Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Отчет по практике - файл отчет.doc


Отчет по практике
скачать (2843.5 kb.)

Доступные файлы (1):

отчет.doc3452kb.21.01.2008 15:44скачать

содержание
Загрузка...

отчет.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...
Министерство транспорта и связи Российской Федерации

Федеральное агентство по железнодорожному транспорту

ГОУ ВПО

Кафедра: ""

Отчет по практике

На тему: "Технологический процесс производства

электроэнергии от завоза топлива до выходных

линий ТЭЦ"
Выполнил:

Проверил:

Хабаровск

2007

Содержание.



6. Заключение. 13

Экологические проблемы тепловой энергетики. 13

1. Описание выполненных работ.


2. Введение.

Тепловая электростанция (ТЭС), электростанция, вырабатываю­щая электрическую энергию в результате пре­образования тепловой энергии, выделяю­щейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС появились в кон. 19 в (в 1882 — в Нью-Йорке, 1883 — в Петер­бурге, 1884 — в Берлине) и получили преимущественное распространение. В сер. 70-х гг. 20 в. ТЭС — основной вид элек­трической станций. Доля вырабатываемой ими электроэнергии составляла: в СССР и США св. 80% (1975), в мире около 76% (1973).

Среди ТЭС преобладают тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), на которых тепловая энергия исполь­зуется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вра­щение ротор паровой турбины, соединён­ный с ротором электрического генерато­ра (обычно синхронного генератора). В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь (преимущественно), мазут, природный газ, лигнит, торф, сланцы. Их кпд достигает 40%.

ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные тур­бины и не использующие тепло отра­ботавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называют конденсационными электростанциями. На которых вырабатывается около 2/3 электро­энергии, производимой на ТЭС. ТПЭС оснащенные теплофикационными турби­нами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцент­ралями (ТЭЦ); ими вырабатывается около 1/3 электроэнергии, производимой на ТЭС.

ТЭС с приводом электрогенератора от газовой турбины называют газотурбинными электростанциями (ГТЭС). В камере сгорания ГТЭС сжигают газ или жидкое топливо; продукты сгорания с темпера­турой 750—900 «С поступают в газо­вую турбину, вращающую электрогене­ратор. Кпд таких ТЭС обычно составляет 26—28%, мощность — до нескольких со­тен МВт. ГТЭС обычно применяются для покрытия пиков электрической нагрузки.

ТЭС с парогазотурбинной установ­кой, состоящей из паротурбинного и газо­турбинного агрегатов, называют парогазовой электростанцией (ПГЭС), кпд которой может достигать 42 — 43%. ГТЭС и ПГЭС также могут отпу­скать тепло внешним потребителям, т. е. работать как ТЭЦ.

^ 3. Технологическая схема ТЭС.
Цепочка технологических процес­сов от доставки топлива на ТЭС до выдачи электроэнергии отображена на технологической схеме рис. 1.


Рис 1. Технологическая схема ТЭС
Доставка твердого топлива осу­ществляется по железной дороге в специальных полувагонах (четырех­осные грузоподъемностью 63 т, шестиосные — 93 т и восьмиосные — 125 т). Полувагоны с углем взве­шивают на железнодорожных ве­сах. В зимнее время полувагоны с углем пропускают через размора­живающий тепляк, в котором осу­ществляется прогрев стенок полу­вагона подогретым воздухом. Далее полувагон заталкивается в разгру­зочное устройство — вагоноопрокидыватель 1, в котором он повора­чивается вокруг продольной оси на угол около 180°; уголь сбрасывает­ся на решетки, перекрывающие приемные бункера 2. Уголь из бун­керов подается питателями на тран­спортер, по которому поступает в узел пересыпки 3; отсюда уголь по­дается транспортерами либо на угольный склад 4, либо через дро­бильное отделение 5 в бункера сы­рого угля котельной 6, в которые может также доставляться с уголь­ного склада.

Весь этот топливный тракт вме­сте с угольным складом относится к системе топливоподачи, которую обслуживает персонал топливно-транспортного цеха ТЭС. Размол дробленого угля осуществляется в мельнице 7 с непосредственным вдуванием пылевоздушной смеси через горелки в топку. Предвари­тельно подогретый в воздухоподо­гревателе 8 воздух, нагнетаемый дутьевым вентилятором 9, подается частично в мельницу (первичный воздух) и частично — непосредст­венно к горелкам (вторичный воз­дух). Дутьевой вентилятор засасы­вает воздух через воздухозаборный короб либо из верхней части ко­тельного отделения (летом), либо извне главного корпуса (зимой). Широко распространен калорифер­ный подогрев воздуха паром или горячей водой перед подачей его в воздухоподогреватель.

Пылеугольные котлы обязатель­но имеют также растопочное топ­ливо, обычно мазут. Мазут достав­ляется в железнодорожных цистер­нах 10, в которых он перед сливом разогревается паром. Разогретый мазут сливается по обогреваемому межрельсовому лотку 11 в прием­ный резервуар 12, из которого перекачивающими насосами 13 подается в основной резервуар 14. Насосом первого подъема 15 мазут прокачи­вается через подогреватели 16, обо­греваемые паром, после которых насосом второго подъема 17 пода­ется к мазутным форсункам. Рас­топочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулиро­вочный пункт 18 в котельную.

На ТЭС, сжигающих газомазут­ное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравне­нию с пылеугольными ТЭС, отпада­ют угольный склад, дробильное от­деление, система транспортеров, бункера сырого угля и пыли, а так­же система золоулавливания и золошлакоудаления.

На ТЭС, сжигающих твердое топ­ливо в котлах с жидким шлакоудалением, зола сожженного в топке котла 19 топлива частично вытека­ет в виде жидкого шлака через сетку пола топки, а частично уно­сится дымовыми газами из котла, улавливается затем в электрофиль­тре 20 и собирается в бункерах ле­тучей золы. Посредством смывных устройств шлак и летучая зола подаются в самотечные каналы гидрозолоудаления 21, из которых гидрозолошлаковая смесь, пройдя предварительно металлоуловитель и шлакодробилку, поступает в багерный насос 22, транспортирую­щий ее по золопроводам на золоотвал. Наряду с гидрозолоудалени­ем находит применение пневмозолоудаление, при котором зола не сма­чивается и может использоваться для приготовления строительных материалов.

Дымовые газы после золоулови­теля дымососом ^ 23 подаются в ды­мовую трубу 24. При работе котла под наддувом необходимость уста­новки дымососов отпадает.

Подогретый пар из выходного коллектора пароперегревателя по паропроводу свежего пара ^ 25 поступает в цилиндр высокого давле­ния (ЦВД) паровой турбины 26а. После ЦВД пар по «холодному» па­ропроводу промежуточного пере­грева 27 возвращается в котел и поступает в промежуточный пароперегреватель 28, в котором пере­гревается вновь до температуры свежего пара или близкой к ней. По «горячей» линии промежуточно­го перегрева 27а пар поступает к цилиндру среднего давления. (ЦСД) 26б, затем — в цилиндр низкого давления (ЦНД) 26в и из него — в конденсатор турбины 29. Из конденсатосборника конденса­тора конденсатные насосы I ступе­ни 30 подают конденсат на фильт­ры установки очистки конденсата 31, после которой конденсатным на­сосом второй ступени 32 конденсат прокачивается через группу подо­гревателей низкого давления (ПНД) 33 в деаэратор 34. В деаэ­раторе вода доводится до кипения и при этом освобождается от раст­воренных в ней агрессивных газов О3 и СО2, что предотвращает кор­розию в пароводяном тракте. Деаэрированная питательная вода из аккумуляторного бака деаэратора, питаемого насосом 35, подается че­рез группу подогревателей высоко­го давления (ПВД) 36 в экономай­зер 37. Тем самым замыкается па­роводяной тракт, включающий в се­бя пароводяные тракты котла и турбинной установки.

В последние годы находит приме­нение нейтральный водный режим с дозированием газообразного кис­лорода во всасывающий коллектор конденсатных насосов II ступени. При этом прекращается дозировка в конденсат или питательную воду гидразина и аммиака, выпары де­аэратора закрываются.

Концентрация кислорода в воде 200—400 мкг/кг при высоком каче­стве обессоленного конденсата и от­сутствии органических соединений обеспечивает образование пассиви­рующих окисных пленок в конденсатно-питательном тракте, на по­верхностях нагрева ПВД и парово­го котла. Применение этого метода на новых энергоблоках приведет к. бездеаэраторной схеме.

Пароводяной тракт ТЭС являет­ся наиболее сложным и ответственным, ибо в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давле­ния пара и воды. Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы еще система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабо­чего тела и система технического водоснабжения ТЭС для подачи ох­лаждающей воды в конденсатор турбины.

Добавочная вода получается в результате химической очистки сы­рой воды, осуществляемой в спе­циальных ионообменных фильтрах химводоочистки 38. Из бака обессоленной воды 39 добавочная вода перекачивающим насосом подается в конденсатор турбины.

Охлаждающая вода прокачивает­ся через трубки конденсатора цир­куляционным насосом ^ 40 и затем поступает в башенный охладитель (градирню) 41, где за счет испаре­ния вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Си­стема водоснабжения с градирнями применяется преимущественно на ТЭЦ. На ТЭС применяются систе­мы водоснабжения с прудами-ох­ладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующе­гося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.

Электрический генератор ^ 42, вра­щаемый паровой турбиной, выраба­тывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор 43 идет на сборные шины 44 открытого распределитель­ного устройства (ОРУ) ТЭС. К вы­водам генератора через трансфор­матор собственных нужд 45 присо­единены также шины собственного расхода 46. Таким образом, собст­венные нужды энергоблока (элек­тродвигатели агрегатов собствен­ных нужд — насосов, вентиляторов, мельниц и т. п.) питаются от гене­ратора энергоблока. В особых слу­чаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуски и остановки) пита­ние собственных нужд обеспечива­ется через резервный трансформа­тор с шин ОРУ.

Надежное электропитание элек­тродвигателей агрегатов собствен­ных нужд обеспечивает надежность функционирования энергоблоков к ТЭС в целом. Нарушения электро­питания собственных нужд приво­дят к отказам и авариям.

Таким образом, описанная техно­логическая схема ТЭС представля­ет собой сложный комплекс взаимо­связанных трактов и систем: топ­ливный тракт, система пылеприготовления, пароводяной тракт, газо­воздушный тракт, шлакозолоудаление, электрическая часть, система приготовления добавочной воды, система технического водоснабже­ния.


^ 4. Классификация паровых котлов. Параметры и маркировка.
В зависимости от характеристики соответствующего тракта и его оборудования вводится соответствующая классификация паровых котлов.

По виду сжигаемого топлива различают паровые котлы для газообразного, жидкого и твердого топлива.

По особенностям газовоздушного тракта различают котлы с естественной тягой, с уравновешенной тягой и с наддувом. Паровые котлы, в которых движение воздуха и продуктов сгорания обеспечивается напором, возникающим под действием разностей плотностей атмосферного воздуха и газа в дымовой трубе, называются котлами с естественной тягой.

Если сопротивление газового тракта (так же как и воздушного) преодолевается работой дутьевых вентиляторов, то котлы работают с наддувом.

Котлы, в которых давление в топке и начального газохода поддерживается близким к атмосферному совместной работой дутьевых вентиляторов и называют котлами с уравновешенной тягой. В этих котлах воздушный тракт находится под давлением и его сопротивление преодолевается с помощью дутьевого вентилятора, а газовый тракт находится под разрежением (сопротивление этого тракта преодолевается дымососом). Работа газового тракта под разрежением позволяет уменьшить выбросы из газоходов в котельное помещение высокотемпературных газов и золы.

В настоящее время стремятся все котлы, в том числе и с уравновешенной тягой, изготовлять в газоплотном исполнении.

По виду водопарового (пароводяного) тракта различают барабанные и прямоточные котлы. Во всех типах котлов по экономайзеру и пароперегревателю вода и пар проходят однократно. Различие определяется принципом работы испарительных поверхностей нагрева.

В барабанных котлах пароводяная смесь в замкнутом контуре, включающем барабан, коллекторы, и испарительные поверхности нагрева, проходит многократно, причем в котлах с принудительной циркуляцией перед входом воды в трубы испарительных поверхностей ставят дополнительный насос. В прямоточных котлах рабочее тело по всем поверхностям нагрева проходит однократно под действием напора, развиваемого питательным насосом.

По фазовому состоянию выводимого из котла (топки) шлака различают котлы с твердым и жидким шлакоудалением. В котлах с твердым шлакоудалением (ТШУ) шлак из топки удаляется в твердом состоянии, а в котлах с жидким шлакоудалением (ЖМУ) шлак удаляется в расплавленном состоянии.

Паровые котлы характеризуются основными параметрами: номинальной паропроизводительностью, давлением, температурой пара (основного и промежуточного перегрева) и питательной воды.

Под номинальной паропроизводительностью понимают наибольшую нагрузку (т/ч или кг/с), которую стационарный котел должен обеспечивать в длительной эксплуатации при сжигании основного топлива (или при подводе номинального количества теплоты) при номинальных значениях температуры пара и питательной воды (с учетом допускаемых отклонений).

Номинальными давлением и температурой пара считают те, которые должны быть обеспечены непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальной производительности котла (для температуры - дополнительно при номинальном давлении и температуре питательной воды).

Номинальной температурой промежуточного перегрева пара называют температуру пара непосредственно за промежуточным пароперегревателем котла при номинальных значениях давления пара, температуры питательной воды, паропроизводительности, а также номинальных значениях остальных параметров пара промежуточного перегрева с учетом допускаемых отклонений.

Номинальная температура питательной воды - это температура, которую необходимо обеспечить перед входом воды в экономайзер или в другой относящийся к котлу подогреватель питательной воды (при их отсутствии – перед входом в барабан котла) при номинальной паропроизводительности.

По параметрам рабочего тела различают котлы низкого (мене 1 МПа), среднего (1-10 МПа) и сверхкритического давления (более 22,5 МПа). Наиболее характерные особенности котла и основные параметры вводятся в его обозначение. В принятых по ГОСТ 3619-82 обозначениях указывается тип котла, паропроизводительность (т/ч) и давление (МПа), температура перегрева и промежуточного перегрева пара, вид сжигаемого топлива и системы шлакоудаления для твердого топлива и некоторые другие особенности.

Буквенные обозначения типа котла и вида сжигаемого топлива: Е – с естественной циркуляцией, Пр – с принудительной циркуляцией, П – прямоточный, Пп – прямоточный с промежуточным перегревом; Еп – барабанный с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом; Г – газообразное топлива, М – мазут, Б – бурые угли, К – каменные угли, Т,Ж – соответственно с твердым и жидким шлакоудалением.

Например, котел барабанный с естественной циркуляцией производительностью 210 т/ч с давлением 13,8 МПа и температурой перегрева 565ºС на каменном угле с твердым шлакоудалением обозначают: Е-210-13,8-565 КТ.


^ 5. Основные виды турбин.
5.1. Реактивная турбина.
Турбина, в которой значительная часть потенциальной энергии рабочего тела (напор жидкости, теплоперепад газа или пара) преобразуется в механическую работу в лопаточных каналах рабочего колеса, имеющих конфигурацию реактивного сопла. У современных турбин окружное усилие, вращающее рабочее колесо, создаётся суммарным действием силы, возникающей при изменении направления потока рабочего тела в лопаточных каналах («активный» принцип), и реактивного усилия, развиваемого при возрастании скорости рабочего тела в них («реактивный» принцип). Отношение количества энергии, преобразованной в рабочих лопатках турбины, ко всему использованному количеству энергии называется степенью реактивности r (при r = 1 турбину называют чисто реактивной, а при r = 0 — чисто активной). Практически все турбины работают с какой-то степенью реактивности, однако реактивными турбинами обычно принято называть только те турбины, в которых по «реактивному» принципу преобразуется не менее 50% всей потенциальной энергии рабочего тела.


Схематический разрез небольшой реактивной турбины: 1 — кольцевая камера свежего пара; 2 — разгрузочный поршень; 3 — соединительный паропровод; 4 — барабан ротора; 5, 8 — рабочие лопатки; 6, 9 — направляющие лопатки; 7 — корпус.
^ 5.2. Многоступенчатая турбина.
Газовая или паровая турбина, в которой расширение пара или газа от начального, до конечного давления, и преобразование его тепловой энергии в механическую работу осуществляется не в одной, а в ряде последовательно расположенных ступеней. Каждая ступень в принципе представляет собой элементарную турбину и состоит из неподвижного соплового аппарата и подвижных рабочих лопаток. В сопловом аппарате происходит расширение пара или газа, на рабочих лопатках — преобразование кинетической энергии потока рабочего тела в работу вращения ротора турбины. Поскольку в каждой ступени используется только часть располагаемого перепада давления и тепла, скорости пара или газа в ней умеренные. Это позволяет получить хороший кпд при относительно невысокой частоте вращения ротора, что необходимо для непосредственного соединения турбины с приводимыми машинами (электрическими генераторами, компрессорами).

Число ступеней при проектировании многоступенчатой турбины выбирают с учётом заданных параметров рабочего тела, кпд и габаритных размеров турбины. С увеличением числа ступеней, улучшается экономичность, т. к. тепловые потери предыдущей ступени используются в последующей, но растут размеры, масса и стоимость турбины. При небольшом (до 10—15) числе ступеней их размещают в одном корпусе (цилиндре), при большем (до 30—40) — в двух или трёх корпусах. Практически все турбины, кроме маленьких вспомогательных, строят многоступенчатыми.

Рис. 1. Схематический продольный разрез активной турбины с тремя ступенями давления: 1 — кольцевая камера свежего пара; 2 — сопла первой ступени; 3 — рабочие лопатки первой ступени; 4 — сопла второй ступени; 5 — рабочие лопатки второй ступени; 6 — сопла третьей ступени; 7 — рабочие лопатки третьей ступени.
^ 5.3. Парогазотурбинные установки.
Перспективны комбинированные парогазотурбинные установки (ПГУ). В ПГУ топливо и воздух подводятся под давлением в камеру сгорания; продукты сгорания и нагретый воздух поступают в газовую турбину. После первых ступеней газовой турбины продукты сгорания отводятся в промежуточную камеру сгорания, в которой сжигается часть топлива за счёт избыточного кислорода, имеющегося в газах. Из промежуточной камеры сгорания продукты сгорания поступают в последующие ступени турбины, где происходят их дальнейшее расширение и охлаждение. Тепло отработавших газов может быть использовано для подогрева воды или выработки пара низкого давления в парогенераторе. Воздух в камеру сгорания подаётся компрессором, размещенным на одном валу с турбиной. Технология, схема Г. э. отличается простотой, малым количеством вспомогательного оборудования и трубопроводов. Комбинированная ПГУ в нормальном режиме работает по паротурбинному циклу, а для покрытия нагрузок в часы «пик» в энергосистеме переключается на парогазовый цикл. При этом удаётся получать высокие начальные температуры рабочего тела и сравнительно низкие температуры отвода тепла, что и определяет повышенный кпд у ПГУ при некотором снижении капитальных затрат.

Первая в СССР паро-газотурбинная установка общей мощностью 16 Мвт была пущена в 1964 на Ленинградской ГЭС-1 в качестве надстройки над существующей паровой турбиной (30 Мвт). Вслед за этой установкой был создан проект ПГУ мощностью 200 Мвт. В состав паро-газового блока входят: газовая турбина (35—40 Мвт), рассчитанная на температуру газа перед турбиной 700—770°С; серийная паровая турбина (160 Мвт) — на параметры пара 13 Мн/м2 и 565/565 °С; высоконапорный парогенератор производительностью 450 т/ч — на параметры пара 14 Мн/м2 и 570/570°С.

Двухкорпусная паровая турбина (со снятыми крышками): 1 — корпус высокого давления; 2 — лабиринтовое уплотнение; 3 — колесо Кертиса; 4 — ротор высокого давления; 5 — соединительная муфта; 6 — ротор низкого давления; 7 — корпус низкого давления.
^ 5.4. Конденсационная турбина.
Конденсационная турбина (К.т.), паровая турбина, в которой рабочий цикл заканчивается конденсацией пара. Одним из главных преимуществ К.т. по сравнению с любым другим двигателем является возможность получения в одной установке большой мощности (до 1200 Мвт и более). На всех крупных тепловых и атомных электростанциях для привода электрических генераторов применяются конденсационные турбины; кроме того, они применяются в качестве главных двигателей на кораблях, а также для привода доменных воздуходувок и т. д.

Мощные конденсационные турбины выполняются, как правило, многоцилиндровыми с развитой системой регенеративного подогрева питательной воды (до 8—9 отборов пара для подогрева). Конденсационные турбины мощностью свыше 100 МВт обычно бывают с однократным промежуточным перегревом пара.

В СССР первая конденсационная турбина была построена на Ленинградском металлическом заводе в 1924. Это была турбина мощностью 2 МВт, работавшая на паре с начальным давлением 1,1 МН/м2 (11кгс/см2) и температурой 300°С; в 1970 там же была изготовлена одновальная конденсационная турбина мощностью 800 МВт с начальным давлением пара 24 МН/м2 (240 кгс1см2) и температурой 540°С. Создаётся (1973) одновальная конденсационная турбина мощностью 1200 МВт, с промежуточным перегревом пара, не имеющая аналогов в мировом турбостроении.

На атомных электростанциях применяются главным образом конденсационные турбины насыщенного пара. У этих турбин расход пара примерно на 60—65% больше, чем у конденсационных турбин с перегревом пара равной мощности. Чтобы пропустить увеличенные расходы пара через последние ступени, необходимо увеличивать длину лопаток этих ступеней, что может быть достигнуто лишь при снижении частоты вращения конденсационной турбины. Поэтому К. т. мощностью 500 МВт и более выполняются, как правило, не на 3000 об/мин, а на 1500 об/мин. Харьковский турбинный завод им. С. М. Кирова выпускает К. т. насыщенного пара мощностью 220 и 500 МВт на 3000 об/мин и разрабатывает серию К. т. мощностью 500 и 1000 МВт на 1500 об/мин.

Разновидностью К. т. являются турбины с регулируемыми отборами пара для отопительных целей и для производственных нужд. Такие турбины, используемые для совместного производства электроэнергии и тепла, называют теплофикационными и устанавливают на теплоэлектроцентралях. В 1971 Уральским турбомоторным заводом изготовлена первая в мире теплофикационная турбина с промежуточным перегревом пара мощностью 250 МВт, рассчитанная на отпуск тепла в количестве 394 МВт (340 Гкал/ч).

6. Заключение.

^

Экологические проблемы тепловой энергетики.




За счет сжигания топлива (включая дрова и другие биоресурсы) в настоящее время производится около 90% энергии. Доля тепловых источников уменьшается до 80-85% в производстве электроэнергии. При этом в промышленно развитых странах нефть и нефтепродукты используются в основном для обеспечения нужд транспорта. Например, в США (данные на 1995 г.) нефть в общем энергобалансе страны составляла 44%,а в получении электроэнергии - только 3%. Для угля характерна противоположная закономерность: при 22% в общем энергобалансе он является основным в получении электроэнергии |52%). В Китае доля угля в получении электроэнергии близка к 75%, в то же время в России преобладающим источником получения электроэнергии является природный газ (около 40%), а на долю угля приходится только 18% получаемой энергии, доля нефти не превышает 10%.

В мировом масштабе гидроресурсы обеспечивают получение около 5-6% электроэнергии (в России 20,5%), атомная энергетика, дает 17-18% электроэнергии. В России ее доля близка к 12%, а в ряде стран она является преобладающей в энергетическом балансе (Франция - 74%, Бельгия -61%, Швеция - 45%).

Сжигание топлива - не только основной источник энергии, но и важнейший поставщик в среду загрязняющих веществ. Тепловые электростанции в наибольшей степени «ответственны» за усиливающийся парниковый эффект и выпадение кислотных осадков. Они, вместе с транспортом, поставляют в атмосферу основную долю техногенного углерода, около 50% двуокиси серы, 35% - окислов азота и около 35% пыли. Имеются данные, что тепловые электростанции в 2-4 раза сильнее загрязняют среду радиоактивными веществами, чем АЭС такой же мощности.

В выбросах ТЭС содержится значительное количество металлов и их соединений. При пересчете на смертельные дозы в годовых выбросах ТЭС мощностью 1 млн. кВт содержится алюминия и его соединений свыше 100 млн. доз, железа-400 млн. доз, магния - 1,5 млн. доз. 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.

Вместе с тем влияние энергетики на среду и ее обитателей в большей мере зависит от вида используемых энергоносителей (топлива). Наиболее чистым топливом является природный газ, далее следует нефть (мазут), каменные угли, бурые угли, сланцы, торф.

Хотя в настоящее время значительная доля электроэнергии производится за счет относительно чистых видов топлива (газ, нефть), однако закономерной является тенденция уменьшения их доли. По имеющимся прогнозам, эти энергоносители потеряют свое ведущее значение уже в первой четверти XXI столетия. Здесь уместно вспомнить высказывание Д. И. Менделеева о недопустимости использования нефти как топлива: «нефть не топливо - топить можно и ассигнациями».

Не исключена вероятность существенного увеличения в мировом энергобалансе использования угля. По имеющимся расчетам, запасы углей таковы, что они могут обеспечивать мировые потребности в энергии в течение 200-300 лет. Возможная добыча углей, с учетом разведанных и прогнозных запасов, оценивается более чем в 7 триллионов тони. При этом более 1/3 мировых запасов углей находится на территории России. Поэтому закономерно ожидать увеличения доли углей или продуктов их переработки (например, газа) в получении энергии, а, следовательно, и в загрязнении среды. Угли содержат от 0,2 до десятков процентов серы в основном в виде пирита, сульфата, закисного железа и гипса. Имеющиеся способы улавливания серы при сжигании топлива далеко не всегда используются из-за сложности и дороговизны. Поэтому значительное количество ее поступает и, по-видимому, будет поступать в ближайшей перспективе в окружающую среду. Серьезные экологические проблемы связаны с твердыми отходами ТЭС - золой и шлаками. Хотя зола в основной массе улавливается различными фильтрами, все же в атмосферу в виде выбросов ТЭС 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.

Выбросы ТЭС являются существенным источником такого сильного канцерогенного вещества, как бензопирен. С его действием связано увеличение онкологических заболеваний. В выбросах угольных ТЭС содержатся также окислы кремния и алюминия. Эти абразивные материалы способны разрушать легочную ткань и вызывать такое заболевание, как силикоз, которым раньше болели шахтеры. Сейчас случаи заболевания силикозом регистрируются у детей, проживающих вблизи угольных ТЭС.

Серьезную проблему вблизи ТЭС представляет складирование золы и ишаков. Для этого требуются значительные территории, которые долгое время не используются, а также являются очагами накопления тяжелых металлов и повышенной радиоактивности.

ТЭС - 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.).


^ 7. Список использованной литературы:


  1. Гиршфельд В. Я., Морозов Г. Н. «Тепловые электрические станции»: учеб. для техникумов. – 2-е изд., 1986 г.

  2. Деев Л. В., Котельные установки и их обслуживание, М., «Высшая школа», 1990 г.

  3. Резников М. И., Липов Ю. М., Паровые котлы тепловых электрических станций, М., Энергоиздат, 1981 г.

  4. Лосев С. М., Паровые турбины и конденсационные устройства, 10 изд., М. — Л., 1964 г.



Скачать файл (2843.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru