Разработка мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

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

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

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

Объект изучения - ТЭС.



Задание на курсовой проект по дисциплине "Охрана атмосферного воздуха"

Ст. группы Э-12з Барбескумпе В.В.

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

- донецкий тощий уголь марки ТР - 967490 т;

- низкосернистый мазут марки 100 - 73746 т;

- природный газ из газопровода Уренгой-Ужгород - 88085 тыс. м³.

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

углерод (Cr) - 62,6;

водород (Нr) - 3,2;

кислород (Or) - 1,7;

азот (Nr) - 0,9;

сера (Sr) - 2,3;

зола (Ar) - 23,3;

влага (Wr) - 6,0;

летучие вещества (Vr) - 11,0.

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

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

Задание выдал ст. преп. Ноженко А.А.



Содержание

Введение

1. Назначение и принцип работы теплоэнергетической установки

1.1 Технологическая схема производства пара

1.2 Основные характеристики парогенераторов

2. Расчёт выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

2.1 Выбросы при сжигании угля

2.2 Выбросы при сжигании мазута

2.3 Выбросы при сжигании природного газа

2.4 Расчёт удельного объёма сухих дымовых газов

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

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

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

6. Расчёт эффективности мероприятий по снижению выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

Заключение

Перечень ссылок



Введение

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

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

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

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

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



1. Назначение и принцип работы теплоэнергетической установки

1.1 Технологическая схема производства пара

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

Рис.1. 1 - Технологическая схема производства пара

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

б) преобразование химической энергии топлива в тепло;

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

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

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

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

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

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

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

1.2 Основные характеристики парогенераторов

Параметры перегретого пара характеризуются его температурой и давлением в выходном коллекторе пароперегревателя. Различают парогенераторы среднего (40 бар), высокого (100 и 140 бар) и некритичного (255 бар) давления. Парогенераторы давлением более 140 бар и выше исполняют с промежуточным перегревом пара. Обычно это давление пара записывалось как 40, 100, 140 и 255 ат. Поскольку 1 ат. = 98066,5 н/м², а 105 н/м²= 1 бар, то здесь и далее принято, что 1 ат. = 1 бар.

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

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



2. Расчёт выбросов в атмосферный воздух от теплоэнергетической установки

2.1 Выбросы при сжигании угля

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

Валовый выброс оксидов азота.

Обобщённый показатель оксидов азота kNOx рассчитывается по формуле:

, г/ГДж. (2.1.1)

Где

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

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

- эффективность первичных мер по сокращению выбросов;

- эффективность вторичных мер;

- коэффициент работы азотоочистной установки.

Показатель эмиссии NO донецкого тощего угля ТР без учёта мер по уменьшению выбросов составляет 250 г/Гдж (табл. Д 5 приложение Д) [1].

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

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

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

Валовый выброс оксидов азота.

, т (2.1.2)

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

= расход угля марки ТР.

т

Валовый выброс сернистого ангидрида.

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

(2.1.3)

Где

Sr - содержание серы в угле ГР на рабочую массу;

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

nII - эффективность очистки дымовых газов от оксидов серы;

- коэффициент работы сероочистной установки.

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

Валовый выброс оксидов серы по формуле (2.2):

т.

Валовый выброс оксидов углерода.

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

т

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

г/ГДж; (2.1.4)

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

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

(2.1.5)



Где - содержание золы;

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

Показатель эмиссии углекислого газа:

г/ГДж.

Тогда по формуле (2.2) валовый выброс диоксидов углерода:

т.

Валовой выброс твёрдых частиц.

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

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

г/Гдж

По формуле (2.2.2) валовый выброс твёрдых частиц составит:



т.

Валовый выброс тяжёлых металлов. По данным таблицы Г.2 (приложение Г) [1] содержание тяжёлых металлов в рабочей массе угля составляет (мг/кг):

арсен (As) - 20.

хром (Cr) - 47;

медь (Cu) - 29;

ртуть (Hg) - 0,20;

никель (Ni) - 26;

свинец (Pb) - 18;

цинк (Zn) - 40;

При сжигании угля показатель эмиссии тяжёлого металла определяется по формуле:

г/ГДж (2.1.6)

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

Qri - низшая рабочая теплота сгорания топлива МДж/кг;

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

fоб - коэффициент обогащения тяжёлого металла;

зу - эффективность золоулавливающей установки;

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

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

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

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

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

г/ГДж

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

т

т.

т.

т.

т.

т.

т.

т.

т.

Результаты расчётов сведены в таблицу 2.1.1.

Таблица 2.1.1 - Расчетные данные выбросов тяжёлых металлов.

Тяжёлый металл	As	Cr	Cu	Hg	Ni	Pb	Zn	Se	Cd
Показатель эмиссии г/ГДж	0,114	0,072	0,041	0,00018	0,09	0,117	0,32	0	0
Валовый выброс т.	2,589	1,63	0,09	0,004	2,04	2,65	2,76	0	0

Валовый выброс оксида диазота.

Валовый выброс оксида диазота N2O во время сжигания угля рассчитывается по данным таблицы Е.3 (приложение Е) [1] и по формуле (2.1.2):

т.

Валовый выброс метана.

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

2.2 Выбросы при сжигании мазута

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

Перерасчёт характеристик мазута.

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

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

В соответствии с таблицей В.2 (приложение В) [1] низжая теплота сгорания из горючей массы Qidaf на рабочую Qir пересчитывается по формуле (2.2.1)

МДж/кг



Валовый выброс оксидов азота.

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

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

г/Гдж.

Валовый выброс оксидов азота ENOx за отчётный период составляет:

т.

Выбросы сернистого ангидрида.

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

г/Гдж. (2.2.2)

Эффективность связывания оксидов серы I по данным таблицы Д.2 (приложение Д) [1] составляет 0,05, а эффективность улавливания оксидов серы вместе с твёрдыми частицами в золоулавливающей установке равна нулю.

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

Показатель эмиссии оксида серы:

г/ГДж.

Тогда по формуле (2.2) валовый выброс равен:

т.

Валовые выбросы оксидов углерода.

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

т.

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

г/ГДж. (2.2.3)

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

г/ГДж.



По формуле (2.2) валовые выбросы оксидов углерода:

т.

Валовые выбросы твёрдых частиц.

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

г/ГДж. (2.2.4)

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

г/ГДж

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

т.

Валовый выброс ванадия.

Показатель эмиссии мазутной золы в перерасчёте на ванадий по формуле:

г/ГДж (2.2.5)



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

сV массовое содержание ванадия в топливе, мг/кг;

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

зу(V) - эффективность улавливания ванадия золоулавливающей установкой.

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

(2.2.6)

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

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

Часть ванадия ос, которая оседает с твёрдыми частицами на поверхностях нагрева, для котла с промежуточными пароперегревателями, очистка поверхностей которых производится во время остановки, составляет 0,07. Эмпирический коэффициент fV для электростатических фильтров составляет 0,6 (Таб. Д13) (ПриложениеД) [1]. Эффективность улавливания ванадия электрофильтром во время общего сжигания угля и мазута:

Показатель эмиссии мазутной золы в перерасчёте на ванадий:

г/ГДж



Тогда по формуле (2.2) валовый выброс ванадия составит:

т.

Показатель эмиссии пятиоксида ванадия находится по формуле:

г/ГДж.

По формуле (2.2) валовый выброс пятиоксида ванадия составит:

т.

Валовые выбросы метана.

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

т.

Валовые выбросы оксидов диазота.

Валовые выбросы оксидов диазота N2O во время сжигания мазута рассчитывается по данным таблицы Е.3 (Приложение Е) [1] и по формуле (2.2):

т.



2.3 Выбросы при сжигании природного газа

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

Перерасчёт характеристик природного газа кг/нм³.

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

;

;

;

;

;

.

Где

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

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

Массовый элементный состав сухого газообразного топлива определяется по формулам:

(2.3.1)

(2.3.2)

,

(2.3.3)

.

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

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

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

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

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

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

углерод - C r = Cdaf =73,67;

водород - H r = Hdaf =24,65;

кислород - O r = O daf = 1,56;

азот - N r = N daf = 0,12.

Массовая низжая теплота сгорания Qir

МДж/кг.

Массовые затраты природного газа:

B = Bvр п = 8808·103·0,723 = 63685 т.

Валовые выбросы оксидов азота.

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

г/ГДж.

Тогда по формуле (2.2) валовый выброс составит:

т.

Валовые выбросы оксидов углерода.

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

т.

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

; (2.2.3)

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

г/ГДж.



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

т.

Валовый выброс ртути.

Показатель эмиссии ртути kHg является обобщённым и рассчитывается по формуле:

, (2.3.4)

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

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

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

г/ГДж.

Валовый выброс ртути во время сжигания природного газа составляет:

т.

Валовый выброс оксида диазота.

Валовый выброс оксида диазота при сжигании природного газа рассчитывается по данным таблицы E.3 (приложение Е) [1] и по формуле (2.2):



т.

Валовый выброс метана.

Валовый выброс метана CH4 во время сжигания природного газа рассчитывается по данным таблицы Е.4 (приложение Е) [1] и по формуле (7):

т.

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

Таблица 2.3.1 - Валовые выбросы загрязняющих веществ, т.

Выброс	Уголь	Мазут	Природный газ	Всего
SO2	42280	546,3	0	42826,3
NOx	3179	308	214	3701
CO	259	44,08	49,5	352,58
CO2	219849	229424	168052	617325
Твёрдые частицы	3724	2,2	0	3726,2
Pb	2,65	0	0	2,65
Hg	0,004	0	0,00018	0,00418
Cr	1,63	0	0	1,63
Ni	2,04	0	0	2,04
Cu	0,09	0	0	0,09
Zn	7,26	0	0	7,26
As	2,58	0	0	2,58
V	0	0,67	0	0,67
V2O5	0	1,2	0	1,2
N2O	31,78	1,76	0,29	33,83
CH4	22,7	8,81	2,91	34,42



2.4 Расчёт удельного объёма сухих дымовых газов

Общая формула расчёта удельного объёма сухих дымовых газов в нормальных условиях (приложение А) [1] имеет вид:

(2.4.1)

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

нм³/кг.

При сжигании мазута удельный объём сухих газов составит:

нм³/кг.

При сжигании природного газа объём сухих газов будет равен:

нм³/кг.

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

нм³/кг.



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Количество облаков увеличивается на 5-10%.

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

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

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

7. Солнечное излучение уменьшено 3-20%.

8. Температура повышается на 1-2 градуса Цельсия.

9. Скорость ветра 5-30% больше. [5]

загрязняющий энергоблок уголь котёл

Таблица 3.1 "Влияние теплоэлектростанций на окружающую среду и биосферу"

Технологический процесс	Влияние на элементы среды и биоту	Примеры цепных реакций
	воздух	почвы и грунты	воды	экосистемы и человека
1	2	3	4	5	6
Добыча топлива: -жидкое (нефть) и в виде газа -твёрдое: (угли, сланцы, торф и т.п.) Транспортировка топлива Работа электростанций на твёрдом топливе Работа электростанций на жидком топливе	Углеводородное загрязнение при испарении и утечках Пыль при взрывных и других работах, продукты горения терриконов и т.п. Загрязнение при испарении жидкого топлива, потере газа, нефтью, пылью от твёрдого топлива Основные поставщики углекислого газа, сернистого ангидрида, оксилов азота, продуктов для кислых осадков, аэрозолей, сажи, загрязнение радиоактивными веществами, тяжелыми металлам То же, но в значительно меньших масштабах	Повреждение или уничтожение почв при разведке и добыче топлива, передвижениях транспорта и т.п.; загрязнение нефтью, техническими химикатами, металлом и другими отходами Разрушение почв и грунтов при добыче открытыми методами (карьеры), просадки рельефа, разрушение грунтов при шахтных методах добычи Загрязнение при утечках, авариях, особенно нефтью Разрушение и сильное загрязнение почв вблизи предприятий (техногенные пустыни), загрязнение тяжелыми металлами, радиоактивными веществами, кислыми осадками; отчуждение земель под землеотвалы, другие отходы То же, но в значительно меньших масштабах	Загрязнение нефтью в результате утечек, особенно при авариях и добычах со дна водоёмов, загрязнение технологическими химреагентами и другими отходами; разрушение водоносных структур в грунтах, откачка подземных вод их сброс в водоём Сильное нарушение водоносных структур, откачка и сброс в водоёмы шахтных, часто высокоминерализированных, железистых и других вод Загрязнение нефтью в результате потерь и при авариях Тепловое загрязнение в результате сбросов подогретых вод, химическое загрязнение через кислые осадки и сухое осаждение из атмосферы, загрязнение продуктами вымывания биогентов и ядовитых веществ (алюминий) из почв и грунтов Тепловое загрязнение, как для твёрдого топлива, остальные в значительно меньших масштабах	Разрушение и повреждение экосистем в местах добычи и при обустройстве месторождений (дороги, линии электропередач, водопроводы и т.п.), загрязнение при утечках и авариях, потеря продуктивности, ухудшение качества продукции. Воздействие на человека в основном через биопродукцию (особенно гидробионтов) Разрушение экосистем или их элементов, особенно при открытых способах добычи, снижение продуктивности, воздействие на биоту и человека через загрезненные воздух, воду и пищу. Высокая степень заболеваемости, травматизма и смертности при шахтных способах добычи В основном через загрязнение вод и гидробионтов Основной агент разрушения и гибели экосистем, особенно озер и хвойных лесов (обеднение видового состава, снижение продуктивности, разрушение хлорофилла, вымывание биогенов, повреждение корней и т.п.). Эвтрофикация вод и их цветение. На человека через загрязнение воздуха, воды, продуктов питания, разрушение природы, строений, памятников и т.п. То же, но в значительно меньших масштабах	Загрязнение почв; Загрязнение вод нефтью и химреагентами, гибель планктона и других групп организмов, снижение рыбопродуктивности; Потеря потребительских или вкусовых свойств воды и продуктов промысла 1. Загрязнение воздуха продуктами горения кислые осадки гибель лесов и экосистем озер нарушение круговоротов веществ антропогенные сукцессии 2. Тепловое загрязнение вод дефицит кислорода эвтрофикация и цветение вод усиление дефицита кислорода превращение водных экосистем в болотные

Рисунок 3.1 - Теплоэнергетическая станция



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

Согласно закону "Об охране атмосферного воздуха" (1999 г.), запрещается размещение и эксплуатация объектов хозяйственной и иной деятельности, которые не имеют предусмотренных правилами охраны атмосферного воздуха установок очистки газов и средств контроля за выбросами вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- пылеосадительные камеры и циклоны;

- аппараты мокрой очистки газов;

- пористые фильтры;

- электрические фильтры.

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

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

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

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

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

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

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

В 2001 г. российские специалисты Объединенного института высоких температур (ОИВН) РАН завершили работу по снижению выбросов окислов азота на одном из котлоагрегатов московской ТЭЦ-21. Ученые поставили перед собой задачу не улавливать эти окислы, а предотвратить их образование. Оказалось, что экономически это более выгодно. Не меняя оборудования, не строя ничего нового, специалисты ОИВН РАН разработали новые параметры режима горения. В результате удалось снизить выбросы окислов азота в 2-4 раза. В ОИВН РАН создан также новый электродинамический фильтр, который позволяет очищать выбросы электростанций от окислов азота, серы и пыли одновременно. Этот фильтр можно установить не только на газовых, но и на угольных станциях.[5], [3].