиточная насосная, повысительная насосная,
коллекторная обратных трубопроводов «Южная», насосная ливневых
стоков), градирни, ЗРУ-6кВ, ОРУ – 110 кВ с трансформаторами.
Источники шума расположены как наружно на площадке электростанции
(таблица 6.2.1), так и внутри помещений (таблица 6.2.2).
Общее количество источников шума составляет 57 шт., из них:
- наружно на площадке – 32;
- внутри производственных помещений – 25.
70
Таблица 6.2.1-Источники шума наружно на площадке.
Здание
Повысительная
насосная
(реконструкция)
Подкачивающая и
подпитывающая
насосная
Насосная станция
ливневых стоков с
отстойником
Коллекторная обратных
трубопроводов «Южная»
Градирни (ГРД-4)
ЗРУ-6кВ
Установка
трансформаторов
Помещение
или наружное
установка
Источники шума
Наименование
Количество
Уровень звукового
давления, дБ(А)
Расстояние, м
Осевой вентилятор
Тип AW630Е6
4
72
на расстоянии
3 м от вентилятора
2
69
6
68
9
94
1
80
3
68
Осевой вентилятор
Тип AW300Е2-К
2
72
на расстоянии
3 м от вентилятора
Вентилятор
2
62
на расстоянии 10 м
от земли
В проеме стен здания
Осевой вентилятор
Тип AW450Е4
2
68
на расстоянии
3 м от вентилятора
Наружная
Трансформатор
Тип ТРДН32000/110
1
65
1,5 м
В проеме стен здания
В проему стен здания
На крыше здания
На крыше здания
В проеме стен здания
Наружная
Осевой вентилятор
Тип AW250Е2-К
Осевой вентилятор
Тип AW400Е4-К
Крышный вентилятор
Тип ВКРМ-12,5-02
Крышный вентилятор
Тип ВКРМ-4-01
Осевой вентилятор
Тип AW450Е4
71
на расстоянии
3 м от вентилятора
на расстоянии
3 м от вентилятора
на расстоянии
3 м от вентилятора
на расстоянии
3 м от вентилятора
на расстоянии
3 м от вентилятора
Таблица 6.2.2 - Источники шума внутри помещений
Помещение
Источники шума
Уровень
звукового
давления Расстояние,
Наименование Кол-во
от
м
источника
дБ(А)
Повысительная
Трансформатор
насосная
Тип ТСЗ2
(реконструкци
250/10-УЗ
я)
Подкачивающая
Насос
и
3-раб.,
Тип 300-NJKподпитывающ
1-рез.
600-58
ая насосная
Насос
3-раб.,
Тип 300-NJK1-рез.
600-58
Насос
3-раб.,
Тип 250-NJK1-рез.
450-62
65
80
80
80
Насос
Тип Д200-36
1
95
Насос
Тип Х80-50160Д
1-раб.,
1-рез.
93
Насос
1-раб.,
Тип ВКС 2/26А 1-рез.
68
Кондиционеры
Насосной
сплит-система
станция
«LG»
ливневых
стоков с
Кондиционеры
отстойником
сплит-система
«LG»
Кондиционеры
сплит-система
«LG»
Трансформатор
а
Тип ТСЗ1000/10-У3
Трансформатор
Тип ТСЗ6300/10-У3
Трансформатор
Тип ТСЗ-
1
47
1
56
1
60
4
65
2
65
2
65
72
Стеновое
ограждение
Трехслойные
на
стеновые панели с
расстоянии
негорючим утепли1,5 м
телем
Трехслойные
на
стеновые панели с
расстоянии
негорючим
1,5 м
утеплителем
на
расстоянии
1,5 м
на
расстоянии
1,5 м
на
расстоянии
1,5 м
на
расстоянии
1,5 м
на
расстоянии
1,5 м
на
В
насосной
расстоянии станции подземная
1 м от
часть выполнена из
вентилятора сборных
железобетонных
на
расстоянии колец, надземная
часть – кирпичная
1 м от
вентилятора
на
расстоянии
1 м от
вентилятора
на
расстоянии
1,5 м
на
расстоянии
1,5 м
на
расстоянии
Помещение
Источники шума
Уровень
звукового
давления Расстояние,
Наименование Кол-во
от
м
источника
дБ(А)
Повысительная
Трансформатор
насосная
Тип ТСЗ(реконструкци
250/10-УЗ
я)
250/10-У3
2
65
Насос
1-раб.,
Тип ЦМК 16-27 1-рез.
Коллекторная
Насос
обратных
Тип ЦН400-210трубопроводов
б
«Южная»
Насос
Тип Х50-32250-А-С-УЗ
Насос
Тип ГНОМ 1010
ЗРУ-6кВ
Кондиционеры
сплит-система
«LG»
Трансформатор
а
Тип ТСЗ400/10-У3
Трансформатор
Тип ТСЗ-160/10
73
1
91
1-раб.,
1-рез.
92
1
71
1
47
Стеновое
ограждение
Трехслойные
на
стеновые панели с
расстоянии
негорючим утепли1,5 м
телем
1,5 м
на
расстоянии
1,5 м
Трехслойные
на
стеновые панели с
расстоянии
негорючим
1,5 м
утеплителем
на
расстоянии
1,5 м
на
расстоянии
1,5 м
на
Трехслойные
расстоянии
стеновые панели с
1 м от
негорючим утепливентилятора
телем
2
2
6.3. Расчет уровня производственного шума
Оценка акустического воздействия объектов и сооружений по приему
тепла на близлежащую территорию выполнена по программе «ЭкологШум», разработанной фирмой Интеграл г. Санкт- Петербург.
Оценка акустического воздействия выполнена для источников шума,
установленных наружно. Проникающие шумы из зданий с учетом
поглощающих характеристик стеновых ограждений зданий, отсутствуют, при
оценке акустического воздействия на прилегающие территории не
учитываются. Условия расчета включают в себя координаты расчетных точек
(Таблица 6.3.1), параметры расчетной площадки (Таблица 6.3.2), частоты
73
расчета производственного шума (Таблица 6.3.3.), расчетные точки указаны
в таблице 6.3.1.
Таблица 6.3.1 – Расчетные точки
N
1
2
3
4
Тип
точка пользователя
точка пользователя
точка пользователя
точка пользователя
Координаты точки
Высота (м)
Комментарий
X (м)
Y (м)
Расч. точка пользователя №1 14847.00 3900.00
1.50
Расч. точка пользователя №2 15482.00 2418.00
1.50
Расч. точка пользователя №3 1941.00 3270.00
1.50
Расч. точка пользователя №4
845.00 2377.00
1.50
Таблица 6.3.2 –Расчетная площадка
Координаты
Координаты Ширина Шаг X Шаг Y Высота
середины первой середины второй
(м)
(м)
(м)
(м)
стороны
стороны
X (м)
Y (м)
X (м)
Y (м)
-370.00 2560.00 16300.00 2560.00 5560.00 1667.00 556.00
1.50
Всего
точек
121
Таблица 6.3.3 –Частоты для расчета
N
1
Частота,
31,5
Гц
2
3
4
5
63
125
250
500
6
7
8
9
1000 2000 4000 8000
10
La
Исходные данные для расчета производственного шума объектов и
сооружений по приему тепла представлены в таблице 6.3.4. Все источники
шума за исключением Трансформатор тип ТРДН являются точечными,
Трансформатор тип ТРДН является объемным источником шума.
74
Таблица 6.3.2 – Источники шума
Координаты
точки 1
N
032001
032002
032003
032004
032005
032006
152001
152002
152003
152004
152005
152006
152007
152008
152009
152010
Высота
подъема
(м)
Источник
Осевой вентилятор
AW250Е2-К
Осевой вентилятор
AW250Е2-К
Осевой вентилятор AW630Е6
Осевой вентилятор AW630Е6
Осевой вентилятор AW630Е6
Осевой вентилятор AW630Е6
Осевой вентилятор
AW400Е4-К
Осевой вентилятор
AW400Е4-К
Осевой вентилятор
AW400Е4-К
Осевой вентилятор
AW400Е4-К
Осевой вентилятор
AW400Е4-К
Осевой вентилятор
AW400Е4-К
Крышный вентилятор ВКРМ12,5-02
Крышный вентилятор ВКРМ12,5-02
Крышный вентилятор ВКРМ12,5-02
Крышный вентилятор ВКРМ12,5-02
Уровни звукового давления (мощности*), дБ, в октавных
полосах со среднегеометрическими частотами в Гц
Дистанция
замера
31.5
(расчета)
R (м)
X (м)
Y (м)
8118.00
4222.00
2.50
3
8076.00
7894.00
7295.00
7369.00
7600.00
4129.00
4120.00
4173.00
4338.00
4336.00
2.50
3.00
3.00
3.00
3.00
13993.00
3400.00
13902.00
La
63
125
250
0
0
0
0
0
0
0
0
0
69
3
3
3
3
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
69
72
72
72
72
9.00
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
68
3349.00
9.00
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
68
13893.00
3163.00
9.00
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
68
14016.00
3087.00
9.00
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
68
13900.00
3322.00
3.00
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
68
13900.00
3138.00
4.00
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
68
14163.00
3255.00
10.50
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
94
14274.00
3252.00
10.50
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
94
14367.00
3257.00
10.50
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
94
14444.00
3257.00
10.50
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
94
75
500 1000 2000 4000 8000
152011
152012
152013
152014
152015
154001
155001
155002
155003
155004
155005
157001
157002
158001
158002
159001
Крышный вентилятор ВКРМ12,5-02
Крышный вентилятор ВКРМ12,5-02
Крышный вентилятор ВКРМ12,5-02
Крышный вентилятор ВКРМ12,5-02
Крышный вентилятор ВКРМ12,5-02
Крышный вентилятор ВКРМ4-01
Осевой вентилятор AW450Е4
Осевой вентилятор AW450Е4
Осевой вентилятор AW450Е4
Осевой вентилятор
AW300Е2-К
Осевой вентилятор
AW300Е2-К
Градирни (ГРД-4)
Градирни (ГРД-4)
Осевой вентилятор AW450Е4
Осевой вентилятор AW450Е4
Трансформатор тип ТРДН
32000/110
14539.00
3252.00
10.50
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
94
14613.00
3255.00
10.50
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
94
14708.00
3252.00
10.50
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
94
14774.00
3255.00
10.50
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
94
14848.00
3252.00
10.50
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
94
15080.00
1687.00
1761.00
1833.00
1845.00
3108.00
3121.00
3136.00
4.90
8.40
8.40
8.40
3
3
3
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
80
68
68
68
1551.00
2996.00
3.00
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
72
1602.00
14165.00
14180.00
10003.00
10144.00
2949.00
3040.00
3039.00
3221.00
3224.00
3.00
5.00
5.00
5.20
5.20
3
10
10
3
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
72
62
62
68
68
9508.00
3272.00
4.50
1.5
0
0
0
0
0
0
0
0
0
75
76
Результаты расчетов представлены в таблице 6.3.3 и на рисунке 6.3.1.
Таблица 6.4.3-Результаты расчетов акустического воздействия объектов по
приему тепла
Наименование
№ 1,юг
Расчетные точки в жилой застройке
№ 2, юг
№ 3, север
№ 4,север
Допустимый (максимальный)
уровень шума, дБА
Акустическое воздействие
объектов по приему тепла, дБА
55/70
34
44
60
58
Как показали проведенные расчеты, во всех четырех расчетных точках,
уровень шума не превысит допустимый СаНПиН для жилых территорий.
Для уменьшения шума, генерируемого вентиляционными установками, в
проекте предусматриваются следующие мероприятия:
- установка пластинчатых шумоглушителей;
- подключение вентиляторов к сети выполняется посредством гибких
вставок;
- скорости движения воздуха в воздуховодах для предотвращения появления
аэродинамического шума выбираются в зависимости от назначения помещений и
наличия в них рабочих мест.
Мероприятия по снижению уровня шума, предусмотренные проектом:
- использование современных насосов с минимальным уровнем шума,
- на дверях устраиваются шумопоглощающие прокладки;
- трубопроводы покрываются звукопоглощающей изоляцией.
Уровни вибраций применяемых вращающихся механизмов не превышают
допускаемое по нормам значение, и, в ряде случаев, пренебрежительно малы.
Для снижения уровней вибрации от технологического оборудования и
трубопроводов предусматривается следующий ряд мероприятий:
- применяются вибробезопасные механизмы и установки;
- под все тяжелое вибрирующее оборудование сооружаются самостоятельные
фундаменты;
- используются, где необходимо и возможно, гибкие связи (муфты), упругие
прокладки, пружинные опоры и подвески.
Кроме выше перечисленных мероприятий, ограничивается время пребывания
эксплуатационного персонала возле шумящих и вибрирующих механизмов и
установок, за счет автоматизации управлением производственными процессами.
77
Рисунок. 6.4.1 - Карта акустическое воздействие объектов и сооружений по приему тепла на ТЭЦ-2
78
Заключение
В данной работе были рассмотрены проблемы защиты
атмосферного воздуха от вредных выбросов ТЭЦ, основной деятельность
которой является выработка электрической и тепловой энергии при
сжигании органического топлива для нужд города Алматы. Основными
источниками выделения вредных веществ являются котельные агрегаты, в
результате работы которых в атмосферный воздух поступают
загрязняющие вещества как пыль, окислы азота, окислы серы, окислы
углерода, бенз(а)пирен, мазутная зола. Путем аналитического и расчётного
анализа были выявлены количественные и качественные характеристики
выбрасываемых веществ. Проведена инвентаризация всех имеющихся на
ТЭЦ источников выбросов. В ходе работы были построены карты
рассеивания на основе расчетов приземных концентраций выбрасываемых
загрязняющих веществ. Получены данные по каждому вредному веществу.
Проведенными исследованиями воздействия ТЭЦ было установлено, что
превышений приземных концентраций загрязняющих веществ в зоне
воздействия
предприятия
не
обнаружено.
Были
предложены
профилактические мероприятия по уменьшению выбросов вредных
веществ в воздушный бассейн города Алматы.
Рассмотрев последствия деятельности ТЭЦ на атмосферный город,
можно прийти к выводу, что для обеспечения экологических требований к
работе тепловой электрической станции, необходимы:
- обязательный учет экологических показателей при выборе
оборудования и разработке схем теплоснабжения;
- использование топлива с наилучшими экологическими
показателями, такие как газ, малосернистый мазут;
- вынесение крупных источников электрической и тепловой
энергии за пределы городской застройки;
увеличение КПД газоочистных сооружений, внедрение
газотурбинных и парогазовых установок с меньшим выделением
загрязняющих веществ.
Обеспечение экономичности используемой схемы теплоснабжения
возможно различными способами: от пересмотра и оптимизации схем и
параметров, внедрения новых термодиамических технологий и циклов.
79
Перечень сокращений и обозначений
ТЭСТЭЦЗУУМСОГМС-
Тепловая электрическая станция
Теплоэлектроцентраль.
Золоулавливающая установка
Метеорологическая станция
Объединенная гидрометеорологическая станция
ПЗАСПНИЗА-
Потенциал загрязнения атмосферы
Стационарного поста наблюдения
Индекс загрязнения атмосферы
РГП-
Республиканское государственное предприятие
ЕЭС-
Единая энергосистема
БСУ-
Бункер сырого угля
ГРП-
Газораспределительный пункт
ГВС -
Газо-воздушная смесь
ПДК-
Предельно допустимая концентрация
ОБУВ -
Ориентировочно безопасный уровень воздействия
ГТУ-
Газотурбинная установка
СанПиН- Санитарные правила и нормы
СНиП-
Строительные нормы и правила
СЗЗ -
Санитарно-защитная зона
ПЭК-
Производственный экологический контроль
80
Список использованной литературы
1. Экологический кодекс Республики Казахстан (с изменениями и
дополнениями по состоянию на 11.04.2014 г.).
2. Рыжкин В. Я. — Тепловые электрические станции, 1987 г.
3. Дукенбаев К. – Энергетика Каазахстана. Технический аспект, - Алматы,
2001 г.
4. Санитарно-эпидемиологические требования к атмосферному воздуху
(Постановление Правительства Республики Казахстан от 25 января 2012
года № 168).
5. СНиП РК 2.04-01-2001. Строительная климатология.
6. СНиП РК 2.01-01-82. Строительная климатология и геофизика.
7. В.И. Беспалов, С.У. Беспалова, М.А. Вагнер - Природоохранные
технологии на ТЭС, — Томск: Изд-во ТПУ, 2007.
8. РД 34.02.305-98 «Методика определения валовых выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС».
9. РНД 211.2.01.01-97 «Методика расчета концентраций в атмосферном
воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий»
(ОНД-86)
10. Кодекс Республики Казахстан от 10 декабря 2008 года № 99-IV «О
налогах и других обязательных платежах в бюджет (Налоговый
кодекс)».
11.СанПиН 3.01.035-97 "Предельно-допустимые уровни шума в
помещениях жилых и общественных зданий и на территории жилой
застройки"
12."Санитарно-эпидемиологические
требования
по
установлению
санитарно-защитной
зоны
производственных
объектов",
утвержденными Постановлением Правительства Республики Казахстан
от 17 января 2012 года № 93.
81
Приложения А
РАСЧЕТ РАССЕИВАНИЯ ПРИЗЕМНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
82
УПРЗА ЭКОЛОГ, версия 3.1
Copyright © 1990-2010 ФИРМА "ИНТЕГРАЛ"
Предприятие номер 1; АО "АлЭС" ТЭЦ-1
Город Алматы
Результаты расчета по веществам
(расчетные точки)
№
6
8
5
7
2
4
1
3
Коорд
X(м)
Коорд
Y(м)
0
0
-1080
1060
0
0
-80
67
Высота Концентр.
Напр.
Скор.
(м)
(д. ПДК)
ветра
ветра
Вещество: 0001 Сумма взвешенных
1180
-1103
0
0
180
-103
0
0
2
2
2
2
2
2
2
2
0,06
0,05
0,05
0,05
5,4e-3
1,1e-3
5,9e-4
4,6e-4
180
0
91
269
180
0
117
239
Фон (д.
ПДК)
5,00
5,00
3,97
3,97
3,97
3,97
3,97
3,97
Фон до
искл.
Тип
точки
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
3
3
2
2
2
2
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
3
3
2
2
2
2
5,00
5,00
5,00
5,00
3,97
3,97
5,00
3,97
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
3
3
2
2
2
2
5,00
5,00
3,97
3,97
3,97
3,97
3,97
3,97
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
3
3
2
2
2
2
0,000
0,000
3
3
Вещество: 0301 Азота диоксид (Азот (IV) оксид)
6
8
5
7
2
4
3
1
0
0
-1080
1060
0
0
67
-80
1180
-1103
0
0
180
-103
0
0
2
2
2
2
2
2
2
2
0,30
0,29
0,28
0,28
0,02
4,8e-3
2,7e-3
2,6e-3
180
0
91
269
180
0
273
117
5,00
5,00
5,00
5,00
3,97
3,97
5,00
3,97
Вещество: 0304 Азот (II) оксид (Азота оксид)
6
8
5
7
2
4
3
1
0
0
-1080
1060
0
0
67
-80
1180
-1103
0
0
180
-103
0
0
2
2
2
2
2
2
2
2
0,02
0,02
0,02
0,02
1,9e-3
3,9e-4
2,2e-4
2,1e-4
180
0
91
269
180
0
273
117
Вещество: 0328 Углерод (Сажа)
6
8
5
7
2
4
1
3
0
0
-1080
1060
0
0
-80
67
1180
-1103
0
0
180
-103
0
0
2
2
2
2
2
2
2
2
0,03
0,03
0,03
0,03
2,9e-3
5,7e-4
3,2e-4
2,4e-4
180
0
91
269
180
0
117
239
Вещество: 0330 Сера диоксид (Ангидрид сернистый)
6
8
0
0
1180
-1103
2
2
0,23
0,22
83
180
0
5,00
5,00
0,000
0,000
5
7
2
4
1
3
-1080
1060
0
0
-80
67
0
0
180
-103
0
0
2
2
2
2
2
2
0,22
0,22
0,02
4,5e-3
2,5e-3
1,9e-3
91
269
180
0
117
239
3,97
3,97
3,97
3,97
3,97
3,97
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
2
2
2
2
Вещество: 2904 Мазутная зола теплоэлектростанций (в пересчете на ванадий)
6
8
5
7
2
1
4
3
0
0
-1080
1060
0
-80
0
67
1180
-1103
0
0
180
0
-103
0
2
2
2
2
2
2
2
2
0,01
0,01
0,01
0,01
1,5e-3
2,3e-4
2,1e-4
1,7e-4
180
0
92
268
180
117
0
239
5,00
5,00
5,00
5,00
3,97
3,97
3,97
3,97
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
3
3
2
2
2
2
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
3
3
2
2
2
2
Вещество: 2908 Пыль неорганическая: 70-20% SiO2
6
8
5
7
2
4
1
3
0
0
-1080
1060
0
0
-80
67
1180
-1103
0
0
180
-103
0
0
2
2
2
2
2
2
2
2
0,08
0,07
0,07
0,07
7,5e-3
1,5e-3
8,3e-4
6,4e-4
180
0
91
269
180
0
117
239
5,00
5,00
3,97
3,97
3,97
3,97
3,97
3,97
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
Вещество: 6006 Азота диоксид и оксид, мазутная зола, серы диоксид
6
8
5
7
2
4
1
3
0
0
-1080
1060
0
0
-80
67
1180
-1103
0
0
180
-103
0
0
2
2
2
2
2
2
2
2
0,57
0,55
0,54
0,54
0,05
9,9e-3
5,5e-3
4,2e-3
180
0
91
269
180
0
117
239
5,00
5,00
5,00
5,00
3,97
3,97
3,97
3,97
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
3
3
2
2
2
2
Вещество: 6046 Углерода оксид и пыль цементного производства
6
8
5
7
2
4
1
3
0
0
-1080
1060
0
0
-80
67
1180
2
0,08
180
5,00
-1103
2
0,08
0
5,00
0
2
0,07
91
3,97
0
2
0,07
269
3,97
180
2
7,6e-3
180
3,97
-103
2
1,5e-3
0
3,97
0
2
8,4e-4
117
3,97
0
2
6,5e-4
239
3,97
Вещество: 6204 Серы диоксид, азота диоксид
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
3
3
2
2
2
2
6
8
5
7
2
4
1
0
0
-1080
1060
0
0
-80
1180
-1103
0
0
180
-103
0
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3
3
3
3
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
0,33
0,32
0,31
0,31
0,03
5,8e-3
3,1e-3
84
180
0
91
269
180
0
117
5,00
5,00
5,00
5,00
3,97
3,97
3,97