Разработка программы экологического оздоровления предприятия

 

     По таблице 1 можно сделать вывод, что суммарные затраты на доставку и приобретение угля у Подмосковного бассейна ниже, чем у Донецкого и Челябинского бассейнов. 

     2.2 Эколого-экономические показатели воздействия предприятия на атмосферный воздух 

     2.2.1 Расчет валовых выбросов загрязняющих  веществ, образующихся при сжигании  топлива

     Масса выбросов твердых частиц (золы) М_тв, т/год, в дымовых газах, отходящих от источников загрязнения воздуха при сжигании угля определяется по формуле:

     

     

, 

     где В – потребность в угле на годовой  объем производства тепловой энергии, т/год;

     А_р – зольность угля, % (см. таблицу 2 Приложения Б) [4];

     f – безразмерный коэффициент, принимаемый в зависимости от типа топок (в среднем f = 0,0023).

     - для бурых углей Подмосковного  бассейна: 

     М_тв = 3000 ∙ 42 ∙ 0,0023 = 289,8 т/год; 

     - для бурых углей Челябинского  бассейна:

      

     М_тв = 2142,86 ∙ 30 ∙ 0,0023 = 147,86 т/год; 

      - для каменных углей Донецкого бассейна: 

     М_тв = 1500∙28∙0,0023 = 96,6 т/год. 

     Масса выбросов диоксида серы в дымовых  газах  , т/год, определяется по формуле: 

      , 

     где В – потребность в угле на годовой  объем производства тепловой энергии, т/год;

      S – сернистость угля, % (см. таблицу  2 Приложения Б) [4];

       – доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива (в среднем = 0,1).

     - для бурых углей Подмосковного  бассейна: 

     М _SO2 = 0,02 · 3000 · 4,2 · (1 – 0,1) = 226,8 т/год; 

     - для бурых углей Челябинского  бассейна: 

     М _SO2 = 0,02 · 2142,86 · 1 · (1 – 0,1) = 38,57 т/год; 

     - для каменных углей Донецкого  бассейна: 

     М _SO2 = 0,02 · 1500 · 3,2 · (1 – 0,1) = 86,4 т/год. 

     Масса выбросов оксида углерода в дымовых газах М_со, т/год, определяется по формуле

       
, 

     где В – потребность в угле на годовой  объем производства тепловой энергии, т/год;

     q₁ – потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, % (для углей q₁=0,75);

     Q_Н – низшая теплота сгорания топлива, ГДж/т (см. таблицу 2 Приложения Б) [4];

     q₂ – потери теплоты вследствие механической неполноты сгорания топлива, % (для бурых углей – 4,5 %, для кузнецких углей – 4,25 %, для донецких и печорских углей – 4,75 %).

     - для бурых углей Подмосковного бассейна: 

     М _СО = 0,001 · 3000 · 0,75 · 10 · (1 – 4,5 / 100) = 21,49 т/год; 

     - для бурых углей Челябинского  бассейна:

     М _СО = 0,001 · 2142,86 · 0,75 · 14 · (1 – 4,5 / 100) = 21,49 т/год; 

     - для каменных углей Донецкого  бассейна: 

     М _СО = 0,001 · 1500 · 0,75 · 20 · (1 – 4,75 / 100) = 21,43 т/год; 

     Масса выбросов диоксида азота (в пересчете  на NO₂) , т/год, определяется по формуле

     

     

, 

     где В – потребность в угле на годовой объем производства тепловой энергии, т/год;

       – количество оксидов, образующихся на 1 ГДж/т тепловой энергии, т/ГДж (для бурых углей – 0,20; для каменных углей – 1,22);

     Q_Н – низшая теплота сгорания топлива, ГДж/т (см. таблицу 2 Приложения Б) [4];

- для бурых углей Подмосковного бассейна: 

     М _NO2 = 0,001 · 3000 · 0,2 · 10 = 6 т/год; 

     - для бурых углей Челябинского  бассейна: 

       М _NO2 = 0,001 · 2142,86 · 0,2 · 14 = 6 т/год; 

      - для каменных углей Донецкого  бассейна: 

     М _NO2 = 0,001 · 1500 · 1,22 · 20 = 36,6 т/год. 

     2.2.2 Оценка воздействия производства на атмосферный воздух

     Для оценки воздействия производства тепловой энергии на атмосферный воздух расчетные массы выбросов загрязняющих веществ, образующихся при сжигании угля, сравниваются с ПДВ этих загрязняющих веществ.

     Превышение  количества вредных веществ ΔМ_i, т/год, отходящих от источников загрязнения воздуха при сжигании угля, над установленным нормативом ПДВ определяется по формуле

     

     ΔМ_i = М_i – ПДВ_i , 

     ΔМ_i определяет массу вредных веществ, обязательно подлежащих улавливанию на пылегазоулавливающих установках (ПГУ) [4].

     - для бурых углей Подмосковного  бассейна: 

     

М_зола = 289,8 − 10 = 279,8 т/год; 

     

М = 226,8 − 80 = 146,8 т/год; 

     

М = 21,49 − 30 = −8,51 т/год; 

     

М = 6 − 10 = −4 т/год. 

     - для бурых углей Челябинского  бассейна: 

     

М_зола = 147,86 − 10 = 137,86 т/год; 

     

М = 38,57 − 80 =  – 41,43 т/год; 

     

М = 21,49 − 30 = −8,51 т/год; 

     

М = 6 − 10 = −4 т/год. 

     - для каменных углей Донецкого  бассейна: 

     

М_зола= 96,6 − 10 = 86,6 т/год; 

     

М = 86,4 − 80 = 6,4 т/год; 

     

М = 21,43 − 30 = −8,57 т/год; 

     

М = 36,6 − 10 = 26,6 т/год. 

     Результаты  расчетов сводятся в таблицу 2. 

     Таблица 2 – Результаты оценки воздействия  производства на атмосферный воздух

      Продолжение таблицы 2

 

     Следовательно, обязательно подлежат улавливанию  зола углей и SO₂ Подмосковного бассейна; зола углей Челябинского бассейна; зола углей, SO₂, NO₂ Донецкого бассейна, т.к. расчетные массы выбросов ЗВ, образующихся при сжигании угля, превышают значения ПДВ этих ЗВ.

     Полученные  данные иллюстрирует рисунок 2. 

 

     Рисунок 2 − Сравнение превышений установленного норматива ПДВ 

     2.2.3 Расчет капитальных вложений  и текущих затрат на охрану  атмосферного воздуха

      Расчет производится для исходного и альтернативных вариантов поставки угля по результатам установления превышения количества отходящих вредных веществ над нормативом ПДВ по двум группам загрязняющих веществ:

     - твердые;

     - газообразные.

     Расчет  капитальных вложений и текущих  затрат на охрану атмосферного воздуха проводят исходя из типа и количества пылегазоулавливающих установок, и их минимально необходимой мощности.

     Минимально  необходимая мощность установок  с учетом эффективности улавливания, N_min, т: 

      N_min = ΔМ_тв : Э_уi /100, 

     где ΔМ_тв – масса веществ, подлежащих улавливанию, т/год (по данным таблицы 2);

     Э_уi – эффективность улавливания, % (см. таблицу 3 Приложения Б) [4].

     В качестве очистного оборудования на Подмосковном угольном бассейне, Челябинском угольном бассейне и Донецком угольном бассейне, необходимо для улавливания твердых веществ установить электрофильтры, а для улавливания газообразных веществ – скрубберы Вентури.

     - для Подмосковного бассейна: 

     N_{min о} = 279,8 : 0,94 = 297,66 т; 

     N_{min скр} = 146,8 : 0,92 = 159,57 т.

     - для Челябинского бассейна: 

     N_{min о} = 137,86 : 0,94 = 146,66 т; 

     - для Донецкого бассейна: 

     N_{min о} = 86,6 : 0,94 = 92,13 т. 

     N_{min скр} = 33,0 : 0,92= 35,87 т. 

     Количество  единиц пылегазоулавливающих установок  n, шт., определяется на основе сопоставления величин минимально необходимой мощности N_min и единичной мощности установок различных видов N_i с учетом целесообразности обеспечения наибольшей сопряженности мощностей пылегазоулавливающих установок и источников вредных веществ, уровня затрат на улавливание (см. таблицу 3 Приложения Б) [4], а также возможности дополнительных затрат или доходов, определяемых особенностями продуктов улавливания по каждому виду установок при соблюдении следующего условия: 

      . 

- для  Подмосковного бассейна:            2 ∙  110 + 4 ∙ 60 297,66 + 159,57;

                                                                                  460 т ≥ 457,23 т.

- для Челябинского  бассейна:                               2 · 110 ≥ 146,66;

                                                                                 220 т ≥ 146,66 т.

- для  Донецкого бассейна:                       1 ∙ 110 +  1∙60 92,13 + 35,87.

                                                                              170т ≥ 128 т.

     Таким образом, для Подмосковного бассейна необходимо установить 2 электрофильтра и 4 скруббера Вентури, для Челябинского бассейна – 2 электрофильтра; для Донецкого  бассейна – 1 электрофильтр и 1 скруббер Вентури.