close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1242

код для вставкиСкачать
С. В. ПРИХОДЬКО, В. М. ЛЕБЕДЕВ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
ОТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
ЧАСТЬ 1
ОМСК 2005
Министерство транспорта Российской Федерации
Федеральное агентство железнодорожного транспорта
Омский государственный университет путей сообщения
_______________________
С. В. Приходько, В. М. Лебедев
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
ОТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Часть 1
Утверждено редакционно-издательским советом университета
в качестве методических указаний для практических занятий
Омск 2005
УДК 621.182: 504.054(07)
ББК 31.350.43я2
П77
Определение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от
котельных установок. Часть 1: Методические указания для практических
занятий / С. В. Приходько, В. М. Лебедев; Омский гос. ун-т путей сообщения.
Омск, 2005. 39 с.
В методических указаниях изложена методика для определения объема
выбросов характерных загрязняющих веществ (оксидов азота, диоксида серы,
оксида и диоксида углерода, бенз(а)пирена) от паровых котлов
паропроизводительностью до 75 т/ч и водогрейных котлов тепловой
производительностью до 58 МВт в соответствии с имеющимися нормативными
документами. Приведены характеристики загрязняющих веществ, кратко
изложены процессы их образования, даны рекомендации по выбору режимнотехнологических мероприятий, направленных на уменьшение объема
выбросов.
Предназначены для студентов 4-го и 5-го курсов очной и заочной форм
обучения по специальности "Промышленная теплоэнергетика", могут быть
использованы работниками, занимающимися эксплуатацией объектов
теплоэнергетики.
Библиогр.: 14 назв. Табл. 7.
Рецензенты: доктор техн. наук, профессор В. И. Гриценко;
доктор техн. наук, профессор Е. И. Сковородников.
_________________________
Омский гос. университет
путей сообщения, 2005
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение....................................................................................................................
1. Определение расчетного расхода топлива и объема сухих дымовых газов...
2. Определение выбросов газообразных загрязняющих веществ........................
2.1. Оксиды азота..............................................................................................
2.2. Оксиды серы...............................................................................................
2.3. Оксид углерода...........................................................................................
2.4. Диоксид углерода.......................................................................................
2.5. Бенз(а)пирен...............................................................................................
Библиографический список.....................................................................................
Приложение. Удельные выбросы загрязняющих веществ при сжигании
различных видов топлива в котельных установках ТЭС...………………...
5
5
9
9
20
23
24
26
36
38
ВВЕДЕНИЕ
Основными видами органического топлива, используемого на
предприятиях теплоэнергетики, являются газообразное (природный газ,
доменный, попутный), жидкое (мазут) и твердое (уголь, сланцы, торф) топливо.
При сжигании природного газа в атмосферу выбрасываются оксиды азота
(NO, NO2), оксиды углерода (CO, СО2) и бенз(а)пирен (C20H12).
При сжигании твердого топлива к перечисленным выше загрязняющим
веществам добавляются оксиды серы (SO2, SO3), зола, токсичные
микроэлементы, радиационные составляющие минеральной части, а при
сжигании мазута – оксид ванадия (V2O5).
Примерные значения удельных выбросов загрязняющих веществ при
сжигании различных видов топлива в котельных установках приведены в
приложении.
Количество образующихся вредных веществ зависит от характеристики
топлива, конструктивного исполнения топочной камеры и горелочных
устройств, поэтому при проектировании и реконструкции котельных установок
необходимо проводить расчет ожидаемого объема выбросов и предусматривать
меры по снижению их до объема, максимально приближающегося к
нормативам удельных выбросов в атмосферу.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА И
ОБЪЕМА СУХИХ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ
При вычислении объема выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
определяющей является величина расхода топлива, расчет которой
выполняется на основе нормативного метода [3].
Полный расход натурального топлива для одного котла, кг/с (м3/с),
определяется по уравнению обратного теплового баланса:
B
Qк.а
3,6 106 Qрр
,
к.а
(1.1)
где Qк.а – тепло, полезно отданное в котельном агрегате, кДж/ч; зависит от типа
котельных агрегатов;
Qрр – рабочее располагаемое тепло топлива, МДж/кг (МДж/м3); без учета
тепла, внесенного в топку с горячим воздухом, и физического тепла топлива
Qрр
Qнр [3] ( Qнр – низшая рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг или
МДж/м3);
к.а
КПД котельного агрегата, принимается по справочнику [2] или по
данным тепловых испытаний.
Для паровых котлов
Qк.а Qк.ап.к
Dп hп hп.в
Dпр hпр hп.в ,
(1.2)
где Dп , Dпр – соответственно номинальный расход насыщенного (перегретого)
пара и продувочной воды, кг/ч, принимаются по справочнику [2];
hп , hпр , hп.в
соответственно энтальпия насыщенного (перегретого)
пара, продувочной и питательной воды, кДж/кг, определяются по справочнику
[4].
Для водогрейных котлов Qк.а
Qк.ав.к , принимается по справочнику [2] или
по данным тепловых испытаний.
Для определения максимального расхода топлива котельной в целом
величина B вычисляется для каждого котлоагрегата, затем полученные
значения складываются.
Полный расход натурального топлива котельной за расчетный период
(год, отопительный или летний сезон), т/год (тыс. м3/год), рассчитывается по
формуле:
Bг
где kн
3600 24kн N
ВiniТi ,
103
i 1
коэффициент использования тепловой нагрузки котельной, порядок
расчета коэффициента использования приведен в учебном пособии [5];
N
(1.3)
число типов котельных агрегатов;
Вi
расход топлива котельным агрегатом i-го типа, кг/с (м3/с),
определяемый по формуле (1.1);
ni
Тi
число котельных агрегатов i-го типа;
число суток работы котлоагрегата i-го типа в расчетном периоде,
сут./год.
Расчетный расход натурального топлива, кг/с (м3/с), рассчитывается по
формуле:
Bp
1
q4
B,
100
(1.4)
где q4 – потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %;
значения q4 для паровых котлов производительностью более 30 т/ч и
водогрейных котлов мощностью более 23 МВт приведены в методических
указаниях [6], для паровых котлов производительностью менее 30 т/ч и
водогрейных котлов мощностью менее 23 МВт – в работе [1, табл. П.4.1].
Для жидкого и газообразного топлива расчетный расход натурального
топлива равен полному.
В некоторых случаях для расчета выбросов используется значение
расхода условного топлива, кг/с, которое может быть определено из
соотношения:
BнQнр
р
где Вн и Qн
BуQу ,
(1.5)
соответственно расход, кг/с (м3/с), и низшая рабочая теплота
сгорания, МДж/кг (МДж/м3), натурального топлива;
Ву и Qу
соответственно расход, кг/с, и теплота сгорания, МДж/кг,
условного топлива; Qу
29,33 МДж/кг [2].
Через значение секундного полного или расчетного расхода натурального
или условного топлива рассчитывается максимальный выброс загрязняющего
вещества (оксида азота, оксида серы, оксида углерода и т. д.) М, г/с, по
формулам, приведенным в разд. 2 настоящих методических указаний и работе
[1, разд. 1].
Валовой годовой выброс для каждого из выбрасываемых вредных
веществ, т/год, определяется с учетом значения полного расхода топлива за
расчетный период, т. е. по формуле, аналогичной (1.3):
Mг
где Mi
3600 24kн N
MiniТi ,
106
i 1
(1.6)
максимальный секундный выброс загрязняющего вещества от i-го
котлоагрегата, г/с.
Для определения объема выбросов также используется значение объема
сухих дымовых газов на выходе из котла, расчет которого проводится по
химическому составу сжигаемого топлива. Химический состав твердого,
жидкого и газообразного топлива приведен в работах [2, 3, 6].
Объем сухих дымовых газов, м3/кг (м3/м3), при нормальных условиях
рассчитывается по уравнению:
Vс.г Vг0
1 V0 VН02О ,
(1.7)
где Vг0 , V0 и VH0 2O – соответственно объем дымовых газов, воздуха и водяных
паров при полном сжигании 1 кг (1 м3) топлива, м3/кг (м3/м3), с теоретически
необходимым количеством воздуха;
коэффициент избытка воздуха на выходе из котла, порядок расчета
приведен в работе [6] (в общем случае значение рекомендуется принимать
равным 1,4).
Для твердого и жидкого топлива расчет объема дымовых газов, воздуха
и водяных паров выполняют по формулам:
V0 0,0889 С р
0,375Sорр
VН02О 0,111Н р
к
0,265Н р
0,0124W р
0,0333О р ;
0,0161V0 ;
(1.8)
(1.9)
Vг0 VRO2 VN02 VH02O
1,866
Ср
0,375Sорр
100
к
0
0,79V
Nр
0,8
100
(1.10)
0
H2O
V
,
р
где C р , Sор к , Н , О р и N р – соответственно содержание углерода, серы
р
(органической и колчеданной), водорода, кислорода и азота в рабочей массе
топлива, %;
W р – влажность рабочей массы топлива, %;
для газообразного топлива –
n
C H O2 ;
4 m n
VH0 2O 0,01 H2 H2S 0,5 nCmHn 0,124dг.тл 0,0161V0 ;
N2
Vг0 0,01 CO2 CO H2S mCmHn 0,79V0
VH0 2O ,
100
V0 0,0476 0,5CO 0,5H2 1,5H2S
m
(1.11)
(1.12)
(1.13)
где СО, CO2 , H2 , H2S , CmHn , N2 и O2 – соответственно содержание оксида
углерода, диоксида углерода, водорода, сероводорода, углеводородов, азота и
кислорода в исходном топливе, %;
m и n – число атомов углерода и водорода соответственно;
dг.тл – влагосодержание газообразного топлива, г/м3, при температуре
природного газа 20 C dг.тл = 19,4 г/м3 [1].
Объем сухих дымовых газов, м3/кг (м3/м3), также можно рассчитать по
приближенной формуле, приведенной в источнике [7]:
Vс.г
КQнр ,
(1.14)
где K – коэффициент, учитывающий характер топлива и равный для газа 0,345,
мазута – 0,355, каменных углей
0,365, бурых углей
0,375.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ГАЗООБРАЗНЫХ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
2.1. Оксиды азота
Источником образования оксидов азота служит молекулярный азот
воздуха и азотосодержащие компоненты топлива. При горении топлива
выделяют три принципиально разных источника образования оксидов азота:
из молекулярного азота воздуха в зоне активного горения при
температуре выше 1300 С (термические оксиды азота);
из азота, содержащегося в топливе, при относительно низких значениях
температуры ( 1000 С) в основной зоне горения (топливные оксиды азота);
путем реакции молекулярного азота воздуха с углеводородными
радикалами при температуре около 1300 С в зоне фронта пламени
углеводородного топлива ("быстрые" оксиды азота).
Среди оксидов азота (N2O, NO, N2O3, NO2, N2O4, N2O5) выделяют
монооксид NO и диоксид азота NO2, оказывающие вредное воздействие на
окружающую среду, суммарное содержание данных оксидов принято
обозначать как NOx.
В топках при горении топлива образуется 95
99 % монооксида азота NO
и 1
5 % более токсичного диоксида азота NO2. В атмосфере происходит
неконтролируемое превращение NО в NO2, в связи с этим расчет выбросов
оксидов азота производится условно на NO2. Для расчета доли диоксида азота в
суммарном содержании NOx в атмосферном воздухе при расчете
загазованности и нормировании выбросов тепловых электростанций и
котельных условно используется коэффициент трансформации оксида азота в
диоксид, равный 0,8 [7].
В связи с установленными раздельными предельно допустимыми
концентрациями (ПДК) для оксида и диоксида азота и с учетом трансформации
оксида азота в атмосферном воздухе суммарный выброс оксидов азота
разделяется на составляющие:
MNO2 0,8MNOx ;
(2.1)
MNO
где
NO
и
NO2
1 0,8 MNOx
NO
NO2
0,13MNOx ,
(2.2)
– молекулярный вес NO и NO2, равный 30 и 46 соответственно.
Для снижения выбросов оксидов азота проводят первичные (режимнотехнологические) и вторичные мероприятия [8].
Из анализа механизмов образования оксидов азота при сжигании топлива
следует, что уменьшения образования оксидов азота можно достичь,
реализовав мероприятия, направленные
на снижение температуры горения;
уменьшение времени пребывания продуктов сгорания в области высоких
температур;
создание зон реакции с восстановительной атмосферой (коэффициент
избытка воздуха меньше единицы), где образование оксидов азота из азота
топлива затруднено и идет восстановление оксидов азота до молекулярного
азота.
К первичным мероприятиям относят следующие:
использование горелок с низким выбросом NOx (снижение выбросов
до 60 %);
ступенчатое сжигание топлива (снижение
ступенчатая подача воздуха (снижение
рециркуляция дымовых газов (снижение
на 35 – 45 %);
до 50 %);
до 33 %);
впрыск воды (или водомазутной эмульсии) в ядро факела (снижение на
25 – 44 %);
комбинация первичных мероприятий: сочетание ступенчатого сжигания
топлива с рециркуляцией дымовых газов, установка полуподовых горелок в
сочетании со ступенчатым сжиганием и рециркуляцией дымовых газов и т. д.
(снижение до 90 %).
При использовании низкотемпературных методов подавления оксидов
азота могут образовываться канцерогенные вещества, такие как диоксины и
полициклические ароматические углеводороды, наиболее активным из которых
является бенз(а)пирен. Максимальное количество бенз(а)пирена образуется в
топках при температуре 700 – 800 С в условиях нехватки воздуха для сгорания
топлива.
К вторичным мероприятиям относится очистка дымовых газов от оксидов
азота селективным некаталитическим (СНКВ) и каталитическим (СКВ)
методами восстановления NOx до молекулярного азота с применением аммиака
в качестве восстановителя.
2.1.1. Расчет выбросов оксидов азота
от паровых котлов паропроизводительностью 30 – 75 т/ч и
водогрейных котлов тепловой производительностью 35 – 58 МВт
Расчет выполняется на основании методики [7] в следующем порядке.
1) Определяется полный расход натурального, кг/с (м3/с), и условного,
кг/с, топлива для каждого котла и котельной в целом.
2) Рассчитывается значение коэффициента, характеризующего выход
оксидов азота, кг/т, по формуле:
при сжигании жидкого и газообразного топлива:
для паровых котлов
KNO2
где
и
Dф
Dн
–
7,5
Dф
,
50 Dн
соответственно
фактическая
(2.3а)
и
номинальная
паропроизводительность котла, т/ч;
для водогрейных
KNO2
2,5
Qф
,
84 Qн
(2.3б)
где Qф и Qн – соответственно фактическая и номинальная тепловая
производительность котла, ГДж/ч.
В случае сжигания твердого топлива в формулы (2.3а), (2.3б) вместо Dф
и Qф подставляются Dн и Qн .
3) Определяются значения коэффициентов, учитывающих влияние на
выход оксида азота характеристик топлива, конструкций горелок и котла в
целом, а также мероприятий режимного характера:
а) влияние качества сжигаемого топлива на выход оксидов азота
учитывается коэффициентом 1 .
При сжигании твердого топлива значение 1 вычисляется в зависимости
от коэффициента избытка воздуха в топочной камере по формуле:
при
т
1,25
1
0,178 0,47N г ;
(2.4а)
при
т
>1,25
0,178 0,47N г
1
где
т
1,25
(2.4б)
,
коэффициент избытка воздуха в топочной камере, определяется по
т
нормативному методу [3];
Nг
содержание азота в топливе на горючую массу, %.
Значения коэффициента 1 при сжигании жидкого и газообразного
топлива приведены в табл. 1.
Значения коэффициента
1
Таблица 1
при сжигании жидкого и газообразного топлива
Коэффициент избытка воздуха в топочной камере
более 1,05
1,05 – 1,03
менее 1,03
т
Значение
1,0
0,9
0,75
1
При одновременном сжигании топлива двух видов и расходе одного из
них более 90 % значение коэффициента
1
следует принимать по основному
виду топлива. В остальных случаях коэффициент 1 определяют как
средневзвешенное значение по топливу. Например, для топлива двух видов
1
где
1,
1
1B
1B
B B
,
(2.5)
и B , B – соответственно коэффициенты и расходы каждого вида
топлива на котел;
б) для учета влияния конструкции горелок на образование оксидов азота
используется коэффициент 2 , его значение для вихревых горелок равно 1,0,
для прямоточных
0,85;
в) для учета влияния вида шлакоудаления на образование оксида азота
используется коэффициент 3 , его значение при твердом шлакоудалении равно
1,0, при жидком 1,6;
г) эффективность воздействия рециркулирующих газов на выход оксидов
азота характеризуется коэффициентом 1 , зависящим от условий подачи газов
рециркуляции в топку, его значения приведены в табл. 2.
При нагрузке меньше номинальной и условии 0,5
1
Dф
Dн
1 коэффициент
умножают на коэффициент f, определяемый по уравнению:
f
0,6
Dф
0,4 ;
Dн
(2.6)
Таблица 2
Значения коэффициента 1 при номинальной нагрузке и
степени рециркуляции дымовых газов менее 20 %
Условие ввода газов рециркуляции
При сжигании газа и мазута и вводе газов рециркуляции
в под топки (при расположении горелок на вертикальных экранах)
через шлицы под горелками
по наружному каналу горелок
в воздушное дутье и рассечку двух воздушных потоков
При высокотемпературном сжигании твердого топлива и вводе газов
рециркуляции
в первичную аэросмесь
во вторичный воздух
При низкотемпературном сжигании твердого топлива
Значение
коэффициента
1
0,0025
0,015
0,025
0,035
0,010
0,005
0
П р и м е ч а н и е. Под высокотемпературным понимают сжигание всех
углей в топках с жидким шлакоудалением, а также с низшей теплотой сгорания,
равной или более 23,05 МДж/кг, в топках с твердым шлакоудалением при
температуре факела, равной или более 1500°С.
Под низкотемпературным понимают сжигание твердого топлива с
низшей теплотой сгорания менее 23,05 МДж/кг в топках с твердым
шлакоудалением при температуре факела менее 1500°С.
д) уменьшение выбросов оксидов азота при подаче части воздуха помимо
основных горелок (при двухступенчатом сжигании) и условии сохранения
общего избытка воздуха за котлом характеризуется коэффициентом
2,
его
значение определяется в работе [1, рис. П.2.1].
4) Через значение полного расхода условного топлива рассчитывается
максимальный выброс оксидов азота NOx в атмосферу с дымовыми газами
котла в пересчете на NO2, г/с, при сжигании твердого, жидкого и
газообразного топлива по формуле:
MNOx
BуKNO2 1
q4
100
1
1
1r
2 3 2
1 nаз
nо
,
nк
(2.7)
где r – степень рециркуляции дымовых газов, %;
аз – доля оксидов азота, улавливаемых в азотоочистной установке;
значения
аз
для СКВ- и СНКВ-установок1 приведены в работе [8];
no и nк – длительность работы азотоочистной установки и котла, ч/год.
Определяется значение валового выброса за расчетный период по
формуле (1.6).
Результаты расчета рекомендуется оформлять в виде табл. 3.
Таблица 3
Расчет выбросов оксидов азота от паровых котлов паропроизводительностью
30 – 75 т/ч и водогрейных котлов тепловой производительностью 35 – 58 МВт
Наименование величины
1
Исходные данные
Для каждой группы котлов одной марки:
Тип котла
Марка котла
Число котлов данной марки
КПД котла, %
Вид, марка топлива
Состав топлива на рабочую массу, %
Содержание азота в топливе на горючую массу, %
Низшая рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг
(МДж/м3)
1
Способ
определения
величины или
расчетная формула
2
Расчет
3
По заданию
То же
»
»
»
»
»
СКВ- и СНКВ-установка – соответственно установка селективного каталитического
и селективного некаталитического восстановления оксидов азота до молекулярного азота.
Максимальный расход натурального топлива на один
котел, кг/с (м3/с)
Максимальный расход условного топлива на один котел,
кг/с
Степень рециркуляции дымовых газов, %
Доля оксидов азота, улавливаемых в азотоочистной
установке
Длительность работы азотоочистной установки, ч/год
Продолжительность работы котла в расчетном периоде,
ч/год
Фактическая паропроизводительность (тепловая
производительность) котла, т/ч (ГДж/ч)
Номинальная паропроизводительность (тепловая
производительность) котла, т/ч (ГДж/ч)
Коэффициент избытка воздуха в топочной камере
Формула (1.1)
Из формулы (1.5)
По заданию
То же
»
»
»
»
По нормативному
методу [3]
О к о н ч а н и е т а б л. 3
1
Для котельной в целом:
Коэффициент загрузки котельной
Полный расход условного топлива на котельную за
расчетный период, т/год
Расчетные данные
Коэффициент, характеризующий выход оксидов азота, кг/т
Коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого
топлива на выход оксидов азота
Коэффициент, учитывающий влияние конструкции
горелок на образование оксидов азота
Коэффициент, учитывающий влияние вида шлакоудаления
Коэффициент, характеризующий уменьшение выбросов
оксидов азота при двухступенчатом сжигании
Максимальный выброс оксида азота NOx в пересчете на
NO2, г/с
Валовой выброс оксида азота NOx в пересчете на NO2,
т/год
Максимальный выброс, г/с:
диоксида азота
оксида азота
Валовой выброс, т/год:
диоксида азота
оксида азота
2
По заданию
Формула (1.3)
См. п. 2
См. п. 3,а
См. п. 3,б
См. п. 3,г
См. п. 3,д
Формула (2.7)
Формула (1.6)
Формула (2.1)
Формула (2.2)
Формула (2.1)
Формула (2.2)
3
2.1.2. Расчет выбросов оксидов азота
от паровых котлов паропроизводительностью менее 30 т/ч и
водогрейных котлов тепловой производительностью менее 23 МВт
Расчет выполняется на основании методики [14] в следующем порядке.
1) Определяются полный и расчетный расход натурального топлива, кг/с
(м3/с), для каждого котла и котельной в целом.
2) Рассчитывается значение коэффициента, характеризующего выход
оксидов азота, г/МДж, по формуле:
при сжигании газообразного топлива:
для паровых котлов
г
КNO
2
0,01 Dф 0,03 ;
(2.8а)
0,013 Qт
(2.8б)
для водогрейных
г
КNO
2
0,03 ,
где Qт – фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку
теплу, МВт,
Qт
ВрQнр ;
(2.9)
при сжигании жидкого топлива:
для паровых котлов
м
КNO
2
0,01 Dф 0,1;
(2.10а)
для водогрейных
м
КNO
2
0,0113 Qт
при слоевом сжигании твердого топлива
0,1;
(2.10б)
т
КNO
2
где
т
0,35 10 3
т
1 5,46
100 R6
100
4
Qнр qг ,
коэффициент избытка воздуха в топке, значения
(2.11)
т
для различных
типов слоевых топок приведены в работе [10, табл. 7.29], ориентировочно
принимают т равным 1,4;
R6 характеристика гранулометрического состава угля остаток на сите
с размером ячеек 6 мм, %, принимается по сертификату на топливо;
qг
тепловое напряжение зеркала горения, МВт/м2,
qг
Qт
,
F
(2.12)
где F зеркало горения, м2, принимается по паспортным данным котельной
установки или справочнику [2].
3) Определяются значения коэффициентов, учитывающих влияние на
выход оксида азота характеристик топлива, конструкций горелок и котла в
целом, а также мероприятий режимного характера:
а) при сжигании газообразного топлива влияние принципиальной
конструкции горелок на выход оксидов азота учитывается коэффициентом к ,
значение которого для всех дутьевых горелок напорного типа (т. е. при наличии
дутьевого вентилятора на котле) принимается равным 1,0, горелок
инжекционного типа – 1,6, горелок двухступенчатого сжигания – 0,7;
б) влияние температуры воздуха, подаваемого для горения, на выход
оксидов азота учитывается коэффициентом
t , значение которого при
сжигании жидкого и газообразного топлива находится по формуле:
t
1 0,002 tг.в 30 ,
(2.13)
где tг.в – температура горячего воздуха, С, значение tг.в принимается по
конструктивным данным котла, нормативному методу [3] или методическим
указаниям [6];
в) влияние избытка воздуха на образование оксидов азота учитывается
коэффициентом
.
При сжигании газообразного топлива в общем случае значение
1,225, при работе котла в соответствии с режимной картой
инжекционными горелками
и
равно
1,0; для котлов с
0,577 10S"т ,
(2.14)
где S''т – разрежение в топке, МПа.
При сжигании жидкого топлива в общем случае значение коэффициента
равно 1,113, при работе котла в соответствии с режимной картой
1,0;
г) влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование
оксидов азота учитывается коэффициентом r , значение которого определяется
по формуле:
при сжигании газообразного топлива
r
0,16 r ;
(2.15а)
r
0,17 r ;
(2.15б)
при сжигании жидкого
при слоевом сжигании твердого топлива
r
1 0,075 r ;
(2.15в)
д) влияние ступенчатого ввода воздуха в топочную камеру на выход
оксидов азота учитывается коэффициентом , значение которого определяется
по формуле:
при сжигании газообразного топлива
0,022 ,
(2.16а)
где
– доля воздуха от общего количества организованного воздуха,
подаваемого в промежуточную зону факела, %;
при сжигании жидкого
0,018 .
(2.16б)
4) Через значение расчетного расхода натурального топлива
рассчитывается максимальный выброс оксидов азота NOx в атмосферу с
дымовыми газами котла в пересчете на NO2, г/с, по формуле:
при сжигании газообразного топлива
МNOх
г
ВрQнр КNO
2
к t
1
r
1
,
(2.17)
при сжигании жидкого
МNOx
м
BрQнр КNO
2
t
1
г
1
,
(2.18)
при слоевом сжигании твердого топлива для котлов, оборудованных
топками с неподвижной, цепной решеткой, с пневмомеханическим
забрасывателем и для шахтных топок с наклонной решеткой
МNOx
т
BрQнр КNO
.
2 r
(2.19)
Значение валового выброса за расчетный период рассчитывается по
формуле (1.6).
Результаты расчета оформляются в виде табл. 3.
2.2. Оксиды серы
Наличие в дымовых газах диоксида серы обусловлено постоянным
присутствием в твердом и жидком топливе (и в природном газе некоторых
месторождений) различных соединений серы – сульфидов и органических
соединений.
Образование оксидов серы при сжигании сернистого топлива в топочных
устройствах в основном происходит на начальном участке факела.
При сжигании серосодержащего топлива основная часть серы топлива
(97 98 %) окисляется до диоксида серы SO2, а остальная до триоксида серы
SO3, поэтому все выбросы оксидов серы при оценке загрязнения атмосферы
определяются в виде SO2. При этом диоксид серы в атмосфере при
воздействии кислорода и озона окисляется до триоксида серы, который
соединяется с водяным паром и образует пары серной кислоты.
Сокращение выбросов соединений серы может быть осуществлено
следующими способами [8]:
очисткой топлива от соединений серы до его сжигания;
связыванием серы в процессе горения;
очисткой дымовых газов.
Режимные факторы работы топочной камеры, определяющие процесс
сжигания органического топлива (избыток воздуха на горелки, доля первичного
воздуха, условия смесеобразования, температурный уровень и др.), мало
влияют на уровень выбросов оксидов серы.
Расчет выбросов оксидов серы выполняется на основании методики [7]
для паровых котлов паропроизводительностью более 30 т/ч и водогрейных
котлов тепловой мощностью более 23 МВт и методики [14]
для паровых
котлов паропроизводительностью менее 30 т/ч и водогрейных котлов тепловой
мощностью менее 23 МВт в следующем порядке.
1) Определяется полный расход натурального топлива, кг/с (м 3/с), для
каждого котла и котельной в целом.
2) При сжигании газообразного топлива присутствие в продуктах
сгорания оксидов серы определяется наличием в топливе сероводорода,
соответственно при наличии в составе топлива сероводорода определяется
значение S р , которое подставляется в формулу (2.21) вместо значения S р :
Sр
0,94H2S ,
(2.20)
где H2S – содержание сероводорода в топливе, %.
3) Определяются значения долей оксидов серы, связываемых и
улавливаемых в зависимости от характеристик топлива и систем золоочистки:
а) ориентировочные значения доли оксидов серы, связываемых летучей
золой, содержащей CaО, в котле SO2 приведены в табл. 4;
Значения
SO2
Таблица 4
при факельном сжигании различных видов топлива
Топливо
Значение SO2
0,15
0,8
0,5
0,02
Торф
Сланцы эстонские и ленинградские
Сланцы других месторождений
Экибастузский уголь
Березовские угли Канско-Ачинского бассейна:
для топок с твердым шлакоудалением
для топок с жидким шлакоудалением
Другие угли Канско-Ачинского бассейна:
для топок с твердым шлакоудалением
для топок с жидким шлакоудалением
Угли других месторождений
Мазут
Газ
б) доля оксидов серы
SO2
0,5
0,2
0,2
0,05
0,1
0,02
0
, улавливаемых в мокром золоуловителе
попутно с улавливанием твердых частиц:
для сухих золоуловителей (электрофильтры, батарейные циклоны)
принимается равной нулю;
для мокрых золоуловителей определяется в зависимости от общей
щелочности орошающей воды и приведенной сернистости топлива S
пр
Sр
,
Qнр
%∙кг/МДж; при принятых на ТЭС удельных расходах воды на орошение
золоуловителей (0,1 – 0,15 дм3/м3) значение SO2 берется из работы [1, рис.
П.3.1].
3) Рассчитывается суммарное количество оксидов серы, кг/с,
выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами при сжигании газообразного,
жидкого и твердого топлива по формуле:
для паровых котлов паропроизводительностью более 30 т/ч и
водогрейных котлов тепловой мощностью более 23 МВт
МSO2
0,02ВS р 1
'
SO2
1
"
SO2
1
с
SO2
nо
,
nк
(2.21)
где
с
SO2
значения
– доля оксидов серы, улавливаемых в сероулавливающей установке;
с
SO2
для различных методов сероулавливания приведены в пособии [8];
no и nк – длительность работы сероулавливающей установки и котла
соответственно, ч/год;
для паровых котлов
паропроизводительностью
менее
30
т/ч
и
водогрейных котлов тепловой мощностью менее 23 МВт
MSO2
0,02ВS р 1
'
SO2
1
"
SO2
.
(2.22)
Значение валового выброса за расчетный период определяется по
формуле (1.6).
При совместном сжигании топлива различных видов выброс оксидов
серы рассчитывается отдельно для каждого вида топлива и результаты
суммируются.
Результаты расчета оформляются в виде табл. 3.
2.3. Оксид углерода
Оксид углерода (угарный газ) газ, обладающий токсичным действием и
образующийся при неполном сгорании углеродосодержащих компонентов
органического топлива в топках котлоагрегатов вследствие локальных
недостатков воздуха или неблагоприятных тепловых и аэродинамических
условий.
Образование оксида углерода минимизируется путем рациональной
организации топочного режима.
Для паровых котлов паропроизводительностью менее 30 т/ч и
водогрейных котлов мощностью менее 23 МВт расчет выполняется на основе
методики [14] в следующем порядке.
1) Определяется полный расход натурального топлива, кг/с (м 3/с), для
каждого котла и котельной в целом.
2) Рассчитывается выход оксида углерода при сжигании топлива, г/кг
3
(г/м ), по формуле:
CCO q3RQнр ,
(2.23)
где q3 – потеря теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива,
%, значения q3 для котлов малой мощности приведены в работе [1, табл. П.4.1];
R – коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие
химической неполноты сгорания топлива, обусловленной наличием в
продуктах сгорания оксида углерода, для твердого топлива R равен 1,0, для газа
0,5, для мазута 0,65.
3) Вычисляется выброс оксида углерода при сжигании газообразного,
жидкого и твердого топлива, г/с:
МСО ССОВ 1
q4
.
100
(2.24)
Ориентировочная оценка суммарного количества выбросов оксида
углерода, г/с, проводится по формуле:
МСО ВQнр КСО 1
q4
,
100
(2.25)
где КСО – выход оксида углерода на единицу тепловой энергии, выделяемой
при сжигании топлива, кг/ГДж, принимается по данным работы [1, табл. П.4.2].
Значение валового выброса за расчетный период определяется по
формуле (1.6).
Результаты расчета оформляются в виде табл. 3.
Концентрацию оксида углерода в дымовых газах паровых котлов
паропроизводительностью более 30 т/ч и водогрейных котлов мощностью
более 23 МВт расчетным путем определить невозможно [7], поэтому на
практике расчет выбросов выполняется по данным инструментальных
измерений концентрации оксида углерода.
2.4. Диоксид углерода
Диоксид углерода (углекислый газ) образуется при полном сгорании
углеродосодержащих компонентов органического топлива и относится к числу
так называемых "парниковых газов" наряду с метаном, диоксидом азота,
озоном, фтористыми углеводородами, водяным паром и др.
Снизить выбросы диоксида углерода значительно сложнее, чем выбросы
других загрязняющих веществ. Затраты на очистку уходящих газов от диоксида
углерода аппаратными средствами (с помощью абсорбционной или
мембранной технологии) высоки, поэтому такая очистка не находит
применения.
Уменьшение выбросов диоксида углерода от котельных установок в
настоящее время может быть достигнуто за счет:
сжигания ископаемых видов топлива с малым содержанием углерода
(природный газ вместо угля и мазута);
использования ядерного топлива, как не содержащего углерод;
использования возобновляемых источников энергии (энергии потоков
воды, ветра, солнечного излучения, геотермальной энергии и т. п.);
энергосбережения;
комбинированной выработки тепловой и электрической энергии
(теплофикации);
реализации технических решений, повышающих КПД энергоустановок.
Расчет выбросов диоксида углерода выполняется на основании методики
[9] в следующем порядке.
1) Определяется полный расход натурального топлива, кг/с (м 3/с), для
каждого котла и котельной в целом.
2) Для газообразного топлива вычисляется объем диоксида углерода в
продуктах сгорания, м3/м3:
VCO2
0,01 CO2 CO
mCmHn .
(2.26)
3) Рассчитывается выброс диоксида углерода, кг/с, по формуле:
при сжигании твердого (кроме сланцев) и жидкого топлива
МСО2
Ср
q4
;
3,664В
1
100
100
(2.27)
при сжигании сланцев (с учетом диоксида углерода, образующегося при
разложении карбонатов)
МСО2
где CO2
к
СО2
Ср
В 3,664
k
100
100
к
1
q4
,
100
(2.28)
– диоксид углерода карбонатов, %, принимается по справочным
данным [3];
k – степень разложения карбонатов, принимается при слоевом сжигании
равной 0,7, при факельном – 1,0;
при сжигании газообразного топлива
МСО2
где
СО2
B
СО2 VCО2 ,
(2.29)
– плотность диоксида углерода, кг/м3, принимается по указаниям [9]
равной 1,9768 кг/м3.
Значение валового выброса за расчетный период определяется по
формуле (1.6).
Результаты расчета оформляются в виде табл. 3.
При сжигании в котлах (раздельном или совместном) нескольких видов
или марок топлива расчет валового выброса диоксида углерода производится
отдельно по каждому виду или марке топлива, а результаты суммируются.
2.5. Бенз(а)пирен
Среди вредных компонентов дымовых газов особое место занимает
большая группа полициклических ароматических углеводородов (ПАУ),
многие из которых обладают высокой канцерогенной и (или) мутагенной активностью, участвуют в процессе образования фотохимического смога и способны
накапливаться в живых организмах.
Молекулы ПАУ образуются в результате неполного сгорания
углеводородных видов топлива из-за торможения реакции окисления
углеводородов топлива холодными стенками топочных устройств, а также
неудовлетворительным смешением топлива и воздуха.
Ввиду большого количества разных ПАУ в дымовых газах и трудности
измерения их концентрации принято уровень канцерогенной загрязненности
продуктов сгорания оценивать по концентрации наиболее сильного и
стабильного канцерогена – бенз(а)пирена.
Условия образования бенз(а)пирена в процессе сжигания органического
топлива наиболее благоприятны при значениях температуры 700
800 С,
поэтому возможность его образования вероятна при внедрении
мероприятий,
направленных
на
подавление
оксидов
азота
(низкотемпературные методы), а также для мелких котлоагрегатов со слоевым
сжиганием топлива и крупных котлов с методом сжигания в стационарном
(пузырьковом) или циркулирующем кипящем слое.
Факторами, влияющими на уменьшение образования ПАУ, являются
улучшение перемешивания топлива с воздухом, увеличение избытка воздуха и
температуры в топке.
Так как температура плавления бенза(а)пирена равна 179 С, возможно
его удаление в твердом состоянии вместе с твердыми частицами в системах
золоулавливания. При этом степень улавливания бенз(а)пирена в
электрофильтрах и комбинированных золоуловителях достигает 60 – 80 %, а в
"мокрых" золоуловителях – 60
70 %.
2.5.1. Расчет выбросов бенз(а)пирена в дымовых газах
паровых котлов мощностью более 30 т/ч
Расчет выполняется на основании методики [13] в следующем порядке.
1) Определяется полный расход натурального топлива, кг/с (м 3/с), для
каждого котла и котельной в целом.
2) На основании геометрических размеров топки рассчитывается
теплонапряжение лучевоспринимающей поверхности зоны активного горения,
МВт/м2, по формуле:
qл.г
2 ат
Qнр Вр
,
вт Zярh яр 1,5а твт
(2.30)
где Bр – расчетный расход топлива, м3/с (кг/с), при наличии в топке
двусветного экрана Bр принимается на одну ячейку;
а т – ширина топки (в свету), м (при наличии двусветного экрана –
ширина одной ячейки);
вт – глубина топки (в свету), м;
Zяр – число ярусов горелок;
hяр – расстояние между ярусами горелок, м.
Для топок с одноярусным расположением горелок (единичной мощностью от 30 до 60 МВт) величина Zяр h яр равна 3 м.
3) Рассчитывается коэффициент избытка воздуха в дымовых газах
"
т
на
выходе из топки по нормативному методу [3] или методическим указаниям [6],
при
"
т
> 1,08 в формулах (2.36) и (2.37) e
25
"
т
1
равно 0,135;
4) Рассчитывается значение теплонапряжения топочного объема qV ,
кВт/м3. При сжигании проектного топлива qV берется из технической
документации на котельное оборудование или справочника [8]; при сжигании
непроектного топлива
рассчитывается по формуле:
qV
где Vт
ВрQнр
,
Vт
(2.31)
объем топочной камеры, м3, принимается по паспортным данным
котла или справочнику [2].
5) Рассчитываются вспомогательные коэффициенты:
а) влияние рециркуляции на выход бенз(а)пирена при сжигании жидкого
и газообразного топлива учитывается коэффициентом Кr , определяемым по
формуле:
Kr 1
r
d,
100
(2.32)
где d – коэффициент, характеризующий влияние рециркуляции дымовых газов
на выброс бенз(а)пирена: при вводе в под топочной камеры d равен 1; при
вводе в воздух или отдельный канал горелки
4; при вводе в шлицы (сопла)
напротив горелок 2; при вводе в шлицы под горелками 2,7;
б) влияние нагрузки котла на выход бенз(а)пирена учитывается
коэффициентом Кд , определяемым по формуле:
при сжигании жидкого и газообразного топлива
2,4
Dф
2
Dн
Кд
(2.33а)
;
при факельном сжигании твердого топлива (углей)
Кд
Dф
Dн
1,1
(2.33б)
;
в) влияние ступенчатого сжигания топлива на выход бенз(а)пирена при
сжигании жидкого и газообразного топлива учитывается коэффициентом Кст ,
определяемым по формуле:
Кст 1
100
b,
(2.34)
где b – коэффициент, учитывающий воздействие воздуха, подаваемого во
вторую ступень горения; при отключении половины горелок верхнего яруса по
топливу b равен 1,0 (для мазута) и 0,2 (для газа); для схемы, реализующей
ступенчатое сжигание по "вертикали",
7, по "горизонтали"
2,7;
– доля воздуха, подаваемая во вторую ступень горения, %.
г) влияние подачи влаги при сжигании жидкого и газообразного топлива
учитывается коэффициентом Квл , определяемым по формуле:
Квл e
где
g
,
(2.35)
– коэффициент, учитывающий воздействие влаги; при вводе ее в
пристенную зону топки и зональном впрыске
равен 15, в дутьевой воздух
2;
g – водотопливное отношение при подаче влаги в зону горения;
д) увеличение выброса бенз(а)пирена при очистке конвективных
поверхностей нагрева на ходу котла при сжигании жидкого и газообразного
топлива учитывается коэффициентом Коч , значение которого принимается по
табл. 5;
Таблица 5
Значения коэффициента Коч
Период между При дробевой очистке конвективных
очистками, ч
поверхностей нагрева
12 – 24
1,2
40 – 48
1,5
72
2,0
При обдувке регенеративных
воздухоподогревателей
1,1
1,25
1,5
е) при сжигании твердого топлива степень улавливания бенз(а)пирена
золоуловительной
установкой
определяется
коэффициентом
Кзу ,
рассчитываемым по формуле:
Кзу 1
где
зу
зу
100
Z,
(2.36)
степень очистки газов в золоуловителе (по золе), %, принимается в
зависимости от типа золоулавливающей установки по работе [11];
Z – коэффициент, учитывающий снижение улавливающей способности
бенз(а)пирена золоуловителями; для "сухих" аппаратов равен 0,7, для
"мокрых" 0,8.
6) Рассчитывается концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах
котлов, мкг/м3, приведенная к коэффициенту избытка воздуха в уходящих газах
, равному 1,4, по формуле:
при сжигании жидкого топлива
м
бп
C
q-0,53
0,232 0,606 10 1qv
л.г
e
25
при сжигании газообразного
"
т
1
Кr КдКстКвлКоч ;
(2.37)
г
бп
C
q-1,26
0,0,356 0,163 10 3 qv
л.г
e
25
"
т
1
Кr КдКстКвл ;
(2.38)
при факельном сжигании твердого топлива (углей) (концентрация за
золоуловителями)
т
бп
C
АQнр
" К д К зу ,
e1,5 т
(2.39)
где А – коэффициент, характеризующий конструкцию нижней части топки: при
жидком шлакоудалении А равен 0,378; при твердом 0,521.
При совместном сжигании различных видов топлива концентрация
бенз(а)пирена в сухих дымовых газах, мкг/м3, приведенная к коэффициенту
избытка воздуха в уходящих газах , равному 1,4, определяется по формуле:
N
Сбпсм
Qнрi ВiCбпi
i 1
N
,
(2.40)
р
нi
Q Вi
i 1
р
где Qн i – низшая теплота сгорания i-го вида топлива, МДж/кг (МДж/м3);
Bi – расход каждого i-го вида топлива, кг/с (м3/с);
i
C бп
– концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах, формируемая
каждым из i-х видов топлива, определяется по формулам (2.36)
(2.38), мкг/м3;
N число видов топлива.
7) Рассчитывается масса выброса бенз(а)пирена, г/с, по формуле:
Мбп ВСбпVс.г10 6 ,
(2.41)
где Сбп – концентрация бенз(а)пирена в сухом дымовом газе, мкг/м3,
приведенная к , равному 1,4, определяемая в зависимости от вида сжигаемого
топлива и мощности котельного агрегата;
Vс.г – объем сухих дымовых газов, м3/кг (м3/м3), при
, равном 1,4,
определяется по формуле (1.7).
При совместном сжигании разных видов топлива масса выброса
бенз(a)пиpенa, г/с, определяется по формуле (2.41), при этом расход топлива В,
кг/с (м3/с)
В
N
i 1
Вi ,
(2.42)
а объем сухих дымовых газов Vс.г определяется по формуле (1.7) через
следующие величины:
N
Vг0
V0
VH0 2O
Vг0 i Bi
i 1
N
;
Bi
i 1
N 0
Vi Bi
i 1
;
N
Bi
i 1
N 0
VH2O i Bi
i 1
N
Bi
i 1
(2.43)
(2.44)
.
(2.45)
Значение валового выброса за расчетный период определяется по
формуле (1.6).
Результаты расчета оформляются в виде табл. 3.
2.5.2. Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах паровых котлов
производительностью менее 30 т/ч и водогрейных котлов
мощностью менее 23 МВт при сжигании мазута и природного газа
Расчет выполняется на основании методики [14] в следующем порядке.
1) Определяется полный расход натурального топлива, кг/с (м 3/с), для
каждого котла и котельной в целом.
2) Рассчитывается значение теплонапряжения топочного объема qV . При
сжигании
проектного
топлива
значение
qV
берется
из
технической
документации на котельное оборудование или справочника [8], непроектного
рассчитывается по формуле (2.31).
3) Находится значение коэффициента избытка воздуха в продуктах
сгорания
''
т
на выходе из топки по нормативному методу [3] или
методическим указаниям [6].
4) Рассчитывается значение коэффициентов, учитывающих влияние на
выход бенз(а)пирена мероприятий режимного характера, организации процесса
сжигания топлива и очистки поверхностей нагрева котла:
а) влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена
в продуктах сгорания жидкого и газообразного топлива для парового и
водогрейного котлов учитывается коэффициентом Кр , значение которого
определяется в работе [1, рис. П.5.1];
б) влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах
сгорания жидкого и газообразного топлива для парового и водогрейного
котлов учитывается коэффициентом Кд , значение которого определяется в
работе [1, рис. П.5.1];
в) влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в
продуктах сгорания жидкого и газообразного топлива для парового и
водогрейного котлов учитывается коэффициентом Кст , значение которого
определяется в работе [1, рис. П.5.3];
г) влияние дробевой очистки конвективных поверхностей нагрева на
работающем котле на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания
жидкого топлива для водогрейного котла учитывается коэффициентом Kо ,
принимаемым по табл. 6.
Таблица 6
Значения коэффициента Kо
Продолжительность периода между очистками, ч
12
24
48
Значение коэффициента
1,5
2,0
2,5
Kо
5) Рассчитывается концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах
сгорания на выходе из котла, приведенная к избытку воздуха , равному 1,4:
а) для парового котла концентрация бенз(а)пирена, мг/м3, определяется
по формуле:
при сжигании жидкого топлива:
для
''
т
= 1,08
1,25
"
т
м
бп
C
R 0,34 0,42 10 3 qV
3,8
1,4е
для
''
т
1
КдКрКст10 3 ;
(2.46а)
КдКрКст10 3 ,
(2.46б)
> 1,25
м
бп
C
"
т
R 0,172 0,23 10 3 qV
1,14
1,4е
где R
"
т
"
т
1
коэффициент, учитывающий способ распыливания мазута; для
паромеханических форсунок равен 0,75; для остальных случаев
при сжигании газообразного топлива:
при
''
т
= 1,08
1,25
г
бп
C
"
т
0,059 0,079 10 3 qV
3,8
1,4е
при
''
т
"
т
1
КдКрКст10 3 ;
(2.47а)
КдКрКст10 3 ;
(2.47б)
> 1,25
г
бп
C
"
т
0,032 0,043 10 3 qV
1,14
1,4е
"
т
1
б) для водогрейного котла концентрация
определяется по формуле:
при сжигании жидкого топлива:
при
''
т
1,0;
= 1,05
1,25 и qv = 250
500 кВт/м3
бенз(а)пирена,
мг/м3,
"
т
м
бп
C
R 0,445qV 28,0
"
т
3,5
1,4е
при
''
т
> 1,25 и qv = 250
"
т
м
бп
C
1
КдКрКст Ко10 6 ;
(2.48а)
КдКрКст Ко10 6 ,
(2.48б)
500 кВт/м3
R 0,52qV 32,5
3,5
1,4 1,16е
"
т
1
при сжигании газообразного топлива:
при
''
т
= 1,05
500 кВт/м3
1,25 и qv = 250
г
бп
C
"
т
R 0,11qV 7,0
"
т
3,5
1,4е
при
''
т
> 1,25 и qv = 250
г
бп
C
"
т
1
КдКрКст10 6 ;
(2.49а)
КдКрКст10 6 .
(2.49б)
500 кВт/м3
R 0,13qV 5,0
3,5
1,4 1,3е
"
т
1
6) Рассчитывается масса выброса бенз(а)пирена, г/с, по формуле (2.40).
Значение валового выброса за расчетный период определяется по
формуле (1.6).
Результаты расчета оформляются в виде табл. 3.
2.5.3. Расчет концентрации бенз(а)пирена в уходящих газах паровых котлов
производительностью менее 30 т/ч и водогрейных котлов
мощностью менее 23 МВт при сжигании твердого топлива
Расчет выполняется на основании методики [14] в следующем порядке.
1) Определяется полный расход натурального топлива, кг/с (м3/с), для
каждого котла и котельной в целом.
2) Рассчитывается значение коэффициентов, учитывающих влияние на
выход бенз(а)пирена нагрузки котла и организации процесса золоочистки:
а) влияние нагрузки котла на выход бенз(а)пирена учитывается
коэффициентом Кд , определяемым по формуле:
Кд
Dн
Dф
1,2
(2.50)
;
б) степень улавливания бенз(а)пирена золоуловительной установкой
определяется коэффициентом Кзу , рассчитываемым по формуле (2.35), в
которой коэффициент Z, учитывающий снижение улавливающей способности
золоуловителем бенз(а)пирена, принимается равным
при температуре газов перед золоуловителем t 'зу 185 C
0,8
для "сухих" золоуловителей;
0,9
для "мокрых";
при температуре газов перед золоуловителем t 'зу 185 C
0,7
для "сухих" золоуловителей;
0,8 для "мокрых".
3) Определяется концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах
котлов малой мощности при слоевом сжигании твердого топлиав, мг/м3,
приведенная к избытку воздуха в газах , равному 1,4, по формуле:
тв
бп
C
где А
АQнр
"
е2,5 т
R
КдКзу10 3 ,
tн
коэффициент, характеризующий тип колосниковой решетки и вид
топлива; для углей и сланцев А равен 2,5, для древесины и торфа
R
(2.51)
1,5;
коэффициент, характеризующий температурный уровень экранов;
для tн 150 С
R = 350, для tн 150 С R = 290, где t н
температура
насыщения при давлении в барабане паровых котлов или на выходе из котла
для водогрейных котлов.
4) Рассчитывается масса выброса бенз(а)пирена, г/с, по формуле (2.40).
Определяется значение валового выброса за расчетный период по
формуле (1.6).
Результаты расчета оформляются в виде табл. 3.
Библиографический список
1. П р и х о д ь к о С. В. Определение выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу от котельных установок / С. В. П р и х о д ь к о, В. М. Л е б е д е в /
Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 2005. Ч. 2. 36 с.
2. Р о д д а т и с К. Ф. Справочник по котельным установкам малой
производительности / К. Ф. Р о д д а т и с, А. Н. П о л т а р е ц к и й. М.:
Энергоатомиздат, 1989. 488 с.
3. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под
ред. Н. В. К у з н е ц о в а, В. В. М и т о р а, И. Е. Д у б о в с к о г о и др. /
ЦКТИ-ВТИ. Л., 1973. Т. 1. 358 с.
4. Р и в к и н С. Л. Термодинамические свойства воды и водяного пара /
С. Л. Р и в к и н, А. А. А л е к с а н д р о в. М.: Энергоатомиздат, 1984. 80 с.
5. Определение технико-экономических показателей по затратным
статьям тарифа на отпускаемую тепловую энергию промышленноотопительными котельными / В. М. Л е б е д е в, В. В. О в с я н н и к о в, Ю. А.
У с м а н о в, В. Г. В о р о н и н, Е. П. Р о ж к о в а / Омский гос. ун-т путей
сообщения. Омск, 1999. 94 с.
6. Л е б е д е в В. М. Тепловой расчет котельных агрегатов. Ч. 1. Тепловой
расчет котельных агрегатов и определение расхода топлива / В. М. Л е б е д е в,
С. В. О л ь к о в а / Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 2004. 34 с.
7. Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу от котельных установок ТЭС РД 34.02.305-98 / ВТИ. М., 1999. 24 c.
8. Повышение экологической безопасности ТЭС / А. И. А б р а м о в,
Д. П. Е л и з а р о в, А. Н. Р е м е з о в и др.; Под ред. А. С. С е д л о в а / МЭИ.
М., 2001. 378 с.
9. Методические указания по расчету валового выброса двуокиси
углерода в атмосферу из котлов тепловых электростанций и котельных РД 15334.0-02.318-2001 / ВТИ. М., 2002. 4 c.
10. П у г а ч Л. И. Энергетика и экология / Л. И. П у г а ч / Новосибирский
гос. техн. ун-т. Новосибирск, 2003. 503 с.
11. СНиП II-35-76. Котельные установки / Минстрой СССР. М., 1976. 81 с.
12. Методические указания по расчету выбросов оксидов азота с
дымовыми газами котлов тепловых электростанций РД 34.02.304-95. ВТИ.
М., 1995. 21 с.
13. Методика расчета выбросов бенз(а)пирена в атмосферу паровыми
котлами электростанций РД 153-34.1-02.316-99 / ВТИ. М., 1999. 4 с.
14. Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 т/ч или менее
20 Гкал/ч / ВТИ. М., 1999. 29 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Удельные выбросы загрязняющих веществ при сжигании различных видов топлива
в котельных установках ТЭС [10]
Топливо
Показатель
Теплота сгорания,
кДж/кг (кДж/м3)
Содержание в
рабочей массе, %:
серы
золы
Объем уходящих
газов при ух = 1,4
на 1 кг топлива,
м3/кг (м3/м3)
Концентрация в
уходящих газах,
мг/м3
NOх
SO2
золы
бенз(а)пирена
Удельный выброс
на 1 кг (1 м3)
топлива, г/кг (г/м3)
NOх
SO2
золы
бенз(а)пирена
природный
газ
мазут
35630
39730
22480
канскоачинский
13020
–
–
14,48
2,0
0,1
15,52
0,4
13,2
9,03
0,4
7,3
5,86
0,8
38,1
6,59
150
–
–
–
300
2650
0,096 103
0,2 10-3
500
810
13,9 103
0,08 10-3
320
700
11,83 103
0,08 10-3
2,17
4,66
41,13
1,49
3,1 10-6
4,52
7,31
125,52
7,2 10-7
1,88
4,10
69,32
4,7 10-7
кузнецкий
уголь
экибастузсдонецкий
кий
16750
17580
печерский
18230
подмосковн
ый
10420
2,5
21,8
7,75
2,6
25,4
7,33
2,7
25,2
4,47
320
2349
54,9 103
0,08 10-3
500
2560
26,7 103
0,08 10-3
320
6385
32,9 103
0,08 10-3
280
10190
50,2 103
0,06 10-3
2,11
15,48
361,80
5,3 10-7
3,88
19,84
206,93
6,2 10-7
2,34
46,61
240,17
5,8 10-7
1,25
45,55
224,39
2,7 10-7
Учебное издание
ПРИХОДЬКО Светлана Валерьевна,
ЛЕБЕДЕВ Виталий Матвеевич
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
ОТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Часть 1
______________________
Редактор Т. С. Паршикова
***
Подписано в печать 02.2006. Формат 60 84 1/16.
Бумага офсетная. Плоская печать. Усл. печ. л. .
Уч.-изд. л.
. Тираж 130 экз. Заказ
.
**
Редакционно-издательский отдел ОмГУПСа
Типография ОмГУПСа
*
644046, г. Омск, пр. Маркса, 35
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
3
Размер файла
711 Кб
Теги
1242
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа