Некоммерческое

АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра промышленной теплоэнергетики

ИНЖЕНЕРНАЯ ЭКОЛОГИЯ

Методические указания к выполнению семестровых работ

для студентов всех форм обучения специальности 050717 – Теплоэнергетика

Алматы 2008

СОСТАВИТЕЛИ: Cултанбаева Б.М., Идрисова К.С., Туманова А.А. Инженерная экология. Методические указания к выполнению семестровых работ для студентов всех форм обучения специальности 050717 – Теплоэнергетика. – Алматы: АИЭС, 2008. - 34с.

Методические указания предназначены для студентов специальности 050717 – «Теплоэнергетика», содержат рабочую программу курса «Инженерная экология», задания к семестровым работам, рекомендации по их выполнению, перечень рекомендуемой литературы.

Введение

Проблемы защиты окружающей среды затрагивают всех людей. Пытаясь разобраться в причинах воздействия человека на окружающую среду, способах защиты от негативных проявлений этого воздействия, человечество создало множество наук и научных направлений. Одной из них является инженерная экология – прикладная дисциплина, представляющая собой систему научно обоснованных инженерно-технических мероприятий, направленных на сохранение качества окружающей среды в условиях растущего промышленного производства.

В результате изучения дисциплины студенты должны иметь представление:

- о состоянии и проблемах воздействия человеческой деятельности на окружающую среду;

- о подходах и этапах системно-структурного анализа к решению проблемы взаимодействия энергетики и окружающей среды;

- о законодательной базе экологической политики Республики Казахстан;

- об экологической обстановке в регионе и государстве;

- о рациональных методах использования воды и топлива.

В результате изучения дисциплины студенты должны уметь:

- использовать средства измерения для производственного мониторинга окружающей среды;

- определять размеры защитных зон;

- учитывать нормативы качества окружающей среды при проектировании и эксплуатации объектов теплоэнергетики и систем водоснабжения;

- выбирать наиболее эффективное в экологическом отношении построение технологического процесса;

- разрабатывать эффективные способы подавления образования вредных веществ и методы очистки выбросов промышленных предприятий.

В результате изучения дисциплины студенты должны владеть:

- основами экологического нормирования;

- методами расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и их снижения;

- методами очистки сточных вод ТЭС и промышленных предприятий;

- приемами проведения экологической экспертизы.

1 Программа курса «Инженерная экология»

1.1 Содержание теоретического раздела программы

1.1.1 Введение

Цель, объем и содержание курса «Инженерная экология». Основные задачи курса, роль в подготовке бакалавра по специальности «Теплоэнергетика». Природная среда, состояние и проблемы влияния человеческой деятельности на окружающую среду. Экология и комплексное энергоиспользование воды и топлива.

1.1.2 Проблема взаимодействия энергетики и окружающей среды

Структура, свойства и функционирование системы «Энергетика». Струк-

тура и свойства системы «Окружающая среда». Структура, свойства и особенности системы «Энергетика и окружающая среда». Анализ и оценка воздействия объектов энергетики на окружающую среду. Современное состояние энергетики Казахстана. Особенности воздействия тепловых электростанций и промышленных котельных на окружающую среду. Экологическая обстановка в регионе и Республике Казахстан.

1.1.3 Законодательная база экологической политики Республики Казахстан

Правовая охрана окружающей среды. Основные законодательные акты в области охраны окружающей среды. Концепция экологической безопасности Республики Казахстан на 2004 – 2015 годы. Программа устойчивого развития Республики Казахстан. Основные положения Закона РК об охране окружающей среды. Организация и управление природопользованием. Ответственность за нарушение природоохранного законодательства.

1.1.4 Основы экологического нормирования

Регламентация качества окружающей среды через ПДК, ПДВ, ВСВ, ПДС и ОБУВ. Экологическая документация на теплоэнергетических объектах. Проекты нормативов ПДВ, ПДС. Экологическая экспертиза. Экологический аудит. Стандартизация и сертификация качества окружающей среды.

1.1.5 Рациональное использование топлива

Характеристика вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу при сжигании топлива. Снижение выбросов твердых и жидких частиц, содержащихся в газообразных отходах промышленных предприятий и объектов теплоэнергетики. Обеспыливающие и каплеулавливающие устройства мокрого, комбинированного и конденсационного действия. Электрофильтры – принцип действия, конструкция и расчет.

1.1.6 Снижение выбросов оксидов азота, серы и углерода на ТЭС

Очистка топлива от серы. Методы очистки выбросов промышленных предприятий от оксидов серы. Методы подавления выбросов оксидов азота и углерода. Борьба с выбросами продуктов неполного сгорания (углеводородов, альдегидов, канцерогенных веществ). Газоочистка на АЭС. Состояние и перспективы использования нетрадиционных источников энергии.

1.1.7 Рациональное использование воды

Загрязнение водных бассейнов производственными сточными водами. Процессы, протекающие в водоемах и условия сброса сточных вод. Классификация сточных вод. Методы утилизации сточных вод. Классификация методов очистки сточных вод. Очистка сточных вод от нефтепродуктов. Снижение теплового загрязнения водоемов. Сточные воды системы ГЗУ ТЭС на твердом топливе и методы их очистки. Сточные воды ВПУ и методы их очистки. Сточные воды от обмывки наружных поверхностей котлов, работающих на сернистом мазуте, методы их очистки. Сточные воды от химических промывок и консервации основного оборудования и их очистка. Мембранные процессы очистки сточных вод. Сточные воды АЭС и методы их очистки. Захоронение жидких и радиоактивных отходов. Малосточные и бессточные технологии.

1.1.8 Мониторинг окружающей среды

Виды мониторинга окружающей среды. Расчет класса опасности производства и сроков проведения мониторинга. Методы измерений концентраций. Мониторинг загрязнения окружающей среды полигонами отходов.

1.1.9 Экологический риск и экономические аспекты природоохранной деятельности

Экологически опасная ситуация и понятие «экологический риск». Государственное разрешение на загрязнение окружающей среды. Допустимый риск и методы управления риском загрязнения окружающей среды. Оценка ущерба, наносимого народному хозяйству из-за загрязнения окружающей среды. Технико-экономическое обоснование природоохранных мероприятий от выбросов промышленных предприятий и энергоустановок. Сравнительная оценка различных природоохранных мероприятий.

1.2 Темы практических занятий

1.2.1 Расчет выбросов оксидов серы, углерода, азота при сжигании органического топлива.

1.2.2 Расчет высоты дымовой трубы.

1.2.3 Расчеты по применению и выбору электрофильтра.

1.2.4 Расчеты по очистке воды методами ионного обмена, мембранными методами.

1.3 Темы лабораторных занятий

1.3.1 Определение компонентного состава исходного топлива.

1.3.2 Определение выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании органического топлива.

1.3.3 Расчет рассеивания выбросов вредных веществ в атмосфере и выбор дымовой трубы.

1.3.4 Определение компонентного состава сточных вод фотоколориметрическим методом.

1.3.5 Очистка сточных вод методами ионного обмена и обратным осмосом.

2. Методические рекомендации к выполнению контрольных работ

Программа дисциплины «Инженерная экология» предполагает выполнение студентами двух семестровых работ.

Первая семестровая работа работа включает ответы на теоретические вопросы, затрагивающие различные тематики данного курса. Каждый студент выполняет вариант, обозначенный двумя последними цифрами номера студенческого билета (шифра) и состоящий из трех заданий. Ответы заданий должны быть исчерпывающими, логичными, достаточно краткими, по существу вопроса. Варианты заданий приведены в таблице 2.1.

2.1 Задания к семестровой работе № 1

1. Причины и последствия загрязнения атмосферы.

2. Распространение (перемещение и превращения) загрязняющих веществ в атмосфере.

3. Физико-химические основы технологии очистки выбросов от загрязнений.

4. Техника и технологии удаления взвешенных веществ из атмосферных выбросов (сухие и мокрые пылеуловители, электрофильтры).

5. Техника и технологии удаления газообразных веществ из примесей (адсорбционная, каталитическая очистка).

6. Проектирование технологических процессов очистки промышленных выбросов.

7. Радиоактивные загрязняющие вещества АЭС и их влияние на природу и человека.

8. Процессы преобразования и обогащения органического топлива (газификация, пиролиз)

9. Подавление выбросов загрязняющих веществ в различных отраслях промышленности (теплоэнергетика, черная и цветная металлургия, химическая, нефтеперерабатывающая и т.д.).

10. Тепловое загрязнение окружающей среды.

11. Расчет выбросов оксидов серы при сжигании органического топлива.

12. Расчет выбросов оксидов углерода при сжигании органического топлива.

13. Расчет выбросов оксидов азота при сжигании органического топлива.

14. Расчет высоты дымовой трубы.

15. Расчет электрофильтра.

16. Расчет обеспыливающих и каплеулавливающих устройств мокрого, комбинированного и конденсационного действия.

17. Расчет ионитных фильтров.

18. Строение атмосферы и модели турбулентной диффузии для расчета рассеивания выбросов.

19. Очистка жидкого органического топлива от серы на нефтеперерабатывающих заводах.

20. Особенности сжигания твердого топлива. Состав выбросов в атмосферу. Меры по снижению выбросов в атмосферу при сжигании твердого топлива.

21. Особенности сжигания жидкого топлива. Состав выбросов в атмосферу. Меры по снижению выбросов в атмосферу при сжигании жидкого топлива.

22. Особенности сжигания газообразного топлива. Состав выбросов в атмосферу. Меры по снижению выбросов в атмосферу при сжигании газообразного топлива.

23. Технико-экономическое обоснование природоохранных мероприятий от выбросов промышленных предприятий и энергоустановок.

24. Содержание токсичных веществ в топливе и дымовых газах.

25. Процессы превращения загрязнений в приземном слое атмосферы.

26. Нормы радиационной безопасности для атомных электростанций.

27. Переработка сернистых топлив перед сжиганием на ТЭС.

28. Альтернативное углеродсодержащее топливо.

29. Теплоэнергетика и ее воздействие на природную среду.

30. Гидроэнергетика и ее воздействие на природную среду.

31. Ядерная энергетика и ее воздействие на природную среду.

32. Альтернативная природосберегающая энергетика.

33. Методы подавления образования оксидов азота в топках котлов.

34. Вентиляционные установки атомных электростанций.

35. Дезактивация газообразных радиоактивных отходов.

36. Очистка вентиляционного воздуха на атомных электростанциях.

37. Распространение в атмосфере выбросов электростанций.

38. Выбор числа дымовых труб на тепловых электростанциях и предельные подключаемые мощности.

39. Очистка сточных вод ТЭС и промышленных котельных.

40. Очистка сточных вод в различных отраслях промышленности (теплоэнергетика, черная и цветная металлургия, химическая, нефтеперерабатывающая пищевая и т.д.).

41. Сточные воды АЭС и методы их очистки.

42. Малосточные и бессточные технологии.

43. Основные технологические процессы в схеме обезвреживания сточных вод от химических очисток.

44. Мембранные процессы очистки сточных вод.

45. Системы очистки стоков с активным илом.

46. Полная комплексная схема очистки сточных вод от нефтепродуктов.

47. Пути сокращения количества сточных вод.

48. Технико-экономическое сравнение некоторых методов подготовки добавочной воды на ТЭС.

49. Организация химического контроля при очистке сточных вод на ТЭС.

50. Перспективные методы анализа сточных вод промышленных предприятий и ТЭС.

51. Рассчитайте годовую потребность в Са(ОН)₂ для нейтрализации SO₂ на ТЭС мощностью 1000 МВт, работающей на мазуте.

52. В газовых выбросах обнаружены диоксид серы, углеводороды, фенол и пары ртути. Предложите методы очистки газов от вредных компонентов.

53. Рассчитайте время с течением которого электромобиль мощностью 40 кВт может двигаться, работая на метанольном топливном элементе с КПД 60,6% при начальном запасе метанола 50 кг.

54. На сколько литров (при н.у.) снизится выброс СО₂за 140 км пути из транспортного средства мощностью 80 кВт, работающего на метане и двигающегося со скоростью 70 км/ч, при замене автомобиля с КПД 20% на электромобиль с топливными элементами с КПД 40%?

55. Возможна ли самопроизвольная реакция в нейтрализаторе автомобиля между СО и Н₂О при 350К с образованием нетоксичных веществ: а) при стандартных состояниях веществ; б) при относительных парциальных давлениях продуктов реакции, равных 1, и исходных веществ, равных двум? Какие факторы будут влиять на увеличение выхода продуктов реакции?

56. Как изменится состав продуктов реакции в выбросах автомобилей при замене октана С₈Н₁₈ на водород? Возможна ли самопроизвольная реакция между водородом и оксидом азота NO в нейтрализаторе автомобиля с образованием нетоксичных продуктов при 400К и при стандартных состояниях всех веществ?

57. Если принять, что каменный уголь содержит (массовые доли в %): углерода – 85, водорода -7, серы -3 и воды -5, то какие вредные компоненты и в каких объемных соотношениях будут находиться в продуктах горения:

а) при недостатке кислорода (углерод сгорает до СО); при полном сгорании компонентов?

58. Тепловая электростанция мощностью 1000 МВт ежемесячно

выбрасывает 4388т SO₂, 1800т NO₂ и 6,7т СО. Какие полезные продукты можно получить из этих выбросов? Напишите уравнения химических реакций получения этих продуктов. Рассчитайте массы продуктов, которые теоретически можно ежемесячно получать из этих выбросов.

59. В выхлопах автомобилей имеется большое число различных компонентов, в том числе NO, NO₂, CO, H₂O, CH₄. Приведите уравнения реакций взаимодействия этих компонентов и продуктов реакции друг с другом с образованием нетоксичных продуктов. Возможны ли эти реакции при 298К и стандартных состояниях веществ? Определите области температур, в которых эти реакции возможны.

60. Если концентрация растворенного вещества кадмия (ПДК 10-2 мг/л) в сточной воде составляет 10 ммоль/л, то во сколько раз необходимо разбавить воду, чтобы можно было сливать ее в канализацию?

61. Рассчитайте уменьшение концентрации цианид-ионов в сточных водах после ОН-анионирования, если концентрация ионов ОН^- возросла на 34 мг/л.

62. Рассчитайте теоретический часовой расход гипохлорита натрия на окисление цианид-иона в сточных водах, содержащих 26 мг/л СN^-, если в сутки сбрасывается сточная вода массой 1000т (плотность 1,02 г/см³).

63. Сточная вода содержит коллоидные частицы, оксиды хрома, ионы Сd²⁺, Pb²⁺, CN^- и фенол. Предложите методы очистки сточной воды.

64. Какое количества электричества потребуется для электроосаждения свинца из 1000л сточных вод, содержащих 0,03 г/л Рb²⁺ при выходе по току 70% ?

65. Рассчитайте уменьшение концентрации ионов кадмия в сточных водах после Na-катионирования, если концентрация ионов натрия возросла на 46 мг/л.

66. Во сколько раз необходимо разбавить сточную воду, содержащую 0,001 моль/л фенола, чтобы ее можно было сливать в водоем, если ПДКв фенола равна 0,001 мг/л?

67. В 10 м³сточной воды имеется гидразин N₂H₄ с концентрацией 0,032г/л. Какой объем воздуха (н.у.), продуваемого через сточную воду, необходим для полного окисления гидразина (при условии полного использования кислорода на окисление гидразина)?

68. Рассчитайте теоретический часовой расход гипохлорита натрия на окисление цианид-ионов в сточных водах, содержащих 26г/л CN^- при сбросе в час 45т воды (плотность 1,02 г/см³).

69. Если в насыщенную по ионам свинца сточную воду добавить сульфат натрия с активностью ионов SO, равной 0,03 моль/л, то какую активность будут иметь ионы свинца в этой воде?

70. Во сколько раз необходимо разбавить сточную воду, содержащую 0,001 моль/л КСN, чтобы ее можно было сливать в водоем?

71. Какое количество ионов Na⁺ должно перейти в 1000л сточной воды, содержащей 0,001 г/л Ве²⁺, при удалении вредных ионов методом

Na-катионирования?

72. В 1000л сточной воды находится фенол с концентрацией 0,094 г/л и СН₃ОН с концентрацией 0,032 г/л. Какая масса пероксида водорода необходима для полного окисления этих примесей?

73. Снизится ли концентрация Pb²⁺до значения ПДКв, если в сточную воду, насыщенную сульфатом свинца, добавить 10^-2 моль/л ионов SO? При расчетах принимайте активности ионов равными концентрациям. Какая должна быть минимальная активность сульфат-ионов, чтобы концентрация свинца снизилась до значения ПДКв?

74. Какое количество электричества необходимо для электрохимического окисления фенола с целью снижения его концентрации с 0,01 мг/л до ПДК (0,001 мг/л) в сточной воде объемом 1000л при условии 100% выхода по току?

75. Рассчитайте уменьшение концентрации ионов ртути в сточных водах после Na-катионирования, если концентрация ионов натрия возросла на 69 мг/л.

76. В 1000л сточной воды находятся ионы Li⁺ с концентрацией 0,0439 мг/л. Какое количество ионов натрия перейдет в воду в результате Na-катионирования при достижении ПДКв по Li⁺?

77. Снизится ли концентрация Cu²⁺ до значения ПДКв, если в сточную воду, насыщенную гидроксидом меди, добавить 10^-5 моль/л гидроксид-ионов? При расчетах принимайте активности ионов равными концентрациям. Какая должна быть минимальная активность гидроксид-ионов, чтобы концентрация ионов меди снизилась до значения ПДКв?

78. Рассчитайте уменьшение количества ионов NO в 1000л сточной воды, в которую при ОН^--анионировании перешло 17г ионов ОН^-.

79. В 1000л сточной воды находится комплексная соль Na₂[Cd(CN)₄], концентрация которой равна 0,262г/л. Рассмотрите возможность удаления этой соли методом химического обессоливания. Напишите уравнения реакций диссоциации этой соли и ионного обмена. Рассчитайте количество молей воды, которое должно быть получено при полном удалении ионов соли. Рассчитайте теоретические массы Н₂SО₄ и NаОН, которые необходимы для регенерации ионитов.

80. Предприятие выбрасывает в воздух NO, CO, SO₂ и в сточные воды – метанол, N₂H₄, Cd²⁺, CN^- и пероксид водорода. Предложите схему безотходного процесса утилизацией этих веществ. Напишите уравнения соответствующих реакций.

Т а б л и ц а 2.1 - Варианты заданий семестровой работы № 1

Номер варианта	Номер задания	Номер варианта	Номер задания
01	1 21 61	51	22 52 72
02	2 22 62	52	23 53 73
03	3 23 63	53	24 54 74
04	4 24 64	54	25 55 75
05	5 25 65	55	26 56 76
06	6 26 66	56	27 57 77
07	7 27 67	57	28 58 78
08	8 28 68	58	29 59 79
09	9 29 69	59	30 60 80
10	10 30 70	60	1 31 61
11	11 31 51	61	2 32 62
12	12 32 52	62	3 33 63
13	13 33 53	63	4 34 64
14	14 34 54	64	5 35 65
15	15 35 55	65	6 36 66
16	16 36 56	66	7 37 67
17	17 37 57	67	8 38 68
18	18 38 58	68	9 39 69
19	19 39 59	69	10 40 70
20	20 40 60	70	11 41 71
21	21 41 61	71	12 42 72
22	22 42 62	72	13 43 73
23	23 43 63	73	14 44 74
24	24 44 64	74	15 45 75
25	25 45 65	75	16 46 76
26	26 46 66	76	17 47 77
27	27 47 67	77	18 48 78
28	28 48 68	78	19 49 79
29	29 49 69	79	20 50 80
30	30 50 70	80	22 52 72
31	1 31 61	81	23 53 73
32	2 32 62	82	24 54 74
33	3 33 63	83	25 55 75
34	4 34 64	84	26 56 76
35	5 35 65	85	27 57 77
36	6 36 66	86	28 58 78
37	7 37 67	87	29 59 79
38	8 38 68	88	30 60 80
39	9 39 69	89	1 42 62
40	11 41 71	90	2 43 63
41	12 42 72	91	3 44 64
42	13 43 73	92	4 45 65
43	14 44 74	93	5 46 66
44	15 45 75	94	6 47 67
45	16 46 76	95	7 48 68
46	17 47 77	96	8 49 69
47	18 48 78	97	9 50 70
48	19 49 79	98	10 51 71
49	20 50 80	99	11 52 72
50	21 51 61	00	12 53 73

2.2 Семестровая работа №2 «Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу»

2.2.1 Методические указания к расчету

Недостаточное внедрение на ТЭС средств инструментального контроля вредных продуктов сгорания в дымовых газах, а также необходимость оценки выбросов токсичных веществ на стадиях проектирования и реконструкции котлов являются причинами широкого использования различных расчетных методик.

2.2.1.1 Твердые частицы

Твердые частицы, присутствующие в дымовых газах, представляют собой совокупность летучей золы и несгоревшего в топке топлива (кокса). Массовый выброс твердых частиц М_тв (г/с или т) вычисляется по одному из нижеприведенных балансовых уравнений:

(2.1)

или при отсутствии экспериментальных данных о содержании горючих в

уносе:

, (2.2)

где В – расход натурального топлива, г/с (т);

А^р – зольность топлива на рабочую массу, %;

а_ун- доля золы, уносимой газами из котла (доля золы топлива в уносе, принимается в соответствии с данными, приведенными в таблице 2.2);

η_зу- доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях, с учетом залповых выбросов;

Г_ун – содержание горючих в уносе, %;

q₄ – потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, % ( для твердых топлив принимается в соответствии с нормативным документом «Тепловой расчет котельных агрегатов», для мазутных котлов q₄ = 0,02%);

Q - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

32,68 – теплота сгорания углерода, МДж/кг.

При этом количество летучей золы М_зв г/с (т) (так называемая минеральная часть твердых продуктов сгорания), входящее в суммарное количество твердых частиц, уносимых в атмосферу, вычисляется по формуле

М_з = 0,01 В а_ун А^р (1 - η_зу) (2.3)

Т а б л и ц а 2.2 - Характеристика сжигания топлива в топках котлов малой мощности

Тип топки	Топливо	Х	а_ун	q₃, %	q₄, %
С неподвижной решеткой и ручным забросом топлива	Бурые каменные угли	0,0023	1.6 - 1.8	2.0	8.0 - 7.0
	Антрацит АС и АМ	0.0030	1.6 - 1.8	2.0	9.0 – 8.0
	АРШ	0.0078	1.6 - 1.8	2.0	9.0 – 8.0
С пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой	Бурые каменные угли	0.0026	1.6 - 1.8	0.5 - 1.0	9.0 – 8.0
	Антрацит АРШ	0.0088	1.6 - 1.8	0.5 - 1.0	13.5 – 10.0
С пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой прямого и обратного хода	Антрацит АС и АМ	0.0020	1.5 – 1.6	0.5 - 1.0	6.5 – 5.0
	Бурые каменные угли	0.0035	1.5 – 1.6	0.5 - 1.0	5.5 – 4.5
Шахтная	Твердое топливо	0.0019	1.5 – 1.6	2.0	2.0
Шахтно-цепная	Торф кусковой	0.0019	1.4 – 1.5	1.0	2.0
Наклонно-переталкивающая	Эстонские сланцы	0.0025	1.5 - 1.6	0.5 – 1.0	2.0
Слоевые топки бытовых теплогенераторов	Дрова	0.0050	1.5 - 1.6	1.0 – 2.0	2.0
	Бурые угли	0.0011	1.5 - 1.6	1.0 – 2.0	6.0 – 4.0
	Каменные угли	0.0011	1.5 - 1.6	0.5 – 1.5	7.0 – 5.0
	Антрацит тощие угли	0.0011	1.5 - 1.6	0.5 – 1.0	8.0 – 6.0
Камерные топки: паровые и водогрейные котлы паровые и водогрейные котлы бытовые теплогенераторы	Мазут	0.010	1.5 - 1.6	0.5 - 1.0	-
	Газ природный, попутный	0.000	1.3 - 1.4	0.5	-
	Легкое жидкое топливо	0.010	1.4 – 1.5	0.5	-
	Твердое топливо (пылевидное сжигание)	0.010	1.5 – 1.6	0.5	5.0 – 3.0
	Газ	0.000	1.3 – 1.4	0.5
	Легкое жидкое топливо	0.010	1.5 – 1.6	0.5

В свою очередь, количество твердых (коксовых) частиц М_к в г/с (т), образующихся в топке в результате механического недожога топлива и выбрасываемых в атмосферу в виде коксовых остатков при сжигании твердого топлива или в виде сажи при сжигании мазута (органическая часть твердых продуктов сгорания), определяют по формуле

М_к = М_тв + М_з. (2.4)

Приведенные формулы весьма чувствительны к погрешностям измерения КПД золоуловителя η_зу. Так, переход с η_зу = 0,99 на 0,98 означает удвоение массы выбросов твердых частиц.

Т а б л и ц а 2.3 - Величины коэффициента а_ун для различных топочных устройств

Тип топочного устройства	Величина а_ун
Открытые топки с ТШУ	0,95
Открытые топки с ЖШУ	0,7…0,85
Полуоткрытые топки с ЖШУ	0,6…0,8-
Двухкамерные топки	0,5…0,6
Топки с вертикальными предтопками	0,2…0,4
Горизонтальные циклонные топки	0,1…0,15
Газомазутные топки	1,0

2.2.1.2 Мазутная зола (в пересчете на ванадий)

Мазутная зола представляет собой сложную смесь, состоящую в основном из оксидов металлов. Биологическое ее воздействие на окружающую среду рассматривается как воздействие единого целого. В качестве контролирующего показателя принят ванадий, по содержанию которого в золе установлен санитарно-гигиенический норматив – ПДК.

Суммарное количество мазутной золы (М_м.з) в пересчете на ванадий

(в г/с или т), поступающее в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании мазута, вычисляют по формуле

(2.5)

где Q_v – количество ванадия, находящегося в 1 т мазута, г/т;

В – расход натурального топлива (при определении выбросов мазутной золы М_м.з в г/с расход топлива берется в т/ч; при определении М_м.з в т расход В берется в т);

η_ос- доля ванадия, остающегося с твердыми частицами на поверхности нагрева мазутных котлов:

· для котлов с промперегревателями, очистка поверхностей которых производится в остановленном состоянии η_ос = 0,07;

· для котлов без промперегревателей при тех же условиях очистки

η_ос = 0,07;

· для остальных случаев η_ос = 0;

степень очистки дымовых газов от мазутной золы в золоулавливающих установках, %;

k_n – коэффициент пересчета:

· при определении выбросов М_м.з в граммах в секунду k_n = 0,278 ∙ 10^-3;

· при определении М_м.з в тоннах k_n = 10^-6.

Количество ванадия в мазуте G_v (г/т) может быть определено одним из двух способов:

· по результатам химического анализа мазута:

Q_v = а_v ∙ 10⁴, (2.6)

где а_v – фактическое содержание элемента ванадия в мазуте, %;

· по приближенной формуле (при отсутствии данных химического анализа):

Q_v = 2222 ∙ А^р, (2.7)

где А^р – содержание золы в мазуте на рабочую массу, %.

Степень очистки газов от мазутной золы (в пересчете на ванадий), %,

в специально применяемых для этого батарейных циклонах определяется по формуле:

(2.8)

где общая степень улавливания твердых частиц, образующихся при сжигании мазута в котлах ТЭС и котельных, %.

Данная зависимость действительна при выполнении условия

65% < < 85%.

При совместном сжигании мазута и твердого топлива в пылеугольных котлах степень улавливания мазутной золы в пересчете на ванадий (, %) в золоулавливающих установках вычисляется по формуле

= ∙ С , (2.9)

где - общая степень улавливания твердых частиц при сжигании угля, %,

С – коэффициент, равный

· электрофильтры – 0,6;

· мокрые аппараты – 0,5;

· батарейные циклоны – 0,3.

2.2.1.3 Оксиды серы SO_x

Суммарное количество образовавшихся при сжигании сернистых топлив оксидов серы SO_x = SO₂+ SO₃ принято определять в пересчете на диоксид серы SO₂. Расчет массового выброса оксидов серы (г/с) выполняется по следующему балансовому стехиометрическому выражению:

= (3.0)

где В – расход натурального топлива, кг/с;

S^p – содержание серы в топливе на рабочую массу, %;

доля оксидов серы, связываемых летучей золой в газоотходах котла;

зависит от зольности топлива и содержания свободной щелочи в летучей золе;

доля оксидов серы, улавливаемых в золоуловителе;

доля оксидов серы, улавливаемых в установках сероочистки дымовых газов, величина принимается по паспортным данным установки;

n_о, n_k- длительность работы установки сероочистки и котла соответственно, ч/год.

Доля оксидов серы , улавливаемых в сухих золоуловителях (электрофильтрах, батарейных циклонах), принимается равной нулю.

Т а б л и ц а 2.4 - Величины коэффициента при факельном сжигании топлив

Топливо
Торф	0,015
Сланцы эстонские и ленинградские	0,8
Сланцы других месторождений	0,5
Экибастузский уголь	0,02
Березовские угли Канско-Ачинского бассейна
- для топок с твердым шлакоудалением	0,5
- для топок с жидким шлакоудалением	0,2
Другие угли Канско-Ачинского бассейна
- для топок с твердым шлакоудалением	0,2
- для топок с жидким шлакоудалением	0,05
Угли других месторождений	0,1
Мазут	0,02
Газ	0

В мокрых золоуловителях эта доля зависит от расхода и общей щелочности орошаемой воды и от приведенной сернистости S^пр, которая определяется как

, (3.1)

где - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг.

При принятых на тепловых электростанциях удельных расходах воды на орошение золоуловителей 0,1…0,15 л/нм³ определяется по рис. 2.1.

При наличии в топливе сероводорода расчет выбросов дополнительного количества оксидов серы в пересчете на SO₂ ведется по формуле:

, (3.2)

где [H₂S] – содержание сероводорода в топливе, %.

Рисунок 2.1 - Степень улавливания оксидов серы в мокрых золоуловителях в зависимости от приведенной сернистости топлива и щелочности орошающей воды (щелочность орошающей воды, мг-экв/л: 1- 10.0, 2-5.0, 3-0)

2.2.1.4 Монооксид углерода СО

Концентрацию моноксида углерода СО в дымовых газах расчетным путем определить невозможно. Это объясняется существенной зависимостью процессов образования и окисления СО от способа сжигания топлива, режимных условий. Поэтому расчет валовых выбросов СО следует выполнять по данным инструментальных замеров. В этом случае массовый выброс монооксида углерода М_СО (г/с) находится по формуле

М_СО = С_СО ∙ Q_г , (3.3)

где С_СО- концентрация СО в дымовых газах (г/м³), определенная с помощью газоанализаторов;

Q_г – расход дымовых газов (м³/с) в сечении газохода, в котором производилось определение содержания СО.

В качестве первого приближения массовый выброс монооксида углерода

М_СО (г/с) может быть оценен с помощью следующего выражения:

, (3.4)

где Q_CO – удельный массовый выход монооксида углерода при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива при эксплуатационных режимах работы котла, г/кг или кг/т (г/м³);

B – расход натурального топлива за рассматриваемый период, кг/с (м³/с);

q₄ - потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %.

В свою очередь, удельный выход монооксида углерода Q_CO , г/кг или кг/т (г/м³ или кг/10³ м³) определяется как

, (3.5)

где q₃ – потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, %;

R - коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленной содержанием СО в продуктах сгорания:

- для твердых топлив R = 1;

- для газа R = 0,5;

- для мазута R = 0,65;

- низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг (МДж/м³).

При сжигании газа и мазута с предельно малыми избытками воздуха

(α = 1,01…1,05) следует принимать q₃ = 0,15%; при α > 1,05 следует принимать q₃ = 0. При сжигании мазута рекомендуется принимать q₄ = 0,02%.

Для расчета валового выброса монооксида углерода М_СО (т) за какой-нибудь определенный период времени (месяц, год) удобнее использовать следующее выражение:

, (3.6)

где В – расход натурального топлива за рассматриваемый период времени, т (тыс. м³).

2.2.1.5 Оксиды азота

Суммарный массовый выброс оксидов азота NO_x в пересчете на NO₂ (г/с или т), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива, рассчитывается по соотношению

β₁ ∙ (1 – ε₁r) β₂ ∙ β₃ ∙ ε₂(1 – η_аз ), (3.7)

где В – расход условного топлива, т/ч (или т);

- коэффициент, характеризующий удельный выход оксидов азота на 1 т сжигаемого топлива, кг/т;

q₄ – потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %;

β₁– коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива;

β₂ – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок и равный:

· для вихревых горелок – 1,0;

· для прямоточных горелок – 0,85;

β₃ – коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления и равный:

· при твердом шлакоудалении – 1,0;

· при жидком шлакоудалении – 0,85;

ε₁- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов на выход оксидов азота в зависимости от условий подачи их в топку;

ε₂- коэффициент, характеризующий уменьшение выбросов оксидов азота (при двухступенчатом сжигании) при подаче части воздуха δ_впомимо основных горелок при условии сохранения общего избытка воздуха за котлом, определяется по рис. 2.2;

r - степень рециркуляции дымовых газов;

η_аз – доля оксидов азота, улавливаемых в азотоочистной установке;

n_о, n_к – длительность работы соответственно азотоочистной установки и котла, ч/год;

k_п- коэффициент пересчета:

· при валовых выбросах в граммах в секунду k_п = 0,278;

· при расчете выбросов в тоннах k_п = 10^-3.

Коэффициент вычисляется по следующим эмпирическим формулам:

· для паровых котлов производительностью 30…75 т/ч:

, (3.8)

где D_н и D_ф– соответственно номинальная и фактическая паропроизводительность котла, т/ч;

· для водогрейных котлов мощностью 125…210 ГДж/ч (30…50 Гкал/ч):

, (3.9)

е Q_н и Q_ф – соответственно номинальная и фактическая тепловая мощность котла, ГДж/ч.

Примечание. В случае сжигания твердого топлива в формулы (3.5) и (3.6) вместо D_фиQ_ф подставляются соответственно D_ниQ_н.

Рисунок 2.2 - Значение коэффициента ε₂ в зависимости от доли воздуха, подаваемого помимо основных горелок (1 – мазут, 2 – уголь, 3 - газ)

Значения коэффициента β₁ принимаются :

· при сжигании твердого топлива:

при α_т ≤ 1,25 β₁ = 0,178 + 0,47 ∙ N^p;

при α_т > 1,25 β₁ = (0,178 + 0,47 ∙ N^г) ∙ α_т/1,25,

где N^г – содержание азота в топливе на горючую массу, %;

· при сжигании жидкого и газообразного топлива:

при α_т > 1,05 β₁ = 1,0;

при 1,03 ≤ α_т ≤ 1,05 β₁ = 0,9;

при α_т< 1,03 β₁ = 0,75.

При одновременном сжигании двух видов топлива и расходе одного из них более 90% значение коэффициента β₁следует принимать по основному виду топлива. В остальных случаях коэффициент β₁ определяют как среднее взвешенное значение для двух видов топлива:

, (4.0)

где - соответственно коэффициенты и расходы топлива каждого вида на котел.

Значения коэффициента ε₁ при номинальной нагрузке и степени рециркуляции дымовых газов r менее 20% принимают равными:

· при сжигании газа и мазута и вводе газов рециркуляции

- под топки (при расположении горелок на вертикальных экранах)- 0,0025;

- через шлицы под горелками – 0,015;

- по наружному каналу горелок – 0,025;

- в воздушное дутье и в рассечку двух воздушных потоков – 0,035;

· при высокотемпературном сжигании твердого топлива и в виде газов рециркуляции:

- в первичную аэросмесь 0,010;

- во вторичный воздух – 0,005;

· при низкотемпературном сжигании твердого топлива ε₁ = 0.

При нагрузке меньше номинальной коэффициент ε₁ умножают на коэффициент , определяемый по соотношению

. (4.1)

Формула (3.8) справедлива при выполнении условия 0,5 ≤ D_ф/D_н ≤ 1.

2.2.1.6 Определение минимальной высоты источника выброса

Назначение дымовой трубы – рассеивание содержащихся в дымовых газах вредных веществ так, чтобы их концентрация в приземном слое не превышала предельно допустимых концентраций (ПДК).

Дымовые трубы стандартизированы. Высота труб выбирается с шагом по высоте в 30м из ряда: 120, 150, 180, 240, 270, 300, 330, 360, 390, 400, 450м. Диаметры устья трубы, м: 6,0; 7,2; 8,4; 9,6; 10,8; 12,0; 13,8.

Значение высоты дымовой трубы (Н) рассчитывается по формуле:

, (4.2)

где А – коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы.

Значение коэффициента А, соответствующее неблагоприятным метереологическим условиям, при которых концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе максимальна, принимается равным:

· 250 – для районов Средней Азии южнее 40 с.ш., Бурятской АССР и Читинской области;

· 200 – для Европейской территории СНГ, для районов России южнее 50 с.ш., для остальных районов Нижнего Поволжья, Кавказа, Молдавии, для Азиатской территории СНГ, для Казахстана, Дальнего Востока и остальной территории Сибири и Средней Азии;

· 180 – для Европейской территории СНГ и Урала от 50 до 52 с.ш., за исключением попадающих в зону перечисленных выше районов и Украины;

· 160 – для Европейской территории СНГ и Урала севернее 52 с.ш., а также для Украины (для расположенных на Украине источников высотой менее 200м в зоне от 50 до 52 с.ш. – 180, а южнее 50 с.ш. - 200).

· 140 – для Московской, Тульской, Рязанской, Владимирской, Калужской, Ивановской областей.

М – мощность выброса вредных веществ, г/с:

(4.3)

V_г – расход газовоздушной смеси на трубу, м³/с.

В расчете принимаются сочетания М и V_г, реально имеющие место в течение года при установленных (обычных) условиях эксплуатации предприятия, при которых достигается максимальное значение концентрации вредных веществ, С_м.

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе:

· F = 1 для газообразных вредных веществ и мелкодисперсных аэрозолей (пыли, золы и т.п, скорость оседания которых практически равна нулю);

· F = 2 для мелкодисперсных аэрозолей (кроме указанных выше) при среднем эксплуатационном коэффициенте очистки выбросов не менее 90%;

· F = 2,5 при степени очистки от 75 до 90%;

· F = 3 при отсутствии очистки.

D - диаметр устья трубы, м.

, (4.4)

где ω₀ – скорость выхода дымовых газов из трубы, м/с, которая определяется в зависимости от высоты дымовой трубы (задается ориентировочно).

Высота трубы, м: 120, 150, 180, 240, 330 – 420.

Скорость газов, м/с: 15 – 25, 25 – 30, 25 – 35, 30 – 40, 35 - 45.

η – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности, в случае ровной или слабопересеченной местности η = 1.

С_ф – фоновая концентрация вредных веществ, характеризующая загрязнение атмосферы, создаваемое другими источниками.

По ориентировочно принятой высоте трубы определяются безразмерные коэффициенты m и n, учитывающие условия выхода дымовых газов из трубы

Значения коэффициентов m и n рассчитываются в зависимости от параметров f , υ_m : f = 1000 ; (4.5)

. (4.6)

Значение m определяется по формулам:

при < 100, (4.8)

при ≥ 100. (4.9)

Коэффициент n определяется:

n = 1 при > 2, (5.0)

n = 0,532 ∙ при 0,5 ≤ < 2, (5.1)

n = 4,4 при < 0,5. (5.2)

∆Т – разность между температурой выбрасываемых дымовых газов (из теплового расчета котельного агрегата) и средней максимальной температурой наружного воздуха наиболее жаркого месяца года данного района.

2.2.2 Содержание семестровой работы

2.2.2.1 Произвести расчет выбросов вредных веществ в атмосферу города Казахстана при сжигании топлива в котельном агрегате.

2.2.2.2 Построить кривые рассеяния вредных веществ в атмосфере.

2.2.2.3 Рассчитать высоту дымовой трубы.

2.2.2.4 Проанализировать полученные результаты, предложить меры по снижению выбросов загрязняющих веществ.

2.2.2.5 Работу оформить в соответствии с требованиями «Стандарта фирменного. Работы АИЭС», объем работы 7-10 страниц.

Вариант задания и исходные данные приведены в таблице 2.5.

Номер варианта задания	01	02	03	04	05	06	07	08
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с водогрейными котлами
Тип котельного агрегата	камерные топки паровых и водогрейных котлов
Вид топлива	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут
Расход топлива, В, т/час	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350
Влажность топлива, W, %	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000
Зольность топлива, А^р, %	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050
Содержание серы S, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Содержание углерода С, %	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650
Содержание водорода Н, %	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700
Содержание азота + кислорода, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300
КПД золоуловителя, η, %	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Коэффициент Х	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320
q₄, потеря теплоты от неполноты горения, %	0,020	0,019	0,018	0,017	0,016	0,020	0,019	0,018
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,250	1,240	1,230	1,220	1,210	1,200	1,190	1,180
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная теплопроизводительность котла, Q, МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Действительная теплопроизводительность котла, Q_д, МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Число дымовых труб	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	25,000	30,000	25,000	30,000	25,000	30,000	25,000	30,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	20,20	22,30	24,20	20,30	20,20	22,20	22.60
Номер варианта задания	09	10	11	12	13	14	15	16
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с паровыми котлами
Тип котельного агрегата	топки с неподвижной решеткой и ручным забросом угля
Вид топлива	уголь Экибастузский при твердом шлакоудалении
Расход топлива, В, т/час	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500
Влажность топлива, W, %	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000
Зольность топлива, А^р, %	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050
Содержание серы S, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Содержание углерода С, %	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650
Содержание водорода Н, %	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700
Содержание азота + кислорода, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300
КПД золоуловителя, η, %	0,000	0,001	0,002	0,003	0,004	0,005	0,006	0,007
Коэффициент Х	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900
q₄, потеря теплоты от неполноты горения, %	0,000	1,000	2,000	3,000	4,000	5,000	6,000	7,000
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,250	1,260	1,270	1,280	1,290	1,300	1,310	1,320
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная паропроизводительность котла,, МВт	50,000	50,000	50,000	50,000	50,000	50,000	50,000	50,000
Действительная паропроизводительность котла, D_д, МВт	50,000	50,000	50,000	50,000	50,000	50,000	50,000	50,000
Число дымовых труб	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	25,00	30,000	25,000	30,000	25,000	30,000	25,000	30,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	20,20	22,30	24,20	20,30	20,20	22,20	22.60
Номер варианта задания	17	18	19	20	21	22	23	24
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с паровыми и водогрейными котлами
Тип котельного агрегата	топки с пневмомеханическим забросом угля и неподвижной решеткой
Вид топлива	уголь Карагандинский при жидком шлакоудалении
Расход топлива, В, т/час	22,000	22,000	22,000	22,000	22,000	22,000	22,000	22,000
Влажность, W, %	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000
Зольность топлива, А^р, %	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050
Содержание серы S, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Содержание углерода С, %	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650
Содержание водорода Н, %	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700
Содержание азота + кислорода, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300
КПД золоуловителя, η, %	0,850	0,851	0,852	0,853	0,854	0,855	0,856	0,857
Коэффициент Х	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,250	1,300	1,250	1,300	1,250	1,300	1,250	1,300
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная теплопроизв-ть котла, Q, МВт Номинальная паропроизв-ть котла,, МВт	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000
Действительная теплопроизв-ть котла, Q_д, МВт Действительная паропроизв-ть котла, D_д, МВт	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000
Число дымовых труб	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	162,000	162,000	162,000	162,000	162,000	162,000	162,000	162,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	20,20	22,30	24,20	20,30	20,20	22,20	22.60
Номер варианта задания	25	26	27	28	29	30	31	32
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с паровыми котлами
Тип котельного агрегата	топки с забрасывателем угля и цепной решеткой
Вид топлива	уголь Карагандинский при твердом шлакоудалении
Расход топлива В, т/ч	2,394	2,394	2,394	2,394	2,394	2,394	2,394	2,394
Влажность W, %	5,500	5,500	5,500	5,500	5,500	5,500	5,500	5,500
Зольность топлива, А^р, %	26,000	26,000	26,000	26,000	26,000	26,000	26,000	26,000
Содержание серы S, %	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Содержание углерода С, %	85,600	85,600	85,600	85,600	85,600	85,600	85,600	85,600
Содержание водорода Н, %	5,200	5,200	5,200	5,200	5,200	5,200	5,200	5,200
Содержание кислорода, %	6,900	6,900	6,900	6,900	6,900	6,900	6,900	6,900
Содержание азота, N, %	1,300	1,300	1,300	1,300	1,300	1,300	1,300	1,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	33,370	33,370	33,370	33,370	33,370	33,370	33,370	33,370
КПД золоуловителя, η, %	0,850	0,851	0,852	0,853	0,854	0,855	0,856	0,857
Коэффициент Х	0,0035	0,0035	0,0035	0,0035	0,0035	0,0035	0,0035	0,0035
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	0,7000	0,7000	0,7000	0,7000	0,7000	0,7000	0,7000	0,7000
q₄, потеря теплоты от неполноты горения, %	6,000	5,900	5,800	5,700	5,600	5,500	5,400	5,300
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,300	1,300	1,300	1,300	1,300	1,300	1,300	1,300
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная паропроизв-ть котла, D, МВт	20,016	20,016	20,016	20,016	20,016	20,016	20,016	20,016
Действительная паропроизводительность котла, D_д, МВт	20,016	20,016	20,016	20,016	20,016	20,016	20,016	20,016
Число дымовых труб	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8,400	8,400	8,400	8,400	8,400	8,400	8,400	8,400
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	150,000	150,000	150,000	150,000	150,000	150,000	150,000	150,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	20,20	22,30	24,20	20,30	20,20	22,20	22.60
Номер варианта задания	33	34	35	36	37	38	39	40
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с водогрейными котлами
Тип котельного агрегата	топки с пневмомеханическим забросом угля и неподвижной решеткой
Вид топлива	уголь Экибастузский при жидком шлакоудалении
Расход топлива всеми котлами В, т/ч	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350
Влажность W, %	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000
Зольность топлива, А^р, %	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050
Содержание серы S, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Содержание углерода С, %	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650
Содержание водорода Н, %	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700
Содержание азота + кислорода, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300
КПД золоуловителя, η, %	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Коэффициент Х	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026	0,0026
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700	0,700
q₄, потеря теплоты от неполноты горения, %	0,000	1,000	0,000	1,000	0,000	1,000	0,000	1,000
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,250	1,250	1,250	1,250	1,250	1,250	1,250	1,250
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная теплопроизводительность котла, Q, МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Действительная теплопроизводительность котла, Q_д, МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Число дымовых труб	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	23,30	23,30	23,30	23,30	23,30	23,30	23,30
Номер варианта задания	41	42	43	44	45	46	47	48
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с паровыми котлами
Тип котельного агрегата	камерные топки паровых и водогрейных котлов
Вид топлива	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут
Расход топлива всеми котлами, В, т/час	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350
Влажность топлива, W, %	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000
Зольность топлива, А^р, %	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050
Содержание серы S, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Содержание углерода С, %	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650
Содержание водорода Н, %	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700
Содержание азота + кислорода, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300
КПД золоуловителя, η, %	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Коэффициент Х	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320
q₄, потеря теплоты от неполноты горения, %	0,020	0,019	0,018	0,017	0,016	0,015	0,014	0,013
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,020	1,010	1,000	0,950	0,900	0,850	0,800	0,750
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная теплопроизводительность котла, Q, МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Действительная теплопроизводительность котла, Q_д, МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Число дымовых труб	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	20,20	22,30	24,20	20,30	20,20	22,20	22.60
Номер варианта задания	49	50	51	52	53	54	55	56
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с водогрейными котлами
Тип котельного агрегата	шахтные топки
Вид топлива	уголь Карагандинский при жидком шлакоудалении
Расход топлива, В, т/час	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500
Влажность топлива, W, %	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000
Зольность топлива, А^р, %	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050
Содержание серы S, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Содержание углерода С, %	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650
Содержание водорода Н, %	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700
Содержание азота + кислорода, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300
КПД золоуловителя, η, %	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Коэффициент Х	0,0019	0,0019	0,0019	0,0019	0,0019	0,0019	0,0019	0,0019
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000
q₄, потеря теплоты от неполноты горения, %	2,000	1,990	1,980	1,970	1,960	1,950	1,940	1,930
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,250	1,250	1,250	1,250	1,250	1,250	1,250	1,250
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная теплопроизводительность котла, Q, МВт	58,200	58,200	58,200	58,200	58,200	58,200	58,200	58,200
Действительная теплопроизводительность котла, Q_д, МВт	58,200	58,200	58,200	58,200	58,200	58,200	58,200	58,200
Число дымовых труб	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8400,00	8400,00	8400,00	8400,00	8400,00	8400,00	8400,00	8400,00
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	20,20	22,30	24,20	20,30	20,20	22,20	22.60
Номер варианта задания	57	58	59	60	61	62	63	64
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с паровыми и водогрейными котлами
Тип котельного агрегата	топки с неподвижной решеткой и ручным забросом угля
Вид топлива	уголь Экибастузский при твердом шлакоудалении
Расход топлива, В, т/час	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500	10,500
Влажность топлива, W, %	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000
Зольность топлива, А^р, %	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050
Содержание серы S, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Содержание углерода С, %	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650
Содержание водорода Н, %	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700
Содержание азота + кислорода, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300
Коэффициент Х	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900
q₄, потеря теплоты от неполноты горения, %	0,000	1,000	2,000	3,000	4,000	5,000	6,000	7,000
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,250	1,300	1,250	1,300	1,250	1,300	1,250	1,300
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная теплопроизв-ть котла, Q, МВт Номинальная паропроизв-ть котла,, МВт	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000
Действительная теплопроизв-ть котла, Q_д,МВт Действительная паропроизв-ть котла, D_д, МВт	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000	58,200 50,000
Число дымовых труб	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	162,000	162,000	162,000	162,000	162,000	162,000	162,000	162,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	20,20	22,30	24,20	20,30	20,20	22,20	22.60

Номер варианта задания	65	66	67	68	69	70	71	72
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с паровыми и водогрейными котлами
Тип котельного агрегата	камерные топки паровых и водогрейных котлов
Вид топлива	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут	мазут
Расход топлива, В, т/час	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350
Влажность топлива, W, %	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000
Зольность топлива, А^р, %	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050
Содержание серы S, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Содержание углерода С, %	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650
Содержание водорода Н, %	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700
Содержание азота + кислорода, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300
КПД золоуловителя, η, %	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Коэффициент Х	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010	0,010
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320	0,320
q₄, потеря теплоты от неполноты горения, %	0,020	0,019	0,018	0,017	0,020	0,019	0,018	0,017
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,040	1,040	1,040	1,040	1,040	1,040	1,040	1,040
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная теплопроизв-ть котла, Q, МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Действительная теплопроизв-ть котла, Q_д,МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Число дымовых труб	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	23,30	23,30	23,30	23,30	23,30	23,30	23,30

Номер варианта задания	73	74	75	76	77	78	79	80
Город	Алматы	Астана	Актюбинск	Балхаш	Караганда	Костанай	Семей	Уральск
Тепловая схема котельной	с водогрейными котлами
Тип котельного агрегата	топки с неподвижной решеткой и ручным забросом угля
Вид топлива	уголь Экибастузский при твердом шлакоудалении
Расход топлива, В, т/час	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350	7,350
Влажность топлива, W, %	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000
Зольность топлива, А^р, %	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050
Содержание серы S, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Содержание углерода С, %	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650	84,650
Содержание водорода Н, %	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700	11,700
Содержание азота + кислорода, %	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300	0,300
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, Q, МДж/кг	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300	40,300
КПД золоуловителя, η, %	0,001	0,002	0,003	0,004	0,005	0,006	0,007	0,008
Коэффициент Х	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023	0,0023
К_СО, кол-во теплоты на 1-цу теплоты, выделяющейся при горении, кг/кДж	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900	1,900
q₄, потеря теплоты от неполноты горения, %	1,000	2,000	3,000	4,000	5,000	6,000	7,000	8,000
Тип горелок	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ	вихревые	прямоточ
Коэффициент избытка воздуха, α	1,25	1,260	1,270	1,280	1,290	1,300	1,310	1,320
Коэффициент рециркуляции прод.сгорания, r	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Номинальная теплопроизв-ть котла, Q, МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Действительная теплопроизв-ть котла, Q_д, МВт	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200	23,200
Число дымовых труб	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
Ориентировочная скорость выхода дымовых газов из труб, ω_0,м/с	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000	15,000	30,000	25,000
Число часов работы котельной в году, ч/год	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000	8400,000
Температура уходящих газов, t_ух, ⁰С	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000	155,000
Температура самого жаркого месяца, ⁰С	23,30	20,20	22,30	24,20	20,30	20,20	22,20	22.60

Список рекомендуемой литературы

1. Мазур И.И. Введение в инженерную экологию.- М.: Наука, 1989.-375с.

2. Медведев В.Т. Инженерная экология.-М.: Гардарики, 2002.- 687с.

3. Рихтер Л.А. Охрана водного и воздушного бассейна от выбросов ТЭС.- М.: Энергоатомиздат, 1981.- 253с.

4. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник / Под общ. ред. А.В.Клименко и В.М.Зорина.- М.: Издательство МЭИ, 2004.- 632с.

5. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. ОНД - 86 – Л.: Гидрометеоиздат, 1987.- 93с.

6. Росляков П.В., Егорова Л.Е., Ионкин И.Л. Расчет вредных выбросов ТЭС в атмосферу. Учебное пособие. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 84с.

7. Еремкин А.И., Квашнин И.М., Юнкеров Ю.И. Нормирование выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Учебное пособие.- М.: АСВ, 2000.-176с.

8. Байгельдинов Д.Л. Правовой механизм государственного управления в области экологии.- Алматы: КазГУ, 1998.- 98с.

9. Сулеев Д.К., Сагитов С.И., Сагитов П.И. и др. Экология и природопользование: Учебник.- Алматы: Гылым, 2004.- 392с.

Содержание

Введение………………………………………………………………………… ..3

1. Программа курса «Инженерная экология» ………………………………… 4

2. Методические рекомендации к выполнению семестровых работ.................6

2.1 Семестровая работа № 1..…………………………………………………….6

2.2 Семестровая работа № 2 ..…………………………………………………..12

Список рекомендуемой литературы……………………………………………34