/
Теги: электротехника
ISBN: 5-7046-0796-9
Текст
УДК
621.311
Р 754
МОСКОВСКИЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ
ИНСТИТУТ
(технический универе
П.В. Росляков, Л.Е. Егорова,
И.Л. Ионкин
РАСЧЕТ ВРЕДНЫХ
ВЫБРОСОВ ТЭС
В АТМОСФЕРУ
Учебное пособие
ВОЗВРАТИТЕ КНИГУ НЕ ПрЗЖЕ
обозиачежмого здесь срока
.
1 \
Тип.МЭИ .Зак. Тир.500000?
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)
П.В. РОСЛЯКОВ, Л.Е. ЕГОРОВА, И.Л. ИОНКИН
РАСЧЕТ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ ТЭС В АТМОСФЕРУ
Учебное пособие
по курсу
"Методы защиты окружающей среды"
для студентов, обучающихся по специальности
«Котло- и реакторостроение»
2-е издание, исправленное и дополненное
Под редакцией П.В. Рослякова
МОСКВА
ИЗДАТЕЛЬСТВО МЭИ
2002
й
м на*
УДК
621.311
Р754
УДК: 621.311.22:621.181:662 61.001 24(075.8)
Утверждено учебным управлением МЭИ в качестве учебного пособия для студентов
Рецензенты: докт. техн, наук, проф. А.Д. Трухний, канд. техн, наук В. Р. Котлер
Подготовлено на кафедре парогенераторостроения МЭИ
Росляков П.В., Егорова Л.Е., Ионкин И.Л.
Расчет вредных выбросов ТЭС в атмосферу: Учебн пос., 2-е изд испр. и доп / Под ред.
П.В. Рослякова. - М.: Издательство МЭИ, 2002. -84 с.
ISBN 5-7046-0796-9
Рассматривается классификация, нормирование и единицы измерения основных вред-
ных продукты сгорания тепловых электростанций, а также расчет их выбросов по приня-
тым нормативным документам. В приложениях приведены примеры расчета выбросов
оксидов азота при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлив.
Предназначено для студентов специальности «Котло- и реакторостроение».
Учебное издание
Павел Васильевич Росляков
Людмила Евгеньевна Егорова
Игорь Львович Ионкин
РАСЧЕТ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ ТЭС В АТМОСФЕРУ
Учебное пособие по курсу
«Методы защиты окружающей среды»
для студентов специальности «Котло- и реакторостроение»
Редактор издательства Е.А. Улановская
ЛР №020528 от 05.06.97
Темплан издания МЭИ 2001 (II), учебн. Печать офсетная
Подписано кпечати05.12.01 Формат60x84/16 Физ.печ.л. 5,25
Тираж 200 Изд.№ 117 Заказ172 Цена 15 р.
Издательство МЭИ, 111250, Москва, Красноказарменная. 14
Типография ЦНИИ “Электроника", 117415, Москва, просп. Вернадского, д.39
ISBN 5-7046-0796-9
© Московский энергетический институт. 2002
ВВЕДЕНИЕ
Тепловые электрические станции являются одними из крупнейших источ-
ников загрязнения атмосферы. С дымовыми газами котлов выбрасывается
большое количество вредных продуктов сгорания. Обладая высокой токсич-
ностью, они наносят значительный вред окружающей среде и здоровью
людей.
При сжигании органических топлив в топках котлов или камерах сгора-
ния ГТУ и ПТУ образуются различные продукты сгорания, такие как оксиды
углерода СОх = СО + СОг, водяные пары Н2О, оксиды серы SOx = SO2 + SO3,
оксиды азота NOx = NO + NO2, полициклические ароматические углево-
дороды (ПАУ), соединения ванадия V2O5, твердые частицы и др. (табл. В.1).
Таблица В.1
Удельные выбросы при факельном сжигании органических топлив в
энергетических котлах [1]
Выбросы Природный газ г/(м3 пр. газа) Мазут, кг/(т мазута) Уголь, кг/(т угля)
Оксиды серы SOx (в пересчете на SO2) 0,006...0,01 - 21 S'' (17... 19)SP
Оксиды азота NOx (в пересчете на NO2) 5...11 5...14 4...14
Монооксид углерода СО 0,002...0,005 0,005...0,05 0,1...0,45
Углеводороды 0,016 0,1 0,45...1,0
Водяные пары Н2О 1000 700 230... 360
Диоксид углерода СОг 2000 -3000 2200... 3000
Летучая зола и шлак — 10 А'' 10А''
Примечание: A'', S'' — соответственно содержание золы и серы на рабо-
чую массу топлива, %.
Диапазоны концентраций вредных веществ в дымовых газах при сжи-
гании различных типов топлив приведены в табл. В.2.
Таблица В.2
Примерная концентрация вредных веществ в продуктах сгорания при
факельном сжигании органических топлив в энергетических котлах
Выбросы Концентрация, мг/м-*
Природный газ Мазут Уголь
Оксиды азота NOx (в пересчете на NO2) 200... 1200 300... 1000 350...1500
Сернистый ангидрид SO2 — 2000-6000 1000... 5000
Серный ангидрид SO3 — 4... 250 2... 100
Угарный газ СО 10...125 10...150 15...150
Бенз(а)пирен С20Н12 (0,1... 1,0)х10’6 (0,2. ..4,0)х10'6 (0,3... 14)х10’6
Твердые частицы — < 100 150... 300
1. ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ ГАЗООБРАЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ
ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
При расчетцом или опытном определении состава продуктов сгорания на-
ходятся значения концентраций их отдельных компонентов. Принципиально
концентрации иеществ разделяются на объемные Cv и массовые Ст.
Объемные концентрации Cv представляют собой отношение объема, за-
нимаемого данным веществом, к объему всей газовой пробы. Поэтому с по-
мощью объемцых концентраций описывается содержание только газообраз-
ных продуктов сгорания, например, NOX, SOX, СОХ и др. Объемные концент-
рации Cv могуг измеряться в % об или ррт. Единица измерения 1 ррт (part
per million) представляет собой одну миллионную часть объема:
1 ppm = 10’6 = КГ4 % об = 1 см3/м3. (1Л)
Важным преимуществом измерения содержания газовых компонентов в
объемных концентрациях заключается в том, что объемные концентрации не
зависят от давлеНия и температуры среды и, следовательно, расчетные или
опытные резу.|1ьтаты газового анализа, выраженные в % об или ррт не
требуют приведения к каким-либо заданным условиям по температуре и
давлению.
Массовые концентрации Ст характеризуют количество (массу) данного
вещества в одНом кубическом метре продуктов сгорания. С их помощью
оценивается содержание в продуктах сгорания как твердых (например, зола,
бенз(а)пирен, пентаоксид ванадия), так и газообразных компонентов. Для
выражения массовых концентраций используются единицы г/м3 или мг/м
(реже мкг/м3).
Очевидно, что в отличие от объемной, массовая концентрация зависит от
давления и тецпературы среды. Поэтому массовую концентрацию приводят в
пересчете на Нормальные условия (О °C, ро = 760 мм рт. ст. = 101,3 кПа), для
чего используеТСя следующее выражение:
(1-2)
273 рТ
Соп
т - массовая концентрация, полученная опытным путем при темпера-
туре Ог и давлении рт газовой пробы.
С учетом Температуры Ог и давления рг газовой пробы перед газоанали-
затором (последнее приравнивается к фактическому атмосферному давле-
нию) связь между объемными (ррт) и массовыми (г/м3) концентрациями
устанавливается следующим соотношением [2]:
cM,=krcVi. (1.3)
В выражении (2.3) — коэффициент пересчета, равный
273 Рг
£ = Ю“3._^2____________
VMi (273 + Or)?0 ’
(1.4)
где Mi — молекулярная масса /-го вещества, г; /ду — его молярный объем, л
(в качестве первого приближения за V^. может быть принят объем идеаль-
ного газа равный 22,4 л).
Значения коэффициента пересчета к, для некоторых реальных газообраз-
ных веществ и нормальных условий приведены в табл. 1.1.
Таблица 1.1
Значения коэффициента пересчета для реальных газов
при нормальных условиях (О °C; 101,3 кПа)
Вещества Молекулярная масса, Mi, г Молярный объем, VM, , л Коэффициент пересчета, Аг.-Ю3
о2 32,0 22,39 1,43
СО 28,01 22,4 1,25
СО2 44,01 22,26 1,98
H2S 34,08 22,14 1,54
so2 64,06 21,89 2,93
NO 30,01 22,41 1,34
no2 46,01 22,41 2,05
В соответствии с нормативами [3] и для корректного сопоставления опыт-
ных данных полученные при измерениях массовые или объемные концент-
рации необходимо пересчитывать на стандартные условия, в качестве кото-
рых приняты следующие: «ух = 1,4, 0°С и 101,3 кПа (760 мм рт. ст). В за-
висимости от применяемых методов измерения и расчетных методик опре-
деление содержания газовых компонентов производится в мокрых или сухих
продуктах сгорания. При этом под сухими продуктами сгорания (сухие газы)
подразумеваются дымовые газы, в которых произошла конденсация обра-
зовавшихся в процессе горения топлива водяных паров из-за их остывания до
температур ниже температуры насыщения. Поэтому для пересчета расчетных
и опытных концентраций на стандартные условия используются разные
формулы:
• при пересчете концентраций С, полученных для сухих газов, на стандарт-
ные условия (С^ у) для сухих газов:
УСХ«-1)УВ° .
+(1,4-1) FB° ’
(1.5)
273+ ОГ р0 У°+(а-1)Ув° .
273 рг V°r + (1,4-1) К° ’
(1-6)
• при пересчете концентраций, полученных для мокрых газов, на стандарт-
ные условия для сухих газов:
„ст.у r v° +1,0161-(а-1)VB° .
V ‘CV V«r+(1.4-l)V« 1
(1-7)
273 + 0, Po 7Г°+1,0161 (а-1)УВ°
т т 273 pr +0,4-1) VB
• при пересчете концентраций, полученных для мокрых газов, на стандарт-
ные условия для мокрых газов:
7Г°+1,0161 (а-1)УВ°
Vr° +1,0161 (1,4 - 1) V° ’
с„у = с 273+ОГ р± Уг° +1,0161 («-1)К°
т т 273 рГ V° +1,0161 (1,4-1) V° ’
(1-9)
(1-Ю)
где а - расчетный или опытный коэффициент избытка воздуха в сечении от-
бора газовой пробы; VB , V<‘ — теоретические объемы соответственно возду-
ха и мокрых газов, Vc°r = Vr° - VjJ20 — теоретический объем сухих газов (оп-
ределение VB , Vr°, Уц2о производится по химическому составу сжигаемого
топлива или табличным данным по нормативному методу [4]).
Кроме концентраций вредных веществ в качестве экологических характе-
ристик котлов часто используют удельные или валовые (массовые) выбросы.
Массовый выброс Л/, (г/с) — это количество i-го вредного вещества,
выбрасываемого в атмосферу с уходящими газами в единицу времени (за 1 с).
Массовый выброс вредного вещества за определенный период времени (ме-
сяц, квартал, год) называется валовым выбросом (например, т/год).
Удельный массовый выброс т, (г/кг или г/м3) представляет собой
количество ;-го вредного вещества в граммах, образовавшегося при сжигании
1 кг (или м3) топлива. Часто этот показатель пересчитывают на единицу мас-
сы условного топлива ( г/кг у т или кг/т. у т):
m, = c,Vr; (1.11)
или т*=с, Vv(Qyt/Q?'): (1.12)
где <2ут — теплота сгорания условного топлива, равная 29,33 МДж/кг (7000
ккал/кг); Q? — низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг (МДж/м3).
Под удельными выбросами (по теплу) Kt (г/МДж) понимается коли-
чество i'-го вредного вещества в граммах, отнесенного к 1 МДж освобож-
денной в топке котла химической энергии топлива:
где Йр - располагаемый расход топлива (кг/с).
Для пересчета указанных параметров используются следующие
соотношения:
К = С,Vr/QP- (1.14)
т: = К&-, (1.15)
Л< = С,5рК; (1.16)
Mt=KtBpQP-, (1.17)
М = /И/ВР, (118)
где С, — массовая концентрация i-го вещества при нормальных условиях
(0°С, 760 мм рт.ст.), г/м3; Vr — объем дымовых газов м3/кг (м3/м3), опреде-
ляемый следующим образом:
• если концентрация С, определена в мокрых газах:
Уг= Уг° + 1,0161 (а-1) VB°, (1.19)
• если концентрация С, определена в сухих продуктах сгорания:
УГ=УС° + (а-1)Ув°, (1.20)
V°= Vr°- VH°2o , (1-21)
где а - коэффициент избытка воздуха для условий, при которых производи-
лось определение концентрации С,.
Удельные выбросы вредных веществ являются основными параметрами,
которые должны контролироваться с целью проверки соблюдения утверж-
денных нормативов выбросов и оценки результатов внедрения природоох-
ранных мероприятий.
2. КЛАССИФИКАЦИЯ И НОРМИРОВАНИЕ ВРЕДНЫХ
ВЫБРОСОВ ТЭС В АТМОСФЕРУ
Все вредные примеси продуктов сгорания топлив с учетом технологии их
сжигания можно разделить на две группы.
К первой группе относятся вредные вещества, количество которых в про-
дуктах сгорания мало зависит от технологии сжигания и может быть с доста-
точной точностью определено на основании состава топлива (диоксид серы
SO2, соединения ванадия V2O5, летучая зола).
Ко второй группе относятся вредные продукты сгорания, образование ко-
торых зависит как от состава топлива, так и от технологических, конструк-
тивных и режимных условий сжигания топлива (оксид углерода, оксиды
азота, ПАУ и др ).
По степени опасности (токсичности) продукты сгорания делятся на пять
классов [5]:
7. Чрезвычайно опасные (Б(а)П, V2O5);
2. Опасные (NO2, H2S, летучая зола при содержании СаО > 35%);
3. Умеренно опасные (NO, SO2, SO3, сажа, летучая зола при содержании
СаО < 35%, пыль неорганическая);
4. Малоопасные (NH3, СО);
5. Безопасные (N2, О2, СО2, Н2О).
В соответствии с законом об охране атмосферного воздуха в России уста-
новлены следующие нормативные показатели: предельно допустимые кон-
центрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе, предельно
допустимые выбросы (ПДВ) и временно согласованные выбросы (ВСВ) вред-
ных веществ в атмосферу. Порядок и методику разработки нормативов выб-
росов загрязняющих веществ в атмосферу для действующих, реконструируе-
мых, строящихся и проектируемых ТЭС и котельных любой мощности уста-
навливает "Отраслевая инструкция по нормированию выбросов загрязняю-
щих веществ в атмосферу для тепловых электростанций и котельных" РД
34.02.303—98 [6].
Целью нормирования выбросов тепловых электрических станций явля-
ется ограничение неблагоприятного воздействия ТЭС на воздушный бассейн
путем разработки предельно допустимых выбросов (ПДВ) — контрольных в
г/с и годовых в т/год, обеспечивающих соблюдение санитарно-гигиенических
нормативов; установления планов-графиков по достижению уровня ПДВ,
временно согласованных выбросов (ВСВ) (по необходимости), а также тех-
нологических (удельных) норм выбросов для каждой котельной установки.
2.1. Предельно допустимая концентрация
Предельно допустимой концентрацией (ПДК) называется такая концент-
рация вредного вещества в атмосферном воздухе на уровне дыхания челове-
ка, которая не оказывает на организм человека прямого или косвенного воз-
действия, не снижает его работоспособности, не влияет на его самочувствие
или настроение.
ПДК является основным критерием санитарно-гигиенической оценки ка-
чества воздуха и устанавливается Министерством здравоохранения в расчете
на наиболее ранимые группы населения, к которым относятся дети, люди по-
жилого возраста и ослабленные болезнью.
ПДК атмосферных загрязнений устанавливаются для двух периодов ус-
реднения концентраций (табл.2.1):
— среднесуточная (ПДКсС), которая является основной и служит для
предотвращения хронического неблагоприятного действия (средневзвешен-
ная за 24 ч);
— максимально разовая (ПДКМ р) для веществ, обладающих запахом или
другим раздражающим действием, для оценки пиковых подъемов концент-
раций в течении 20... ЗОмин.
Для каждого из выбрасываемых в атмосферу вредных веществ должно
соблюдаться условие С,/ПДК,- < 1, где С, - приземная концентрация вредного
, з „
вещества, мг/м . Для оценки загрязнения воздуха на территориях зон санитар-
ной охраны (курорты, места массового отдыха населения, заповедники, нацио-
нальные парки) используется величины 0,8ПДК атмосферных загрязнений.
Наблюдения показывают, что соблюдение ПДК не сопровождается каки-
ми-либо отклонениями в состоянии здоровья наиболее ранимых групп насе-
ления. Вместе с тем превышение ПДК в 2 . 4 раза вызывает изменение дыха-
тельных функций, сдвиги в функциональном состоянии некоторых органов и
систем у чувствительных групп населения, а превышение ПДК в 5 . 7 раз
повышает заболеваемость и других групп населения.
Для веществ, для которых установлены только среднесуточные предель-
но допустимые концентрации (ПДКсС) максимально разовые предельно до-
пустимые концентрации (ПДКмр) определяются по следующему приближен-
ному соотношению:
ПДКм р= 10 ПДКсс. (2.1)
Совместное присутствие в атмосфере некоторых вредных веществ мо-
жет усиливать их токсичность. Такие вещества называются веществами од-
нонаправленного действия. При одновременном содержании в атмосферном
воздухе нескольких вредных веществ однонаправленного действия их до-
пустимые приземные концентрации (С,-) должны удовлетворять следующему
условию:
_£l_+_£2_+...+_£z!_<i. (2.2)
ПДК! ПДК2 ПДК„
Таблица 2.1
Характеристики некоторых вредных продуктов сгорания
Вредные вещества Класс опасности ПДКмп, мг/м3 ПДКс.с, мг/м3 Содержание в уходящих газах, С, мг/м3 Токсичная кратность с ПДКс.с
Бенз(а)пирен СгоНи 1 — 0,1 мкг/100 м3 (1140) мкг/м3 10..1400
Пенгаоксид ванадия V2O5 1 — 0,002 30 15000
Летучая зола (при СаО > 35 %) 2 0,05 0,02 150...200 7500...10000
Диоксид азота NO2 2 0,085 0,04 в пересчете на NO2 200...1200 5000...30000
Моиооксид азота NO 3 0,6 0,06
Летучая зола (как нетоксичная пыль) 3 0.5 0,15 150...200
Сернистый ангидрид SO2 3 0,5 0,05 2000,..6000 40000... 120000
Серный ангидрид SO3 3 о.з 0,1 100 1000
Сажа 3 0.15 0,05 1000 20000
Монооксид углерода СО 4 5 3 30...300 10..100
В настоящее время установлены следующие сочетания вредных веществ,
обладающих суммированным действием:
• диоксид азота + диоксид серы;
• диоксид серы + аэрозоль серной кислоты;
• диоксид серы + сероводород;
• диоксид серы + оксид серы + аммиак + оксиды азота;
• диоксид серы + диоксид азота + фенол + оксид углерода
и ряд других.
Из перечисленных соединений наибольшее значение для теплоэнер-
гетики имеет первое сочетание, так как сернистый ангидрид и диоксид азота
практически всегда одновременно присутствуют в продуктах сгорания.
В табл.2.1 представлены данные по содержанию вредных примесей С, в
уходящих газах паровых и водогрейных котлов. Приведенный там же пара-
метр токсической кратности продуктов сгорания С,/ПДКсС1 показывает во
сколько раз необходимо разбавить уходящие газы, чтобы концентрация i-ro
вещества в атмосферном воздухе не превышала ПДКс с.
Однако соблюдение ПДК, установленных на основе санитарно-гигие-
нических соображений, не исключает вредного воздействия выбросов ТЭС и
котельных на окружающую среду. Примером тому является проблема кис-
лотных дождей. Кроме того использование ПДК вредных веществ для конт-
роля за состоянием атмосферного воздуха не дает ответа на вопрос, какой ис-
точник выброса вызывает эти концентрации и сколько вредных веществ дан-
ные источники выбрасывают в единицу времени. В связи с этим потребова-
лась разработка системы ограничения абсолютных или удельных выбросов
наиболее токсичных ингредиентов. Для этого были введены нормы предель-
но допустимых выбросов (ПДВ), которые позволяют более эффективно бо-
роться с увеличением вредных выбросов и оценивать ответственность
каждого предприятия за загрязнение атмосферы.
2.2. Предельно допустимые и временно согласованные выбросы
Предельно допустимый выброс — это такой максимальный выброс
вредных веществ каждым источником загрязнения атмосферы (г/с или т/год),
который в сумме с выбросами остальных источников не приводит к превы-
шению приземных концентраций данного вещества над значением ПДК.
Значение ПДВ для ТЭС и каждого отдельного источника выбросов раз-
рабатывается в соответствии с "Отраслевой инструкцией по нормированию
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для тепловых электростанций
и котельных" РД 34.02.303-98 [6].
Критериями при определении ПДВ являются допустимый вклад ТЭС в
загрязнение воздушного бассейна, санитарно-гигиенические нормативы ка-
чества атмосферного воздуха и технологические нормы выбросов.
Допустимый вклад ТЭС в загрязнение атмосферного воздуха Сдоп зада-
ется местными органами Госкомэкологии или определяется на основании
расчетов рассеивания по [7]:
Сдоп=ПДКм.р-Сф.п, (2.3)
где ПДКМ р — максимальная приземная концентрация вещества в жилой заст-
ройке; С ф п — фон на перспективу без учета выбросов ТЭС.
Санитарно-гигиенические нормативы качества атмосферного воздуха
включают максимальную разовую предельно допустимую концентрацию ве-
ществ в приземном слое воздуха (ПДКМ р) и положение о суммации токсич-
ного действия ряда загрязняющих веществ (2.2).
Технологические нормы выбросов устанавливаются в форме удельных
показателей (мг/м , кг/т у.т, г/МДж). Для действующих котлов они опреде-
ляются возможностями оборудования ограничить выброс загрязняющих ве-
ществ путем оптимального режима эксплуатации, для вновь выпускаемых со-
ответствуют требованиям, предъявляемым ГОСТом Р 50831-95 [3] (см.п.2.3).
Разрабатывать нормативы ПДВ могут как сама ТЭС, так и другие орга-
низации, имеющие соответствующую лицензию. Готовый проект нормативов
предельно допустимых выбросов ТЭС представляет на согласование в мест-
ные органы Госкомэкологии.
Исходными данными при разработке нормативов предельно допустимых
выбросов ТЭС являются характеристика района расположения ТЭС, топо-
графическая и социологическая характеристики региона, данные по фоно-
вому загрязнению атмосферного воздуха, данные по допустимому вкладу
ТЭС в загрязнение атмосферного воздуха и др. Перечень исходных данных
для разработки проекта норм выбросов содержится в [8].
Разработчик проекта проводит, если это необходимо, инвентаризацию
выбросов в соответствии с "Инструкцией по инвентаризации выбросов в ат-
мосферу загрязняющих веществ тепловых электростанций и котельных" [9];
расчет максимальных и годовых выбросов, загрязнения атмосферы в исход-
ный момент и на перспективу. Выбросы из дымовой трубы оксидов азота,
оксида углерода и золы твердого топлива определяются по данным инст-
рументальных измерений концентраций загрязняющих веществ в дымовых
газах, проводимых на данной ТЭС в ходе планового контроля и плановых
испытаний оборудования. Расчетными методами рекомендуется определять
выбросы диоксида серы, мазутной золы (исходя из количества и качества
используемого топлива), сажи и бенз(а)пирена [9].
В проекте норм выбросов в атмосферу определяется уровень и возмож-
ный срок достижения контрольного норматива ПДВ (г/с) раздельно по каж-
дому веществу. Предельно допустимый выброс каждого отдельного вещества
группы суммации устанавливается исходя их технологических возможностей
и экономической целесообразности снижения того или иного вещества груп-
пы суммации, по которому имеется превышение выброса над уровнем ПДВ.
Если ПДВ не может быть достигнут, разрабатывается комплекс меро-
приятий по снижению выбросов до уровня ПДВ и дается экспертная оценка
затратам на их достижение.
При вводе нового энергетического или промышленного объекта с рас-
считанной по [7] приземной концентрацией С и фоном города Сф для каж-
дого вредного вещества должно соблюдаться условие
С + Сф<ПДКм.р. (2.4)
Достаточно часто ввод новых объектов может привести к превышению сани-
тарных нормативов атмосферного загрязнения и нарушению соотношения
(2.4). В этих случаях необходима реализация определенных воздухоох-
ранных мероприятий, позволяющих снизить существующий токсичный фон
Сф. Это, в свою очередь, требует решить вопрос о том, на каких действую-
щих и вновь вводимых источниках выбросов следует осуществить природо-
охранные мероприятия и какие именно.
Разрабатываемые мероприятия, направленные на снижение выбросов
ТЭС, должны быть современными, технически осуществимыми и экономи-
чески целесообразными по условиям энергоснабжения района и при этом не
должны приводить к снижению надежности энергетического оборудования.
Если по каким-либо причинам не удается обеспечить ПДК вредного
вещества в приземном слое, то вместо ПДВ устанавливается временно согла-
сованный выброс (ВСВ).
Согласно [8], нормы ПДВ устанавливаются для любого существующего,
строящегося, проектируемого, расширяемого или реконструируемого пред-
приятия. Нормы ВСВ могут быть установлены только для действующего
предприятия.
Предельно допустимые выбросы в атмосферу устанавливаются едиными
на нормируемый период и пересматриваются не реже одного раза в пять лет.
Нормы ПДВ могут остаться неизменными и на последующие годы, если
мощность источников выбросов, технология энергопроизводства, режимы
работы, вид и качество используемого топлива остаются неизменными. В
том случае, если меняется состав оборудования, режим работы, качество
используемого топлива установленные нормативы ПДВ по представлению
ТЭС могут быть пересмотрены местными органами Госкомэкологии до
истечения срока их действия. В отличие от норм ПДВ нормативы ВСВ
устанавливаются на каждый год нормируемого периода. Они должны соот-
ветствовать наиболее полному и эффективному использованию установлен-
ного на ТЭС природоохранного оборудования, соблюдению технологии
энергетического производства, снижению выброса загрязняющих веществ в
соответствии с планом мероприятий по достижению ПДВ.
При проектировании новой ТЭС, расширении, реконструкции дейст-
вующей ТЭС предложения по ПДВ, разрабатываются проектной органи-
зацией, являются неотъемлемой частью проекта на всех стадиях проек-
тирования и утверждаются совместно с проектом.
2.3. Нормативы удельных выбросов из котельных установок
ПДВ (ВСВ) являются средством текущего контроля за деятельностью
ТЭС и никоим образом не отражают экологических характеристик энергети-
ческого оборудования. Поэтому наряду с нормированием приземных концен-
траций действуют нормативные документы, регламентирующие нормативы
удельных выбросов (НУВ) вредных веществ в отходящих газах энергети-
ческих установок.
НУВ приводятся либо в виде концентраций С, г/м3 (в граммах вредного
вещества в 1 м уходящих газов при otyx = 1,4 и нормальных условиях: О °C и
760 мм рт.ст.), либо в виде удельных выбросов К, г/МДж (в граммах вред-
ного вещества, отнесенных к 1МДж освобожденной в топке химической
энергии топлива).
В настоящее время нормативы удельных выбросов твердых частиц, ок-
сидов азота и серы для новых котлов регламентируются государственным
стандартом ГОСТ Р50831-95 “Установки котельные. Тепломеханическая
часть. Общие технические требования” (см. табл. 2.2—2.4) [3]. В стандар-
те предусмотрены два уровня нормативов, ограничивающих загрязнение
атмосферы при строительстве новых и при техническом перевооружении и
расширении действующих ТЭС на период соответственно до и после 2000 г.
Величины допустимых удельных выбросов определены в зависимости от
ГОСТ Р 50831-95. Нормативы удельных выбросов в атмосферу твердых частиц для котельных установок,
для твердого топлива всех видов
Ввод котельных установок на ТЭС с 1 января 2001 г. Массовая ’ концентрация частиц в дымовых газах при а = 1,4, мг/м3 150 150...500 500 50 50... 150 150
Массовый выброс твердых частиц, кг/т.ут 1,76 1,76...5,86 5,86 0,59 0,59...1,76 1,76
1 Массовый выброс твердых частиц на единицу тепловой энергии, г/МДж 0,06 0,06...0,10 0,10 0,02 0,02... 0,06 0,06
Ввод котельных установок на ТЭС до 31 декабря 2000 г Массовая*-1 концентрация частице дымовых газах при а =1,4, мг/м3 150 150...500 500 100 100...400 400
Массовый выброс твердых частиц, кг/тут 1,76 1,76... 5,86 5,86 1,18 1,18...4,70 4,70
Массовый выброс твердых частиц на единицу тепловой энергии, г/МДж 0,06 0,06...0,20 0,20 0,04 0,04...0,16 0,16
Приведенное содержание золы А"13, % кг/МДж 1 Менее 0,6 0,6...2,5 Более 2,5 Менее 0,6 0,6...2,5 Более 2,5
Тепловая мощность котлов Q, МВт (паропро изводите ль ность котла D, т/ч) До 299 (до 420) 300 и более (420 н более)
I
8
£
S
в
S
Q.
О
S
S
Q.
С
ГОСТ Р 50831-95. Нормативы удельных выбросов в атмосферу оксидов азота для котельных установок
Тепловая мощность котлов Q,, МВт (паропро изводи- те льиость котла D, т/ч) Вид топлива Ввод котельных установок на ТЭС до 31 декабря 2000 г. Ввод котельных установок на ТЭС с 1 января 2001 г.
Массовый выброс NOX на единицу тепловой энергии, г/МДж Массовый выброс NOX, кг/тут Массовая*’ концентрация NOX, в дымовых газах при а = 1,4, мг/м3 Массовый выброс NOX на единицу тепловой энергии, г/МДж Массовый выброс NOx, кг/тут Массовая*) концентрация NOX, в дымовых газах при а = 1,4, мг/м3
до 299 (до 420) Газ 0,43 1,26 125 0,043 1,26 125
Мазут 0,086 2,52 250 0,086 2,52 250
Бурый уголь -ТШУ -ЖШУ 0,12 0,13 3,50 3,81 320 350 0,11 0,11 3,20 3,20 320 350
Каменный уголь -ТШУ -ЖШУ 0,17 0,23 4,98 6,75 470 640 0,17 0,23 4,98 6,75 470 640
300 и более (420 и более) К— Газ 0,043 1,26 125 0,043 1,26 125
Мазут 0,086 2,52 250 0,086 2,52 250
Бурый уголь -ТШУ -ЖШУ 0,14 3,95 370 0,11 3,20 300
Каменный уголь -ТШУ -ЖШУ 0,20 0,25 5,86 7,33 540 700 0,13 0,21 3,81 6,16 350 570
’ Прн нормальных условиях (температура 0 "С, давление 101,3 кПа), рассчитанная на сухие газы.
Таблица 2.4
ГОСТ Р 50831-95. Нормативы удельных выбросов в атмосферу оксидов серы для котельных установок,
для твердых и жидких топлив
БИБЛИОТЕКА
Тепловая мощность котлов Q, МВт (паро производи- тельность котла D, т/ч) Приведенное содержание серы, У45, % кг/МДж Ввод котельных установок на ТЭС до 31 декабря 2000 г. Ввод котельных установок на ТЭС с 1 января 2001 г.
Массовый выброс SOx на единицу тепловой энергии, г/МДж Массовый выброс SOx, кг/тут Массовая’’ концентрация SOX, в дымовых газах прн ос = 1,4, мг/м3 Массовый выброс SOx на единицу тепловой энергии, г/МДж Массовый выброс SOx, кг/тут Массовая*) концентрация SOx, в дымовых газах при сс = 1,4, мг/м3
До 199 (до 320) 0,045 и менее 0,875 25,7 2000 0,5 14,7 1200
более 0,045 1,5 44,0 3400 0,6 17,6 1400
200+249 (320+400) 0,045 н менее 0,875 25,7 2000 0,4 И,7 950
более 0,045 1,5 44,0 3400 0,45 13,1 1050
250+299 (400+420) 0,045 н менее 0,875 25,7 2000 0,3 8,8 700
более 0,045 1,5 44,0 3400 0,3 8,8 700
300 и более (420 и более) 0,045 и менее 0,875 25,7 2000 0,3 8,8 700
более 0,045 1,3 38,0 3000 0,3 8.8 700
Прн нормальных условиях (температура 0 °C, давление 101,3 кПа), рассчитанная на сухие газы.
вида сжигаемого топлива, производительности котла и способа шлакоуда-
ления. Данный ГОСТ будет действовать примерно до 2005 г.
Нормирование выбросов для действующих на ТЭС котлов в настоящее
время является более гибким. Например, не устанавливаются новые нормати-
вы для тех котлов, которые в ближайшие годы будут выводиться из эксплуа-
тации. Для остальных котлов нормативы удельных выбросов устанавливают-
ся с учетом лучших экологических показателей, достигнутых в эксплуатации,
а также с учетом мощности котельных установок, сжигаемого топлива, воз-
можностей размещения нового и показателей имеющегося пыле-, газоочист-
ного оборудования, дорабатывающего свой ресурс. При разработке нормати-
вов для действующих ТЭС также учитываются особенности энергосистем и
регионов.
2.4.Частные и суммарные показатели вредности
Известно, что продукты сгорания топлив содержат несколько вредных
примесей, каждая из которых обладает различной токсичностью. В этой свя-
зи при использовании органических топлив на ТЭС и в котельных с точки
зрения охраны окружающей среды возникают следующие вопросы. Во-пер-
вых, какие токсичные примеси, присутствующие в продуктах сгорания дан-
ного топлива, наносят (с учетом их различных абсолютных выбросов и ток-
сичности) наибольший вред окружающей среде. Ответ на этот вопрос поз-
воляет определить выбросы каких вредных веществ необходимо снижать в
первую очередь. Во-вторых, при замене на ТЭС или в котельной одного топ-
лива другим необходим показатель для оценки целесообразности такой заме-
ны по соображениям охраны окружающей среды. Поэтому с целью сопостав-
ления и суммирования вредного воздействия различных примесей, содержа-
щихся в дымовых газах, используется показатель суммарной вредности У П
энергетических топлив и продуктов их сгорания. Показатель суммарной
вредности У П определяется как сумма частных показателей вредности П„
характеризующих удельное количество вредного вещества и его относитель-
ную токсичность:
уп=уп,. • (2.5)
<=1
В свою очередь частные показатели вредности П, представляют собой
количество граммов вредной примеси т,, образовавшейся при сжигании од-
ного грамма топлива, отнесенное к относительной теплоте сгорания топлива
и к относительной токсичности вредной примеси:
mt (1 - T])
2P ПДК
(2.6)
(2н)ут (ППДм.р)золы
где 2н> (2н)ут— калорийности соответственно рассматриваемого и условно-
го топлив, МДж/кг (МДж/м3); ПДКмр„ (ПДКМ ^)30лы — максимально разовые
ПДК соответственно 1-й примеси и золы, мг/м (при этом токсичность золы
твердых топлив приравнена к таковой для нетоксичной пыли ПДКм.р = 0,5
мг/м3); T) — степень очистки дымовых газов от 1-й примеси перед их выбро-
сом в атмосферу (в долях).
Поскольку для пентаоксида ванадия V2O5 и бенз(а)пирена С20Н12 сани-
тарными органами установлены только среднесуточные предельно допусти-
мые концентрации, то в выражении (2.6) они соответственно отнесены к сред-
несуточной величине ПДК нетоксичной пыли, равной ПДКСС = 0,15 мг/м .
Частные показатели вредных веществ первой группы опасности к кото-
рым относятся оксиды серы, летучая зола, пентаоксид ванадия, определяются
по формуле
0,1462 Г( F (1 -1]) Мг
<?„Р ПДКмр. Мт
С учетом сказанного выше П V2q5 рассчитывается как
4,387 1(Г2 Гу2р5 F(l-n)
QP пдк^°5
(2.7)
(2.7*)
где Г, — масса примеси в рабочем топливе, % (для мазутов в соответствии с
[3] масса пентаоксида ванадия определяется как ГУэ05 = 0,4Др, %; F —
безразмерный коэффициент, учитывающий скорость осаждения примеси в
атмосфере (F = 1 — для газообразных вредных примесей и мелкодисперсных
аэрозолей (пыль, сажа и т.п ), скорость упорядоченного оседания которых
практически равна нулю; F = 2 — для мелкодисперсных аэрозолей при
среднем эксплуатационном коэффициенте очистки выбросов не менее 90 %;
F = 2,5 — при среднем эксплуатационном коэффициенте очистки выбросов
от 75 до 90 %; F = 3 — при среднем эксплуатационном коэффициенте очист-
ки выбросов менее 75 % и при отсутствии очистки [10]); Мт, Мг — моле-
кулярные массы примеси в топливе и продуктах его сгорания (для летучей
золы и V2O5 отношение Mr/MT = 1).
Частные показатели вредности второй группы веществ (оксиды азота
NOX, оксид углерода СО, Б(а)П) определяются согласно выражению:
П; =
1,462 10~2 С,-Уг (1-п)
бнр пдкмр;
(2.8)
4,387 1Q-3 СБ(а)П Уг (1-п)
<2Р ПДКсБ(а)П
(2.8*)
1 з
где С/ — концентрация ьго вредного вещества в I м дымовых газов при нор-
мальных условиях, г/м3; Уг — объем дымовых газов, полученных при сжига-
3 3 3 3
нии I кг (м ) топлива при нормальных условиях, м /кг (м /м ).
В табл.2.5 приведены значения частных и суммарных показателей вред-
ности продуктов сгорания основных энергетических топлив. Подсчеты £П
проведены с учетом улавливания твердых частиц (степень улавливания золы
и V2O5 принята: для углей т]зу = 99 %, для мазутов г]зу = 70 %). Содержание
пентаоксида, ванадия для всех твердых топлив принято условно одинаковым
и равным 0,09 %, а для мазутов — определялось как Sp/l 00, %. Анализируя
данные табл. 2.5, можно, например, констатировать, что для березовского
угля снижение загрязнения атмосферы газообразными примесями может
быть достигнуто в основном при снижении выбросов оксидов азота, а для
подмосковного угля — за счет снижения выбросов оксидов серы. Очевидно
также, что чем больше значение У П, тем выше удельные затраты на защиту
окружающей среды.
Таблица 2.5
Частные и суммарные показатели вредности продуктов
сгорания органических топлив
Топливо Пзолы nV2O5 nso2 Пыо2 sn
Сланцы эстонские 0,0259 0,0042 0,0879 0,0586 0,1766
Подмосковный Б2 0,0142 0,0038 0,1518 0,0638 0,2336
Экибастузский СС 0,0151 0,0025 0,030 0,058 0,1056
Торф фрезерный 0,0045 0,0049 0,0072 0,0756 0,0922
Донецкий А 0,0059 0,0018 0,0442 0,0565 0,1084
Кузнецкий ICC 0,0045 0,0017 0,0074 0,0569- 0,0705
Кузнецкий Т 0,0038 0,0015 0,0090 0,0557 0,070
Ирша-бородинский Б2 0,0022 0,0025 0,0075 0,0590 0,0712
Березовский Б2 0,0018 0,0025 0,0075 0,060 0,0718
Мазут: Sp = 3,0 % 0,00045 0,0102 0,0454 0,044 0,100
Sp = 2,0 % 0,00045 0,0066 0,0295 0,044 0,0806
Sp= 1,0 % 0,00045 0,0033 0,0148 0,044 0,0626
Природный газ — — — 0,0378 0,0378
3. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ТОКСИЧНЫХ ВЫБРОСОВ
В АТМОСФЕРУ С УХОДЯЩИМИ ГАЗАМИ ТЭС
Недостаточное внедрение на ТЭС средств инструментального контроля
вредных продуктов сгорания в дымовых газах, а также необходимость оцен-
ки выбросов токсичных веществ на стадиях проектирования и реконструкции
котлов являются причинами широкого использования различных расчетных
методик. Последние используют балансовые эмпирические или физические
модели, базирующиеся на известных проектировщикам и эксплуатационному
персоналу традиционных теплотехнических характеристиках.
3.1. Твердые частицы
Твердые частицы, присутствующие в дымовых газах, представляют собой
совокупность летучей золы и несгоревшего в топке топлива (кокса). Мас-
совый выброс твердых частиц Л/та (г/с или т) вычисляется по одному из ни-
жеприведенных балансовых уравнений [6]:
Ар
Мв = В Дор р «ун •(! - Лзу)
или при отсутствии экспериментальных данных о содержании горючих в
уносе:
Л Ав — 0,01 В
ау«А” + ^4~^ О-Чзу).
□Z,Oo
(3.1)
(3.2)
где В — расход натурального топлива, г/с (т); Ар — зольность топлива на
рабочую массу, %; — доля золы, уносимой газами из котла (доля золы
топлива в уносе, принимается в соответствии с данными, приведенными в
табл. 3.1); т]зу — доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях, с
учетом залповых выбросов (в расчетах не учитывается влияние сероулавли-
вающих установок); Гун — содержание горючих в уносе, %; <74 — потери теп-
ла от механической неполноты сгорания топлива, % (для твердых топлив
принимается в соответствии с нормативными данными [4], для мазутных
котлов <74 = 0,02 % [И]); <2Р — низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;
32,68 — теплота сгорания углерода, МДж/кг.
При этом количество летучей золы Мз в г/с (т) (так называемая минераль-
ная часть твердых продуктов сгорания), входящее в суммарное количество
твердых частиц, уносимых в атмосферу вычисляется по формуле
М3 = 0,01 В a,v. Ар (1 - Т1зу). (3.3)
В свою очередь количество твердых (коксовых) частиц Л/к в г/с (т), об-
разующихся в топке в результате механического недожога топлива и выб-
расываемых 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
Л/к = А/тв — Л/3 . (3.4)
Приведенные формулы весьма чувствительны к погрешности измерения
КПД золоуловителя Г)зу. Так, переход с Г)зу = 0,99 на 0,98 означает удвоение
массы выбросов твердых частиц.
Таблица 3.1
Величины коэффициента Яун для различных топочных устройств [4]
Тип топочного устройства Величина ат
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
3.2. Мазутная зола (в пересчете на ванадий)
Мазутная зола представляет собой сложную смесь, состоящую в основ-
ном из оксидов металлов. Биологическое ее воздействие на окружающую
среду рассматривается как воздействие единого целого. В качестве контроли-
рующего показателя принят ванадий, по содержанию которого в золе уста-
новлен санитарно-гигиенический норматив — ПДК.
Суммарное количество мазутной золы (Л/м з) в пересчете на ванадий (в г/с
или т), поступающее в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании
мазута, вычисляют по формуле [6]
Л/М.з = Gv В (1 -т]ос)
! Пзу
100
(3.5)
^п,
где Gy — количество ванадия, находящегося в 1 т мазута, г/т; В — расход
натурального топлива (при определении выбросов мазутной золы Ммз в г/с
расход топлива В берется в т/ч; при определении Ммз в т расход В берется в
Т); т]ос — доля ванадия, остающегося с твердыми частицами на поверхности
нагрева мазутных котлов:
• для котлов с промперегревателями, очистка поверхностей которых произ-
водится в остановленном состоянии Г)ос = 0,07;
• для котлов без промперегревателей при тех же условиях очистки Пос = 0,05;
• для остальных случаев Г)ос = 0;
— степень очистки дымовых газов от мазутной золы в золоулавливаю-
щих установках, %; кп — коэффициент пересчета:
• при определении выбросов Мм 3 в граммах в секунду кп = 0,278 10;
• при определении Л/мз в тоннах кп = 10-6 .
Количество ванадия в мазуте Gy (г/т) может быть определено одним из
двух способов:
• по результатам химического анализа мазута:
Gv = av-104, (3.6)
где ау — фактическое содержание элемента ванадия в мазуте, %;
• по приближенной формуле (при отсутствии данных химического
анализа):
Gv = 2222-Ар , (3.7)
где Ар - содержание золы в мазуте на рабочую массу, %.
Степень очистки газов от мазутной золы (в пересчете на ванадий), г|зу, %,
в специально применяемых для этого батарейных циклонах определяется по
формуле
Т)зу = 0,076- СПзуобщ)1,85 - 2,32-Г)зу ОбЩ, (3.8)
где Пзу общ — общая степень улавливания твердых частиц, образующихся при
сжигании мазута в котлах ТЭС и котельных, %.
Данная зависимость действительна при выполнении условия
65%<Г)зуобщ<85 %.
При совместном сжигании мазута и твердого топлива в пылеугольных
котлах степень улавливания мазутной золы в пересчете на ванадий (г|зу, %) в
золоулавливающих установках вычисляется по формуле
Пзу = Пу-С (3.9)
где Пу — общая степень улавливания твердых частиц при сжигании угля, %;
С— коэффициент, равный:
• электрофильтры — 0,6;
• мокрые аппараты — 0,5;
• батарейные циклоны — 0,3.
3.3. Оксиды серы SOx
Суммарное количество образовавшихся при сжигании сернистых топлив
оксидов серы SOx = SO2 + SO3 принято определять в пересчете на диоксид
серы SOz- Расчет массового выбросы оксидов серы М$о2 (г/с) выполняется
по следующему балансовому стехиометрическому выражению:
и
Mso = 20В5р(1 - n'so2)(l - n"so2)(l - П SO2 -^), (3.10)
2 2 2 nk
где В — расход натурального топлива, кг/с; Sp — содержание серы в топливе
на рабочую массу, %; rfSo2 — доля оксидов серы, связываемых летучей зо-
лой в газоходах котла; зависит от зольности топлива и содержания свободной
щелочи в летучей золе (табл. 3.2); T)"sc>2 — доля оксидов серы, улавливае-
с
мых в золоуловителе; Г) so2 — доля оксидов серы, улавливаемых в установ-
ках сероочистки дымовых газов; п0, щ — длительность работы установки
сероочистки и котла соответственно, ч/год.
Таблица 3.2
Величины коэффициента i]S02 при факельном сжигании топлив
Топливо Пзо2
Торф 0,15
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
Доля оксидов серы r]"So2, улавливаемых в сухих золоуловителях (элект-
рофильтрах, батарейных циклонах), принимается равной нулю. В мокрых зо-
лоуловителях МС и МВ эта доля зависит от расхода и общей щелочности
орошающей воды и от приведенной сернистости топлива 5"р, которая опре-
деляется как
СР
Snp = —- , (3.11)
Q„p .
где Qp- низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг.
При принятых на тепловых электростанциях удельных расходах воды на
орошение золоуловителей 0,1 ...0,15 л/нм3 r]"so2 определяется по рис. 3.1.
с
Величина г| so2 принимается по паспортным данным установки серо-
очистки дымовых газов.
При совместном сжигании топлив различных видов выбросы оксидов
серы рассчитываются отдельно для топлива каждого вида и результаты
суммируются.
Для определения количества суммарного выброса оксидов серы Afso? (т)
за какой-либо рассматриваемый период времени (например, месяц или год)
удобно использовать следующую формулу:
и
Mso = 0,02 В 5Р (1 - n's0 )d - n"so2 )(1 - n so2 ^), (3.12)
2 2 2 пк
% кг/МДж
Рис. 3.1. Степень улавливания оксидов серы в мокрых золоуловителях в
зависимости от приведенной сернистости топлива и щелочности орошаю-
щей воды (щелочность орошающей воды, мг-экв/л: 1 - 10,0; 2 - 5,0; 3- 0)
3.4. Монооксид углерода СО
Концентрацию монооксида углерода в дымовых газах расчетным путем
определить невозможно. Это объясняется существенной зависимостью про-
цессов образования и окисления СО от способа сжигания топлива, режимных
условий и даже отдельных конструктивных факторов. Поэтому в соответс-
твии с [6] расчет валовых выбросов СО следует выполнять по данным инст-
рументальных замеров. В этом случае массовый выброс монооксида угле-
рода Мео (г/с) находится по формуле
МСо = Ссо Qr, (3.13)
где Ссо — концентрация СО в дымовых газах (г/м3), определенная с помо-
щью газоанализаторов; QT — расход дымовых газов (м3/с) в сечении газохо-
да, в котором производилось определение содержания СО.
Несмотря на рекомендации [6], в качестве первого приближения массо-
вый выброс монооксида углерода Л/со (г/с) может быть оценен с помощью
следующего выражения [11]:
Мео = QcoB > (3.14)
где <2со — удельный массовый выход монооксида углерода при сжигании
твердого, жидкого или газообразного топлива при эксплуатационных режи-
мах работы котла, г/кг или кг/т (г/м3); В — расход натурального топлива за
рассматриваемый период, кг/с (м3/с); <74 — потери теплоты от механической
неполноты сгорания топлива, %.
В свою очередь удельный выход монооксида углерода Qco, г/кг или кг/т
(г/м3 или кг/103 м3) определяется как
где <73 — потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, %;
R — коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химичес-
кой неполноты сгорания топлива, обусловленной содержанием СО в продук-
тах сгорания:
• для твердых топлив R = 1;
• для газа/? = 0,5;
• для мазута R = 0,65;
Q?— низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг (МДж/м3).
Значения <73 и <74 принимаются по эксплуатационным данным или норма-
тивному методу [4]. При сжигании газа и-мазута с предельно малыми избыт-
ками воздуха (а = 1,01. .1,05) согласно [И] следует принимать <73 = 0,15 %;
при а > 1,05 следует принимать <73 = 0. При сжигании мазута в соответствии с
[11] рекомендуется принимать <74 = 0,02 %.
Для расчета валового выброса монооксида углерода Мео (т) за какой-либо
определенный период времени (месяц, год) удобнее использовать следующее
выражение:
Мео = 0,001 2соВ (3.16)
где В — расход натурального топлива за рассматриваемый период времени, т
(тыс. м3).
3.5. Бенз(а)пирен С20 Н]2
Бенз(а)пирен (Б(а)П) — один из самых токсичных продуктов сгорания,
принадлежащих к группе полициклических ароматических углеводородов
или ПАУ. Б(а)П представляет собой твердое кристаллическое вещество жел-
того цвета с температурами плавления 179 °C и кипения 500. . 570 °C. Поэто-
му в газовом тракте котлов бенз(а)пирен в зависимости от температуры про-
дуктов сгорания может находиться в газообразном, жидком (аэрозоли) или
твердом состояниях. Вместе с твердыми частицами возможно его частичное
удаление из дымовых газов в системах золоулавливания.
Определение содержания Б(а)П в дымовых газах, также как и СО, прово-
дится только путем инструментальных замеров [6]. Однако непосредственное
измерение содержания бенз(а)пирена С2о Н12 в уходящих газах котлов сопря-
жено с большими трудностями и в настоящее время производится только в
некоторых специализированных организациях. Поэтому в [12] приводится
методика для расчетного определения содержания Б(а)П в уходящих газах
котлов, основанная на анализе и обобщении большого числа
экспериментальных данных. Погрешность данной методики составляет
приблизительно 20 %
Расчет выбросов бенз(а)пирена для газомазутных котлов
Концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах котлов при сжигании
мазута и природного газа С£п (мкг/м3), приведенная к избытку воздуха в
газах а = 1,4, рассчитывается по формулам
м _^53 (0,232 + 0,606 Ю’3-^)
Сбп---------ехр[25«х"т-1)] ^•^•^Т-А-ВЛ-А-ОЧ,(3.17а)
г _^'26(0,0536 + 0,163 10-3.^) к к к
Сеп----------ехр[25(а"т-1)]------(3.17 б)
где длг — теплонапряжение поверхности зоны активного горения, МВт/м2;
qv — теплонапряжение топочного объема, кВт/мЗ (является проектной вели-
чиной, определяется из технической документации на котел);
ат — коэффициент избытка воздуха в дымовых газах на выходе из топки
(при ат> 1,08 в формулах (3.17а) и (3.176) принимать ехр[25(а"т-1)]= 0,135);
Кг — коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции;
KD — коэффициент, учитывающий нагрузку котла;
— коэффициент, учитывающий ступенчатое сжигание топлива;
7СВЛ — коэффициент, учитывающий подачу влаги;
/%,, — коэффициент, учитывающий увеличение выброса бенз(а)пирена при
очистке конвективных поверхностей нагрева при работе котла (принимается
по табл. 3.3).
Таблица 3.3
Значения Кт в зависимости от условий очистки
Период между очистками, ч При дробевой очистке конвективных поверхностей нагрева При обдувках регенеративных воздухоподогревателей
12...24 1,2 1,1
40...48 1,5 1,25
72 2 1,5
Значения <?лг и остальных коэффициентов определяются по формулам
2(пт+^т)2яр-Ч+1’5'ат А’ (3.18)
Кг = 1 + d г, (3.19)
KD= 2 А , (3.20)
7Сст = 1 + b 8, (3.21)
Ал=ехР(-^' §) (3.22)
В формулах (3.18)—(3.22):
— низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг;
В — расход топлива на котел, кг/с (м3/с) (при наличии в топке двусветного
экрана В принимается на одну ячейку);
- ____число ярусов горелок;
^яр
__расстояние по высоте между осями соседних горелок, м (для топок с
однорядным расположением горелок единичной мощностью от 30 до 60 МВт
произведение z^ — 3 м),
д ___ширина топки (в свету), м (при наличии двусветного экрана — ширина
одной ячейки);
Ь — глубина топки (в свету), м;
г — степень (доля) рециркуляции дымовых газов;
d — коэффициент, характеризующий влияние рециркуляции дымовых газов
на выброс бенз(а)пирена:
• при вводе в под топочной камеры d = 1;
• при вводе в воздух или отдельный канал горелки d = 4;
• при вводе в шлицы (сопла) напротив горелок d = 2;
• при вводе в шлицы над горелками d = 2,7;
£)ф — фактическая нагрузка котла, кг/с;
Ои — номинальная нагрузка котла, кг/с;
Ъ — коэффициент, учитывающий воздействие воздуха, подаваемого во
вторую ступень горения:
• при отключении половины горелок верхнего яруса по топ-
ливу b =- 1 (для мазута) и b = -0,2 (для газа);
• для схемы реализующей ступенчатое сжигание "по вер-
тикали" b = 7;
• для схемы реализующей ступенчатое сжигание "по гори-
зонтали" b = -2,7;
8 — доля воздуха, подаваемая во вторую ступень горения;
g — водотопливное отношение при подаче влаги в зону горения;
X — коэффициент, учитывающий воздействие влаги при вводе ее:
• в пристенную зону топки и при зональном впрыске X = 15;
• в дутьевой воздух X = 2.
Расчет выбросов бенз(а)пирена для пылеугольиых котлов
Концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах котлов за золоулови-
телями при факельном сжигании углей Cjn (мкг/м3), приведенная к избытку
воздуха в газах а = 1,4, рассчитывается по формуле
•А' ви f j _ Лзу 'Z'j
ехр(1,5 • а"т) DH \ 100 /
(3.23)
где А — коэффициент, характеризующий конструкцию нижней части топки:
• при жидком шлакоудалении А = 0.378,
• при твердом шлакоудалении А = 0.521;
<2н — низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг;
ат — коэффициент избытка воздуха в дымовых газах на выходе из топки;
Лзу — КЦЦ золоуловителя (по золе), %;
Z — коэффициент, учитывающий снижение улавливающей способности
бенз(а)пирена золоуловителями:
• для сухих аппаратов Z = 0,7;
• для мокрых аппаратов Z = 0,8.
3.6. Оксиды азота NOX
Во всех существующих методиках расчет суммарного выброса оксидов
азота NOx = NO + NO2 по сложившейся традиции ведут в пересчете на NO2.
В настоящее время существует несколько методик, позволяющих рассчитать
концентрации или массовый выброс оксидов азота для паровых и водогрей-
ных котлов в зависимости от их производительности, вида сжигаемого топ-
лива, режимных и конструктивных условий.
В связи с установленными раздельными ПДК на оксид NO и диоксид NO2
азота и с учетом трансформации оксидов азота в атмосферном воздухе
суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие (с учетом
различия в молекулярной массе этих веществ):
WNo2=0>8-^nox; <3-24)
A/no =(1-0,8)-MNOx -^ = 0,13-MNOx, (3.25)
Uno2
где pN0 и рцо2 — молекулярные веса NO и NO2, равные 30 и 46 соответст-
венно; 0,8 — коэффициент трансформации оксида азота в диоксид.
Численное значение коэффициента трансформации может устанавливать-
ся по методике Госкомэкологии России на основании данных наблюдений
организаций Госкомгидромета, но не более 0,8.
3.6.1. Методические указания по расчету выбросов оксидов азота с
дымовыми газами котлов тепловых электростанций (РД 34.02.304-95)
Настоящие методические указания распространяются на паровые котлы
паропроизводительностыо от 75 т/ч и водогрейные котлы мощностью от
58 МВт (50 Гкал/ч) и выше, сжигающие твердое, жидкое и газообразное
топливо в факельных горелочных устройствах, и устанавливают порядок и
методы расчета выбросов оксидов азота при проектировании новых и
реконструкции действующих котлов.
расчет удельных выбросов оксидов азота для пылеугольных котлов
Исходными данными для расчета являются:
уут — содержание азота в топливе, в %, на рабочую массу;
(2₽ — теплота сгорания топлива, МДж/кг;
тип горелок (вихревые, прямоточные, с подачей пыли высокой концентрации);
— коэффициент избытка воздуха в горелках;
— доля первичного воздуха по отношению к теоретически необходимому;
г— степень рециркуляции дымовых газов через горелки, %;
ty/Wi — отношение скоростей вторичного и первичного воздуха в выходном
сечении горелок;
ДОт — присосы в топке;
Дсс3 — третичный воздух, подаваемый в топку помимо горелок;
Д«сбр — сбросной воздух (сушильный агент) при транспорте пыли к горелкам
горячим воздухом;
— температура за зоной активного горения, К.
Удельные выбросы оксидов азота A'NC>2 (г/МДж) складываются из топ-
ливных и воздушных оксидов азота.
Kno2=^+KnS2- (3-26)
Топливные оксиды азота подсчитывают по формуле
= ОД • NT • раг • ₽а] •₽,•₽*• рсм, (3.27)
где NT — удельное содержание азота в топливе, г/МДж
NT=10-Np/j2P. (3.28)
Значения коэффициентов формулы (3.27) приведены в табл. 3.4.
При транспорте пыли к горелкам высокой концентрации значение
, подсчитанное по формуле (3.27), умножают на коэффициент 0,8. При
этом долю первичного воздуха oti и отношение WVW) принимают равными
тем значениям, которые были бы выбраны в соответствии с Руководящими
указаниями "Проектирование топок с твердым шлакоудалением" (Л.: НПО
ЦКТИ. Вып. 42, 1981) при обычной подаче пыли к горелкам первичным
воздухом.
Воздушные оксиды азота образуются в зоне максимальных температур,
т. е. там, где поля концентраций, скоростей и температур отдельных горелок
уже выровнялись. Следовательно, К“о2 определяется в основном не особен-
ностями горелок, а интегральными параметрами топочного процесса.
Значения коэффициентов
Таблица 3.4
Фактор, который учитывается коэффициентом Зависимость Диапазон пригодности зависимости
Влияние коэффициента избытка воздуха в вихревой горелке Р“хр (0,35 аг + 0,4)2 0,9 <аг^ 1,3
Влияние коэффициента избытка воздуха в прямоточной горелке р^м (0,53 аг + 0,12)2 0,9<аг< 1,3
Влияние доли первичного воздуха в горелке Ра] 1,73 ai+0,48 0,15 <«1 <0,55
Влияние рециркуляции дымовых газов в первичный воздух (без учета снижения температуры в зоне активного горения) Рг 1 — 0,016-л/г 0<г<30%
Влияние максимальной температуры на участке образования топливных оксидов азота РЛ 0,11-^-1100 1250 < <2050
Влияние смесеобразования в корне факела вихревых горелок Р“хр 0,4 (W2/Wi)2+O,32 1,0 < W2/JVi < 1,6
Влияние смесеобразования в корне факела прямоточных горелок р^м 0,98 W2/Wi — 0,47 1,4 < W2/Wi < 4,0
Для подсчета A’nOj используют зависимость, учитывающую известное
уравнение Зельдовича:
К
взд
no2
1,54 • 1016
67000
(3.29)
где ааг — коэффициент избытка воздуха в зоне активного горения, условно
принимаемый как сумма организованно подаваемого воздухд через горелки и
присосов через нижнюю часть горелочной камеры, т.е.
а^г=“г+ХД“т; (3.30)
— температура на выходе из зоны активного горения, К.
Уравнение (3.29) справедливо в диапазоне коэффициентов избытка воз-
духа 1,05 < ааг < 1,4 и до температуры Тш = 2050 К. При Tw < 1800 К
величиной можно пренебречь.
Температуру в конце зоны активного горения Тлг рассчитывают по
руководящим указаниям "Проектирование топок с твердым
шлакоудалением" (Л.: НПО ЦКТИ, Вып. 42, 1981).
Для случая, когда рециркуляция дымовых газов через горелки отсутству-
ет формула для расчета температуры в конце зоны активного горения f>ar, °C
имеет вид
100 раз ГЛР , г> .
1ЛЛ РсГ ' ^тл О Л< 1 л-10 ( т~ )4 7?
е; . 100-.и-------------------2.0510
Wt В„(ус),
где (2в — теплосодержание воздуха, поступающего через горелки, МДж/кг;
(Ус)г — средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 кг топлива,
МДж/(кг-°С); — степень выгорания топлива в зоне активного горения
(принимается по [4]); ;тл — энтальпия топлива; \|/F — произведение коэф-
фициента эффективности на суммарную поверхность, ограничивающую зону
активного горения, м2; ат — степень черноты топки в зоне максимального
тепловыделения (определяется по [4]).
Приведенное уравнение решается методом последовательных прибли-
жений, т. к. в его правую часть входит T.ir = + 273, Если расчетное зна-
чение Ogj. по формуле (3.31) будет более чем на 50 °C отличаться от предва-
рительно выбранной величины 7’аг('0аг), то необходимо сделать второе приб-
лижение.
При наличии рециркуляции дымовых газов расчет $аг следует выполнять
по руководящим указаниям "Проектирование топок с твердым шлако-
удалением".
Величина воздушных оксидов азота A”no2 может быть снижена за счет
уменьшения Тяг, причем эффективность любых мероприятий в этой области
будет тем больше, чем выше исходное значение температуры.
Снижение величины топливных оксидов азота А”™2 может быть осущест-
влено путем изменения нескольких параметров, влияние которых учитывают
приведенными выше безразмерными коэффициентами (см. табл. 3.4).
Соотношение между удельными выбросами и концентрацией оксидов
азота определяют по формуле
^NOj ~ & NO2 2н Лег ’ (3-32)
где ^no2 — концентрация оксидов азота в пересчете на NO2 (г/м3) в сухих
продуктах сгорания при стандартных условиях и при определенном избытке
воздуха а (в соответствии с ГОСТ Р 50831-95 рекомендуется все расчеты
концентрации NO2 пересчитывать на а = 1,4); Усг — объем сухих газов при
определенном избытке воздуха а, рассчитанный по выражению (1.20).
В качестве примера в приложении 1 приведены расчеты для котлов БКЗ-
210-140Ф, работающих на промпродукте кузнецких каменных углей, БКЗ-
420-140-5 на экибастузском СС и ТП-87 на двух марках кузнецких углей: СС и Т
Расчет концентрации оксидов азота при сжигании газа и мазута
Исходные данные, необходимые для расчета концентрации оксидов азота
в дымовых газах энергетических котлов:
£>н — номинальная паропроизводительность котла, кг/с;
D — фактическая паропроизводительность котла, кг/с,
<2н — низшая рабочая теплота сгорания топлива, МДж/м3 (МДж/кг);
Вр — расчетный расход топлива, м3/с (кг/с);
<7, — доля топлива или воздуха, поступающая через каждый ярус горелок, от
общего количества топлива (воздуха), поступающего через все горелки (при
организации нестехиометрического сжигания за счет разбаланса соответст-
венно по топливу или воздуху);
и, — доля горелок в каждом ярусе от общего количества горелок;
ата — ширина топки (в свету), м (при наличии двусветного экрана — ширина
одной ячейки);
Ьт — глубина топки (в свету), м;
Zap — число ярусов горелок;
/гяр — расстояние между ярусами горелок, м;
Е,г — коэффициент, учитывающий степень выгорания топлива в факелах го-
релок в пределах зоны активного горения, зависящий от конструкции горелок:
• унифицированные и оптимизированные горелки Е,г - 1;
• двухпоточные горелки стадийного сжигания Е,г = 0,7;
• многопоточные горелки стадийного сжигания Е,г = 0,58;
• многопоточные горелки стадийного сжигания с подачей части топлива в
инертные газы Е,г = 0,42;
Тв — температура воздуха перед горелками, К;
а — коэффициент избытка воздуха в конце топки;
г — степень рециркуляции дымовых газов, %;
пг — показатель, зависящий от вида топлива:
• для газа — 0,5;
• для мазута — 0,47;
<?рец — коэффициент, зависящий от способа ввода газов рециркуляции:
• в под топки — 0,005;
• в шлицы под горелки — 0,02;
• снаружи воздушного потока горелки — 0,14;
• в дутьевой воздух — 0,16;
• между воздушными потоками горелки — 0,19;
§___доля воздуха от теоретически необходимого, подаваемого в топку поми-
мо горелок (вторичный воздух), %;
____коэффициент, зависящий от места расположения ввода вторичного воз-
духа относительно зоны горения:
• ниже или в пределах зоны активного горения — 0;
• выше зоны активного горения — 0,01;
асг—коэффициент, учитывающий способ подачи воздуха:
• навстречу факелу — 0,015;
• под горелками — 0,007;
• над горелками — 0,018;
р, — степень перераспределения топлива или воздуха по ярусам горелок, %
(при нестехиометрическом сжигании топлива за счет разбаланса соответст-
венно по топливу или воздуху):
^яр
д= Ek-«, 1'ЮО; (3.33)
i=l
— коэффициент, учитывающий размещение горелок при перераспреде-
лении топлива или воздуха по ярусам:
• фронтальное — 0,016;
• встречное — 0,009;
gm — относительное количество влаги, вводимой в зону горения (% мас-
сового расхода топлива);
аш — коэффициент, учитывающий место ввода влаги:
• в корень факела через горелки — 0,025;
• в пристенную зону — 0,015;
Nv — содержание связанного азота в топливе (мазуте), % на рабочую массу.
На основании геометрических размеров топки определяют тепловую
нагрузку (МВт/м2) лучевоспринимающей поверхности зоны активного
горения:
2h'Sd
<7лг = о 7 А А 7 ь ------------Г~ <3'34>
2 ’ \^ТП ^ТП/ ^яр ^Яр + 1’5 * ^тп * ^тп
При наличии в топке двусветного экрана Вр принимается на одну ячейку.
Для топок с одноярусным расположением горелок (единичной мощ-
ностью от 30 до 60 МВт) Zjp-hjp = 3 м. При подовой компоновке горелок —
единичной мощностью от 50 до 95 МВт Z^-h^ = 7,5 м, для горелок
мощностью 96—160 МВт — Z^-hgp = 10 м.
При сжигании газа исходную концентрацию оксидов азота CjJox (мг/м3),
определяемую конструкцией топочной камеры и горелочных устройств (0,5 <
<7лг < 3,0 МВт/м2), с учетом масштабного коэффициента тепловой производи-
тельности К.., при номинальной нагрузке и а = 1,02 рассчитывают по
формуле
С^^бВ^-^)088-^. (3.35)
При сжигании мазута концентрация складывается из двух составляющих
CN0;(. = 632(£г-<7от)°'62.Лм; (3.36)
С№л =220 (№-0,25)- (3.37)
Второй член учитывает количество NOx, образующееся при отклонении
содержания азота в мазуте от среднего уровня, равного Np = 0,25 %.
Масштабный коэффициент Км вычисляют по формуле
f 1,5 + (§В рЙ’)°’41>
А'м=1-ехр------Vr н7------- . (3.38)
\ 7
Расчетную концентрацию оксидов азота (мг/м3) определяют:
• для газа:
Сыол = CNOXX KnKaKrK3r0-№KeTKwsKI3IKN ; (3.39)
• для мазута:
Сжх = <Cnox V’62 + CNOx К'а)Кгв.(3.40)
Полученные результаты по исходной концентрации оксидов азота допол-
няют коэффициентами, учитывающими:
• температуру воздуха, поступающего в горелки:
7СГВ = 1 - 0,001 (620 - Тв); (3.41)
• коэффициент избытка воздуха, Ка— для газа и мазута и >К’а —для мазута:
Ка = 1,35 - 43 (а - 1,09)2 + 2(а - 1,09); (3.42)
К"а =4,55(а-0,8); (3.43)
• ввод рециркуляции дымовых газов, Кг:
/01-аре,/"; ' (3.44)
• тепловую мощность зоны активного горения при ступенчатом сжигании, 7бзг:
КЗТ = 1 - азг8; (3.45)
организацию схемы ступенчатого сжигания, КСТ:
— 1 (3.46)
• нестехиометрическое сжигание по ярусам горелок,
^СнС ~ 1 ~~ ЯнсМ1» (3.47)
• подачу влаги, А"вл- Л'вл ~ ~ Явд^вл, (3.48)
• действительную нагрузку котла, Kn:
f , V’25 %. (3.49)
Пример расчета концентрации оксидов азота приведен в приложении 2.
Расчет удельных выбросов или концентраций при совместном
сжигании угля с мазутом или газом
При проектировании новых котлов, рассчитанных на сжигание угля и при-
родного газа или угля и мазута, расчет выбросов оксидов азота должен вы-
полняться для случая работы котла с номинальной нагрузкой полностью на
худшем в экологическом отношении топливе. Приведенное содержание азота
на 1 ГДж у всех марок углей выше, чем у мазута, а у природного газа свя-
занный азот вообще отсутствует. Следовательно, для котлов, которые проек-
тируются на несколько видов топлива, включая уголь, расчет выбросов окси-
дов азота следует выполнять по формулам параграфа 3.
В действующих котлах часто сжигаются одновременно уголь и мазут или
уголь и газ. В этом случае расчет концентрации оксидов азота CNo2 (г/м3)
проводится по формулам (3.26 — 3.29, 3.32) (для твердого топлива), а затем
значение полученной концентрации CNo2 умножается на поправочный без-
размерный коэффициент:
• при сжигании газа вместе с углем:
Vr=l-л/Зг/2,5; (3.50)
• при сжигании мазута вместе с углем:
1м=1-А/1,65, (3.51)
где 8ги 8М — доля газа или мазута по теплоте.
Доли газа и мазута по теплоте рассчитывают по формуле
вРу(2р)у + вр,.(2р);’
где Bp. — расчетный расход газа или мазута, м3/с (кг/с); (<2Р): — теплота сго-
рания газа или мазута, МДж/м3 (МДж/кг); Вру и (<2„)у — то же, для угля,
кг/с и МДж/кг.
Для определения удельных выбросов A"N02 (кг/ГДж) можно воспользо-
ваться уравнением (1.14), в правую часть которого подставляется полученная
величина CNq2(c поправкой по уравнению (3.50) или (3.51). Объем сухих
дымовых газов и теплоту сгорания при сжигании угля с мазутом рассчи-
тывают по формулам:
(Кг)см=зм(Кг)м + (1-8мХКг)у; (3.53)
(биХ = 5М(2Х + (1 - 8м)(2нр)у, (3.54)
где 8М— доля мазута по теплоте, определяемая по (3.51), (Есг)ми (2„)м,
соответственно, объем сухих дымовых газов (нм3/кг), образующихся при
полном сгорании мазута при а = 1,4 и теплота сгорания мазута (МДж/кг).
При сжигании угля совместно с газом расчет выполняется условно на 1 кг
твердого топлива с учетом количества газа, приходящегося на 1 кг угля:
(Кг)см =(Кг)у+х(Кг>г; (3.55)
(енр)см=(енр)у + хенр)г, (з.5в)
где х — количество газа на 1 кг твердого топлива, м3/кг.
Если смесь топлив задана долями тепловыделения каждого топлива (8у и
8Г), то количество газа х, приходящееся на 1 кг твердого топлива
3.6.2. Методика определения валовых выбросов оксидов азота в
атмосферу от котельных установок ТЭС (РД 34.02.305-98)
Настоящая методика распространяется на паровые котлы паропроизво-
дительностью от 30 до 75 т/ч и водогрейные котлы мощностью от 35 до
58 МВт (или от 30 до 50 Гкал/ч).
Суммарный массовый выброс оксидов азота NOX 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
Хо2 =В-^02 •(1-1^) ₽1-(1-Е1'-)₽2 ₽3 Е2(1-11аз^)^п.(3.58)
где В — расход условного топлива т у т/ч (или т ут); KN02 — коэффициент,
характеризующий удельный выход оксидов азота на 1 т у т сжигаемого
топлива, кг/т ут; qt — потери тепла от механической неполноты сгорания
топлива, %; Pi — коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов
азота качества сжигаемого топлива; Р2 — коэффициент, учитывающий конс-
трукцию горелок и равный:
• для вихревых горелок — 1,0;
• для прямоточных горелок — 0,85;
__ коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления и равный:
• при твердом шлакоудалении — 1,0;
• при жидком шлакоудалении — 1,6;
— коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рецирку-
лирующих газов на выход оксидов азота в зависимости от условий подачи их
в тапку; е2 — коэффициент, характеризующий уменьшение выбросов окси-
дов азота (при двухступенчатом сжигании) при подаче части воздуха 8В по-
мимо основных горелок при условии сохранения общего избытка воздуха за
котлом, определяется по рис. 3.2; г — степень рециркуляции дымовых газов,
%; даз — доля оксидов азота, улавливаемых в азотоочистной установке; п0,
— длительность работы соответственно азотоочистной установки и котла,
ч/год; &п — коэффициент пересчета:
• при валовых выбросах в граммах в секунду кп = 0,278;
• при расчете выбросов в тоннах кп = 10~3.
Коэффициент KNOa вычисляется по следующим эмпирическим формулам:
• для паровых котлов паропроизводителъностъю 30... 75 т/ч:
<3 59)
где DK и Оф — соответственно номинальная и фактическая паропроизводи-
тельность котла, т/ч;
• для водогрейных котлов мощностью 125. ..210 ГДж/ч (30. ..50 Гкал/ч):
<3S))
где йн и 2ф — соответственно номинальная и фактическая тепловая мощ-
ность котла, ГДж/ч.
Примечание. В случае сжигания твердого топлива в формулы (3.59) и
(3.60) вместо Оф и <2ф подставляются соответственно Он и QH.
Рис. 3 .2. Значение коэффициента 82 в зависимости от
доли воздуха, подаваемого помимо основных горелок
(1 - мазут; 2 - уголь; 3 - газ)
Значения коэффициента принимаются:
• при сжигании твердого топлива:
при ат<1,25 Pj =0,178+0,47 Np; (3.61)
при ат> 1,25 Pj =(0,178+ 0,47-ЛО-ат/1,25, (3.62)
где Nr — содержание азота в топливе на горючую массу, %;
• при сжигании жидкого и газообразного топлива:
при ат >1,05 Р] =1,0; (3.63)
при 1,03 <ат <1,05 Pj = 0,9; ' (3.64)
при ат <1,03 ft =0,75. (3.65)
При одновременном сжигании двух видов топлива и расходе одного из
них более 90 % значение коэффициента Pt следует принимать по основному
виду топлива. В остальных случаях коэффициент Pt определяют как средне-
взвешенное значение для двух видов топлива
P -Pifl +Р1.-, (3.66)
в' + в
где Pv₽iH В ’В — соответственно коэффициенты и расходы топлива каж-
дого вида на котел.
Значения коэффициента при номинальной нагрузке и степени рецирку-
ляции дымовых газов г менее 20% принимают равными:
• при сжигании газа и мазута и вводе газов рециркуляции
__в 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 сжигании1 твердого топлива и вводе газов
рециркуляции:
— в первичную аэросмесь — 0,010;
— во вторичный воздух — 0,005;
• при низкотемпературном сжигании2 твердого топлива = 0.
При нагрузке меньше номинальной коэффициент Е| умножают на коэф-
фициент f определяемый по соотношению
/ = 0,6-®-+ 0,4. (3.67)
Z)H
Формула (3.67) справедлива при выполнении условия 0,5 < £>ф/Он < 1.
3.6.3. Методика МЭИ для расчета выбросов оксидов азота
паровыми и водогрейными газомазутными котлами
Приведенные выше отраслевые методики РД 34.02.304-95 и РД 34.02.305-98
обладают рядом недостатков, которые увеличивают погрешность расчетов и
ограничивают область применения этих методик. Так, в этих методиках при
расчете выхода NOx не учитываются степень тепловой эффективности по-
верхностей нагрева ф и время пребывания продуктов сгорания в зоне актив-
ного горения (ЗАГ). Режимные и конструктивные условия процесса горения
газа и мазута описываются рядом эмпирических коэффициентов, одинаковых
Для всех типов котлов, что противоречит опытным данным.
Поэтому в МЭИ авторами настоящего пособия была разработана инже-
нерная методика, которая учитывает реальные физические процессы, режимные
Под высокотемпературным сжиганием понимают сжигание всех углей в топках с жид-
ким шлакоудалением, а также с низшей теплотой сгорания равной 23,05 МДж/кг или
2 более, в топках с твердым шлакоудалением при температуре факела, 1500 °C или более.
Под низкотемпературным сжиганием понимают сжигание твердого топлива с низшей
теплотой сгорания менее 23,05 МДж/кг в топках с твердым шлакоудалением при
температуре факела меиее 1500 °C.
и конструктивные параметры. Методика МЭИ позволяет рассчитывать кон-
центрации оксидов азота при традиционном и нетрадиционных (ступенчатое
сжигание, ввод влаги и т.д.) способах сжигания газа и мазута в котлах с вих-
ревыми горелками в следующих диапазонах изменения основных режимных
параметров:
• коэффициент избытка воздуха в зоне
активного горения (ЗАГ), аЗАГ....................0,7... 1,4;
• доля газов рециркуляции, подаваемых в ЗАГ, R..0...0.35;
• доля влаги, вносимой в ЗАГ, g.................0...0,35;
• доля воздуха, вводимого во вторую
ступень горения при ступенчатом сжигании, 8.О...О,33.
Исходные данные, необходимые для расчета
Конструктивные параметры:
аТ — ширина топки (в свету), м; при наличии двусветного экрана прини-
мается ширина одной ячейки;
ЬТ — глубина топки (в свету), м;
/1яр — расстояние между осями соседних (по высоте) горелок, м; при нера-
венстве расстояний между ярусами (при >3) определяются расстояния
между первым и вторым ярусами горелок hi 2, вторым и третьим й2.з и т.д.;
Zig — расстояние между осью верхнего яруса и осью сопел вторичного дутья
(в случае двухступенчатого сжигания топлива);
£>а — диаметр амбразуры горелок, м;
«гор— количество горелок;
(1Э — диаметр экранных труб поверхностей нагрева в топке, мм;
— шаг экранных труб, мм;
Z, — число двусветных экранов.
Режимные параметры:
— теплотворная способность топлива, МДж/кг (МДж/м3);
Ив° — теоретическое количество воздуха, необходимого для полного сго-
рания топлива при а = 1,0, м3/кг (м3/м3);
Иг° — объем продуктов сгорания, образовавшихся при стехиометрическом
(а = 1,0) сжигании топлива, м3/кг (м3/м3);
VR02— объем трехатомных газов, полученных при полном сгорании топли-
ва с теоретически необходимым количеством воздуха, м3/кг (м3/м3);
Г^2 — теоретический объем азота, полученный при полном сгорании топли-
ва с теоретически необходимым количеством воздуха, м3/кг (м3/м3);
5р — расчетный расход топлива, кг/с (м3/с); при наличии двусветного экрана
5Р принимается на одну ячейку;
1ТЛ — температура топлива (при сжигании мазута) °C;
_____удельный расход форсуночного пара, идущего на распыл мазута, кг
пара/кг мазута;
t __температура пара, поступающего в форсунку на распыл мазута °C;
__давление пара, поступающего в форсунку на распыл мазута, МПа;
tn — температура горячего воздуха,°C;
а” __коэффициент избытка воздуха на выходе из топки;
дят — присосы холодного воздуха в топку;
r___доля рециркуляции дымовых газов в зону активного горения (0. .0,35);
t — температура газов в месте забора на рециркуляцию, °C;
g — водотопливное отношение в долях (g = Gm/G7— 0.. .0,35);
— температура воды (или пара), подаваемой в ЗАГ, °C;
рт — давление воды (или пара), подаваемой в ЗАГ, МПа;
5 — доля воздуха, поступающего во вторую ступень горения при двухсту-
пенчатом сжигании (0...0,35).
Объемная концентрация оксидов азота в мокрых продуктах сгорания
при коэффициенте избытка воздуха в зоне активного горения (аЗАГ) в ррт
определяется по формулам:
• при сжигании газа:
NO£ =
Гзаг-1700
26,0-exp 0,26-----------
100
-4,7 х(ехр(^)-1)х
х 13,0 - 79,8 (аЗАГ -1,07)4 +18,1 • (аЗАГ -1,07)? +
+ 59,4 (аЗАГ -1,07 + 9,6 (аЗАГ -1,07 )]х тЗАГ ;
(3.68)
• при сжигании мазута:
NO" =
24,3-exp 0,19
-^lOQ1650]-12’3 X(eXpfc)-l)x
х [15,1 -131,7 (аЗАГ -1,09)4 + 72,3 • (аЗАГ -1,09)? + (3.69)
+ 73,0 (аЗАГ -1,09)? + 2,8 • (аЗАГ - 1,09)]х тЗАГ ,
Где ^заг — среднеинтегральная температура продуктов сгорания в зоне ак-
тивного горения, К; <?3^- — отраженный тепловой поток в зоне активного го-
рения, МВт/м ; аЗАГ — коэффициент избытка воздуха в зоне активного горе-
ния, Тздг время пребывания продуктов сгорания в зоне активного горения, с.
Среднеинтегральная температура продуктов сгорания в ЗАГ:
7’зАГ=Гад-(1-^АгГ25 ,(3.70)
где Гад — адиабатная температура горения топлива, К; \|/заг — средний ко-
эффициент тепловой эффективности поверхностей нагрева, ограничивающих
ЗАГ.
Адиабатная температура горения, К, рассчитывается методом последова-
тельных приближений:
т\л = (₽сг'!2н +!2тл +!2ф +аг 7° + Аат /хв + Я/гр +g (;вл - г))/
Ьсг V? сг +1,0161 (аздг-₽сг)Ув° св +1,24 g свл + (3.71)
+ R (g Vr° cr +1,0161 (а„б-1) VB° св +1,24 g свл]+ 273 ,
где рсг — степень выгорания топлива в ЗАГ, определяемая по табл. 3.5;Q? —
теплотворная способность топлива, МДж/кг (МДж/м3); Ив° и Иг° — соответс-
твенно теоретические объемы продуктов сгорания и воздуха м3/кг (м3/м3).
Таблица 3.5
Зависимость степени выгорания топлива Рсг от коэффициента избытка
воздуха
Топливо' а 1,0 1,01 1,02 1,03 1,04 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09
Газ 0,87 0,88 0,9 0,915 0,93 0,95 0,965 0,98 0,98 0,98
Мазут 0,84 0,85 0,87 . 0,88 0,9 0,915 0,93 0,95 0,965 0,98
Теплота, вносимая в зону активного горения с топливом (учитывается
при сжигании мазута, при сжигании газа принимается 2ТЛ = 0), МДж/кг:
бт:1 — Г'т[ 1тл. (3.72)
Теплоемкость мазута, МДж/(кг град)
стл = 1,74 + 0,0025-1тл, (3.73)
где — температура мазута, °C.
Тепло, вносимое в ЗАГ паровым дутьем, МДж/кг
бф - ^Ф'гф, (3-74)
где #ф — удельный расход пара на 1 кг мазута, кг/кг; /ф — энтальпия пара,
подаваемого на распыл, МДж/кг.
Параметры пара, поступающего на распыл мазута, обычно составляют
Рф=0,3. .0,6 МПа, Рф = 280...350 °C, удельный расход пара при номинальной
нагрузке #ф = 0,03^-0,05 кг/кг мазута.
Теплота, вносимая в ЗАГ с воздухом, МДж/кг (МДж/м3)
Св=аг /в°+0,5 Дат
(3.75)
Где а = а" - А ат _избыток воздуха в горелке при наличии присосов воз-
духа в топку и — энтальпии теоретически необходимого количества
воздуха при температуре соответственно горячего и холодного воздуха,
МДж/кг (МДж/м3).
Теплота, вносимая в зону активного горения с рециркулирующими газа-
ми, МДж/кг (МДж/м3)
бгр=Л7гр; (3-76)
где ц — доля рециркуляции дымовых газов.
Энтальпия газов рециркуляции, подаваемых в ЗАГ, МДж/кг (МДж/м3)
Лр = 4 + Кб-1И> (377)
где о^б — коэффициент избытка воздуха в месте забора газов из конвектив-
ного газохода на рециркуляцию (обычно “заб =авэп); и — соответст-
венно энтальпии газов рециркуляции и теоретически необходимого количес-
тва воздуха при температуре газов рециркуляции (МДж/м3).
Теплота, вносимая в зону активного горения при подаче воды или пара,
МДж/кг (МДж/м3)
бвл = ^('м-'-). (378)
где g — водотопливное отношение (в долях), определяемое в зависимости от
вида сжигаемого топлива:
G-л
^маз
г газ
^газ
кг влаги
кг мазута
( \
кг влаги
м3 газа
- если топливо мазут
_ если топливо
природный газ
(3.79)
GM, бцаз, Gm — расход соответственно влаги, мазута и газа, кг/с; —
плотность сухого природного газа при 0 °C и 760 мм рт. ст.; /вл — энтальпия
влаги (воды или пара), поступающей в зону активного горения, МДж/кг
(МДж/м3); г — теплота парообразования (при подаче воды в зону активного
горения г = 2,512 МДж/кг; при подаче пара г = 0).
Избыток воздуха в зоне активного горения аЗАГ:
аздг = аг + 0,5 Дат. (3.80)
Средняя теплоемкость продуктов сгорания, МДж/(м3-град):
• при сжигании природного газа
cr = (1,57 + 0Д34-Л,)- 1(Г3;
(3.81a)
• при сжигании мазута
cr =(1,58 + 0,122-^)-10-3, (3.816)
где kt = (О.Щ -1200)/1000 — температурный коэффициент изменения тепло-
емкости; 1?ад — ожидаемая адиабатная температура, °C.
Теплоемкость воздуха при высоких температурах, МДж/(м3-град)
св = (1,46 + 0,092 • kt )• 10“3. (3.82)
Теплоемкость водяных паров, МДж/(м3-град)
с„л = 4,1868-(о,356-0,769-Ю-11 О3 +
ВЛ V ад X (3.83)
+ 0,245-Ю-7 -Ояп2 +0,386 -10-4 -Ояп Ю-3 .
Средний коэффициент тепловой эффективности поверхностей нагрева,
ограничивающих ЗАГ \|/заг
Fct, )+ У'^верх + У'^ниж
Узаг =------------------------------ (3-84)
Г + Г + г
1 ст 1 верх 1 ниж
где FCT, Твсрх, FIlmK — соответственно полная поверхность экранированных
стен ЗАГ (рис. 3.3), площадь поперечного сечения топки, ограничивающего
ЗАГ сверху и снизу, м2; FCTj., \|/, — соответственно площадь участка стены
ЗАГ, м2 и тепловая эффективность этого участка; \|/' — коэффициент,
характеризующий отдачу теплоты излучением в вышерасположенную зону:
• для топок, работающих на газе \|/' = 0,1;
• для топок, работающих на мазуте \|/' = 0,2.
Коэффициент \|>", характеризует отдачу теплоты в сторону пода топки:
• если под не включен в объем ЗАГ:
УУф+2-Гб-уб+Г„-уп
+ 2 • F6 + Fn
(3.85а)
где F,]„ Ff>, F3, Fn — соответственно, площади фронтового, боковых, и заднего
экранов, расположенных ниже ЗАГ, и пода, м2 (см. схемы на рис. 3.3); \|/ф, \|/б,
Уъ Уп — соответственно тепловая эффективность фронтового, боковых и
заднего экранов, расположенных ниже ЗАГ и пода;
• если под включен в объем ЗАГ:
У" = Уп-
(3.85 б)
Рис. 3.3. Схемы определения зоны активного горения
Отраженный поток в зоне активного горения МВт/м2
<7заг=<?заг '0 —Узаг)* (3.86)
Теплонапряжение зоны активного горения, МВт/м2
Вр • L- бн + бтл + 2ф + бв + Srp + бвл)
?ЗАГ =-----------------7-----------’ <3'87)
/ЗАГ
где Вр — расчетный расход топлива, кг/с (м3/с) (при наличии в топке дву-
светного экрана Вр принимается на одну ячейку).
Полная поверхность зоны активного горения, м2
/зАГ-2-«т-\+2-(ат+/>т)-/1ЗАГ, (3.88)
где ап Ьт соответственно ширина фронта и глубина топочной камеры, м
(при наличии в топке двусветных экранов принимается ширина одной ячейки
ат ~ ат ~ 0’ где число двусветных экранов)
Высота зоны активного горения м
, _ j.0
«ЗАГ ~ «ЗАГ 'ф—, (3.89)
г
где /1за1 высота зоны активного горения без учета ввода в ЗАГ газов ре-
циркуляции и влаги, м, определяется из геометрических характеристик топки
как (см. схемы на рис. 3.3):
азаг = + £>а + 3, (3.90)
где h^. расстояние между осями соседних горелок по высоте, м.
Объем продуктов сгорания, образовавшихся при сжигании 1 кг (1 м3)
топлива в ЗАГ, Гг, м3/кг(м3/м3): v
К =РсгЛ° +1,0161 -(аЗАГ-рсг)-Гв°. (3.91)
Объем продуктов сгорания, образовавшихся при сжигании 1 кг (1 м3) топ-
лива при вводе в ЗАГ газов рециркулЯЦии и влаги , мз/кг (мз/мз):
= ₽сг + 1,0161 (а -р )• V° + 1,24 • g +
Время пребывания продуктов сгорания Тздг (с) в зоне акгивного горения
определяется как
_ ат •
(ЗЙ)
где коэффициент заполнения TOnO4HOg камеры восходящими потоками
газов, который согласно [9] принимает следующие значения:
• при встречном расположении вихревых горелок £ ~ о,8;
• при фронтальном расположении вихревых горелок £=0 75.
Пересчет объемной концентрации fppm) на стандартные условия, сухие
продукты сгорания и а = 1,4:
VK,S
(3.94)
Пересчет объемных концентраций (ррт) в массовые (г/м3) при стандарт-
ных условиях (О °C, 760 мм рт.ст., сухие газы, а = 1,4) в пересчете на NO2:
NOc2Ty=fcNo2 •NO"5', (3.95)
где &no2 — коэффициент пересчета (см. табл. 2.1); для нормальных условий
(О °C, 760 мм рт. ст.) fcN02 = 2,05-10 “3.
3.6.4. Расчет выбросов оксидов азота
от газотурбинных установок (РД 34.02.305-98)
Суммарное количество оксидов азота NOx в пересчете на NO2, посту-
пающих в атмосферу с отработавшими газами газотурбинных установок,
Л/ыо2 > г/,с или'т, вычисляют по соотношению
^NO2 =QlO2 ’Кг (3.96)
где CNq2 — концентрация оксидов азота в отработавших газах в пересчете на
NO2> мг/нм3 (определяется экспериментально или принимается по табл. 3.6),
Таблица 3.6
Концентрация оксидов азота для различных ГТУ
Тип ГТУ, завод Тип камеры сгорания Вид топлива CKqt Содержание О2 в продуктах сгорания, % Концентрация оксидов азота Cnq2 , мг/м3
без усовер- шенство- вания С изменением конструкции
ГТ-100,750, лмз Регистровая, блочная Газотурбин- ное 4,1 15,9 275 —
ГТ-35-770, ХТЗ Регистровая, выносная Газ Газотурбин- ное 4,6 4,7 16,4 16,5 225 200 —
ГТ-25-770-П, ЛМЗ Регистровая, выносная Газ 5,5 17,0 135 —
ГТГ-12 Высокофор- сированная, блочная Дизельное 5,1 16,9 190 —
ГТН-25, НЗЛ Микрофа- кельная, кольцевая Газ 4,1 15,9 58 —
ГТЭ-150, ЛМЗ Высокофор- сироваиная, блочная Газ Г азотурбин- ное 3,5 15,0 220 270 150 210
ГТЭ-45, ХТЗ Регистровая, кольцевая Газ Газотурбин- ное Дизельное 4,0 15,8 220 240 100 150
Кг — объем сухих дымовых газов за турбиной, нм3/кг топлива (нм3/нм3
топлива), вычисляемый по формуле
Кг = (к° -К?2о)+ («от -!)• К°- (3-97)
где Иг° — теоретический объем газов, нм3/кг топлива (нм3/нм3 топлива);
Гв° — теоретический объем воздуха, нм3/кг топлива (нм3/нм3 топлива);
аот— коэффициент избытка воздуха в отработавших газах за турбиной;
^н2о — теоретический объем водяных паров, нм3/кг топлива (нм3/нм3топлива);
В — расход топлива в камере сгорания, т/ч (тыс. нм3/ч) или т (тыс. нм3); при
определении выбросов в граммах в секунду В берется в т/ч (тыс. нм3/ч); при
определении выбросов в тоннах В берется в т (тыс. нм3);
кп — коэффициент пересчета; кп = 0,278-1 СГ3— при определении выбросов в
г/с; к„ = 10"6— при определении выбросов в т.
При использовании в энергетических ГТУ высокофорсированных камер
сгорания с последовательным вводом возл’ха в зону горения и микрофа-
кельных камер сгорания с подачей всего воздуха через фронтовое устройство
концентрация оксидов азота CNq2 (мг/нм3) приближенно вычисляется по
формуле
Q4O2= а'кт'кр-\0:>, (3.98)
где а — коэффициент, зависящий от вида топлива и равный:
• высокофорсированные камеры сгорания при сжигании:
— природного газа 1,8;
— газотурбинного и дизельного топлив 2,4;
• микрофакельные камеры сгорания при сжигании:
— природного газа 6,2;
— газотурбинного и дизельного топлив 7,7;
К — коэффициент, отражающий влияние температуры газов перед турбиной
(7гг) на образование NOX (зависимости К =/(7’гт) для камер сгорания обоих
типов представлены на рис. 3.4 и 3.5); кр — коэффициент, отражающий
зависимость концентрации оксидов азота от давления в камере сгорания:
, 16-рв- 0,23
Ь- —__г р__7
Р 6-рв-0,Т!’
(3.99)
где рв — давление в камере сгорания, МПа.
Для высокофорсированных камер сгорания формула (3.98) применима
для режимов, близких к рабочему, а для мцкрофакельных — в широком ди-
апазоне изменения режимных параметров: ОоТ = 3...8; Тюзд= 200...350 °C.
Эффективным способом снижения концентрации оксидов азота в
уходящих газах энергетических ГТУ без коренного изменения конструкции
камеры сгорания является впрыск воды или пара в зону горения.
51
Снижение концентрации оксидов азота при подаче влаги в зону горения
можно оценить по формуле
Ссух
Cno2 (З.ЮО)
где CNo2 , С^о2 — концентрация оксидов азота соответственно при подаче
влаги и без нее, мг/нм3; кт — коэффициент, учитывающий влияние расхода
влаги (рис. 3.6) в зависимости от отношения количества вводимой влаги GBJI к
расходу топлива В.
Для сравнения концентрации NOX в продуктах сгорания различных ГТУ
по действующим отечественным и зарубежным нормативно-техническим
документам ее значение приводят к содержанию кислорода О2 = 15% по
формуле
21-15
СДо2= CN02 • 2^ _ q > (3.101)
где CNo2 , CN0-) — приведенная и действительная концентрации оксидов
азота, мг/нм3; О2 — фактическое значение концентрации кислорода в
продуктах сгорания ГТУ, %.
4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА МЕРОПРИЯТИЙ,
НАПРАВЛЕННЫХ НА СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ
ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
При внедрении природоохранных мероприятий, снижающих негатив-
ное воздействие вредных выбросов ТЭС и котельных на окружающую сре-
ду обычно возникают трудности, связанные с несовершенством экономи-
ческого обоснования их эффективности. Ряд методик дает возможность
оценить экономический ущерб от вредных выбросов в атмосферу лишь в
случае, если они создают приземные концентрации, превышающие ПДК.
Такой подход не дает представления об абсолютном количестве выбрасы-
ваемых в окружающую среду вредных веществ. Более совершенным пред-
ставляется подход, где вредное воздействие выбросов исчисляется в стои-
мостном выражении при прочих равных условиях от количества этих выб-
росов вне зависимости от создаваемых ими приземных концентраций. При
этом чем больше выбросы, тем больше причиняемый ими ущерб. Ниже
кратко излагаются основные положения данного подхода с учетом некото-
рых упрощений и особенностей эксплуатации энергетических котлов [13].
Данная методика предназначена для инженерно-технических работников
электростанций и энергосистем для определения экономической эффектив-
ности внедрения природоохранных мероприятий без привлечения допол-
нительного справочного материала.
Экономическое обоснование воздухоохранных мероприятий прово-
дится сопоставлением экономических результатов от этих мероприятий (Р)
с затратами (3), необходимыми для их осуществления, а также достигае-
мого чистого экономического эффекта (Л).
Экономическим результатом воздухоохранных мероприятий является
предотвращенный экономический ущерб от загрязнения окружающей сре-
ды; затраты в материальном производстве, непроизводственной сфере и
соответствующие расходы населения, а также прирост стоимостной оцен-
ки сберегаемых природных ресурсов.
Годовой экономический эффект R, руб/год, от осуществления меро-
приятия рассчитывается по формуле
R=P-3, (4.1)
где Р — экономический результат от реализации мероприятия, руб/год;
3 приведенные затраты на реализацию мероприятия, руб/год.
Приведенные затраты для воздухоохранных мероприятий, руб/год,
определяются из выражения
3 = Э + ЕцК, (4.2)
где Э — эксплуатационные затраты, возникающие при использовании вне-
дренного мероприятия, руб/год;
К — единовременные (капитальные) вложения на реализацию меропри-
ятия, руб;
Ен = 0,12 — нормативный коэффициент окупаемости капитальных вложе-
ний в природоохранные мероприятия, 1 /год.
К эксплуатационным затратам Э воздухоохранных мероприятий
относятся ежегодные затраты на основную и дополнительную заработную
плату обслуживающего персонала, планово-предупредительный, текущий
и капитальный ремонты, амортизационные отчисления на полное восста-
новление, энергетические расходы (теплота, электроэнергия), расходы на
материалы и т. п., текущие затраты, связанные с осуществлением меропри-
ятий, способствующих улучшению качественных характеристик воздуш-
ного бассейна, как относимые за счет основной деятельности, так и осу-
ществляемые за счет ежегодных ассигнований из бюджета и других источ-
ников; затраты на оплату услуг, связанных с охраной окружающей среды.
Капитальные вложения К на охрану воздушного бассейна включают
в себя единовременные затраты на строительство (приобретение, монтаж,
стоимость проектных и изыскательских работ) установок для улавливания
и обезвреживания вредных веществ из отходящих газов от технологи-
ческих агрегатов (котлов) и вентиляционного воздуха перед выбросом их в
атмосферу; затраты на сооружение новых узлов, совершенствующих тех-
нологические процессы в целях снижения вредных выбросов в атмосферу
и рассеивания вредных выбросов, затраты на контрольно-измерительную
аппаратуру. Не относятся к капитальным вложениям в охрану воздушного
бассейна затраты на строительство дымовых труб и газоходов, создание
санитарно-защитных зон.
Экономический результат от внедрения воздухоохранного меро-
приятия, руб/год, в общем виде выражается величиной предотвращенного
этим мероприятием годового экономического ущерба от загрязнения сре-
ды ДУ и улучшения производственных результатов деятельности предпри-
ятия или ряда предприятий ДО, т е.
ДР = ДУ + ДО, (4.3)
где ДУ = У, - Уг, руб/год — предотвращенный экономический ущерб
вследствие снижения загрязнения среды, обусловленного внедрением ат-
мосфероохранного мероприятия; У] — ущерб от загрязнения среды при
эксплуатации котла до внедрения мероприятия; У2 — то же после внед-
рения мероприятия; ДО — экономический эффект от реализации сырья
или готовой продукции, полученных из уловленных отходов основного
производства, и улучшения производственных результатов при внедрении
воздухоохранного мероприятия.
Предотвращенный экономический ущерб от загрязнения атмосфе-
ры (КУ) может достигаться вследствие снижения массы выброса вредного
вещества, вследствие изменения токсичности выбросов, либо того и дру-
вместе, а также изменения характера рассеивания выбросов при
использовании воздухоохранного мероприятия. Поэтому следует опре-
делять отдельно ущерб от выбросов в атмосферу до (У1) и после (У2)
внедрения мероприятия.
Ущерб, руб/год, причиняемый годовыми выбросами вредного вещества
при рассматриваемом состоянии источника, определяется по формуле (в
ценах 1989 г.)
У = 2,4-М of. (4.4)
Здесь 2,4 — константа, имеющая размерность, руб/усл.т; М — приведен-
ная условная масса годового выброса вредного вещества из источника,
услт/год;/— безразмерная поправка, учитывающая характер рассеивания
примеси в атмосфере (определяется по табл. 4.1); ст — безразмерная
величина относительной опасности загрязнения атмосферного воздуха
(определяется по табл. 4.2).
Таблица 4.1
Значение коэффициента f в зависимости от высоты источника
загрязнения (Н) и среднегодового значения разности температур в
устье источника и окружающей атмосфере (At)
At, °C н, м
До 20 20-100 101-300 Свыше 300
От 25 до 50 0,9 3,7 0,6 2,8 0,3 1,8 0,2 1,4
От 50 до 150 0,8 3,5 0,4 2,4 0,2 1,4 0,1 1,1
Свыше 150 0,7 з,з 0,4 2,2 0,1 1,2 0,1 0,9
Примечания
1- Приведенные в числителе значения /следует принимать для газо-
образных примесей и легких мелкодисперсных частиц со скоростью
оседания менее 1 см/с, а также частиц, выбрасываемых после пыле-
очисток с коэффициентом улавливания свыше 90 %.
2. Приведенные в знаменателе значения / следует принимать для час-
тиц, оседающих со скоростью от 1 до 20 см/с, и частиц, выбрасы-
ваемых после пылеочисток с коэффициентом улавливания 70-90 %;
а также для частиц, образующихся при сжигании жидких и газо-
образных топлив, не сопровождающихся быстрой конденсацией
аэрозолей.
3- Независимо от значений Н и At значение / = 10 принимается для
частиц, оседающих со скоростью свыше 20 см/с, либо выбрасы-
ваемых после очисток с коэффициентом улавливания ниже 70 %,-
для вредных примесей и частиц, выбрасываемых одновременно с
парами воды и других веществ, сопровождающихся быстрой кон-
денсацией.
Таблица 4.2
Показатель относительной опасности загрязнения атмосферного
воздуха (и) над территориями различных типов
Тип загрязняемой территории Значение ст
Территории курортов, санаториев, заповедников, заказ- ников, природных зон отдыха, садовых и дачных коо- перативов и товариществ, а также населенные пункты со средней плотностью населения свыше 50 чел/га* 8
Территории промышленных предприятий, промузлов, включая защитные зоны, а также населенные пункты с плотностью населения ниже 50 чел/га 4
Территории лесов и сельскохозяйственных угодий 0,4
* Определяется как отношение численности населенного пункта к его
площади.
Если зона активного загрязнения (ЗАЗ) неоднородна и состоит из тер-
риторий, которым в табл. 4.2 соответствуют различные ст, причем 5) пло-
щадь j-й части зоны активного загрязнения, а ст, — соответствующее ей
табличное значение константы о; то усредненное значение стЗАЗ для всей
зоны активного загрязнения определяется по формуле:
к S:
°заз = °; > (4-5)
1 ‘-’ЗАЗ
где 5здз — общая площадь зоны активного загрязнения; Sj — часть зоны
активного загрязнения, относящаяся к одному из типов территории, ука-
занных в табл. 4.2; к — число типов территорий, попавших в зону
активного загрязнения.
Для труб энергетических предприятий высотой Н > 10 м площадь
зоны активного загрязнения, м2, определяется из выражения
5заз = 1244<р2Н2, (4.6)
где <р — поправка на тепловой подъем факела, рассчитываемая как
<р = 1 + Д//75, (4.7)
1st — среднегодовое значение разности температур в устье трубы 1?^
(обычно принимается что Олр = Оух - 10 °C, где Оух — температура уходя-
щих газов на выходе из котла) и в окружающей атмосфере на уровне устья
t °C (значения /в для различных регионов приведены в табл. 4.3).
Таблица 4.3
Среднегодовая температура окружающего воздуха t„, °C, для разных
регионов
Архангельск +1,5 Новосибирск +4,8
Астрахань +9,2 Омск -0,5
Барнаул +1,0 Оренбург +3,6
Владивосток +2,8 Пенза +3,9
Волгоград +7,5 Пермь +1,5
Воронеж +5,3 Петрозаводск +3,4
Вятка . +1,8 Ростов-на-Дону +8,6
Екатеринбург +1,0 Рязань +3,9
Иваново +2,8 Самара +3,5
Иркутск -1,7 С-Петербург +5,0
Казань +2,8 Тверь +3,4
Красноярск +0,8 Томск -0,6
Курск +5,4 Тюмень +1,0
Магнитогорск +0,7 Ульяновск +2,9
Москва +5,0 Уфа +2,6
Мурманск +1,2 Хабаровск -0,6
Нижний Новгород +3,0 Челябинск +1,7
Новороссийск +13,2 Чита -3,9
Приведенная условная масса годового выброса, т/год, загрязняющих
веществ в атмосферу из источника определяется по формуле
(4.8)
/=1
где mi — масса годового выброса /-го загрязняющего вещества, т/год; N —
общее число примесей, выбрасываемых в атмосферу источником загряз-
нения; — показатель относительной агрессивности условного выброса
рассматриваемой i-u примеси, усл. т/т (значение показателя относительной
агрессивности некоторых распространенных веществ, выбрасываемых в
атмосферу при сжигании органических топлив, приведены в табл. 4.4).
При отсутствии состава выбрасываемых в атмосферу твердых аэро-
золей допускается в расчетах использование ориентировочных значений
для некоторых видов пылей (табл. 4.4) или близких им по химическому
составу.
Таблица 4.4
Показатель относительной агрессивности А, у с л. т/т
Вещество При количестве осадков
Свыше 400 мм/год В остальных случаях
Оксид углерода 1 1
Сернистый газ (в пересчете на H2SO4) 49 49
Оксиды азота в пересчете на NO2 (по массе) 41,1 41,1
3,4-бенз(а)пирен 12,6105 15-Ю5
Сажа без примесей (пыль углерода без учета примесей) 41,5 49,8
Пентаоксид ванадия (пыль) 1225 1470
Зола углей: - донецких (АШ, Д, ГСШ), подмосковных - кузнецких, экибастузских, карагандинских - березовских, назаровских, ангренских, торфа 70 80 60 84 96 72
Твердые частицы, выбрасываемые при сжигании мазута и газа 200 240
В приложении 4 приведен пример использования данной методики
для расчета экономического эффекта при внедрении мероприятий, обеспе-
чивающих снижение выбросов вредных веществ от ТЭС.
Таблица П. 1
Пример расчета удельных выбросов и концентраций оксидов азота при сжигании твердого топлива
по методике РД 34.02.304-95
ТП-87 г- Кузнецкий Т (Красноб- родский) 1,59 28,43 0,56 Вихревые | о 0,20 | О
ТП-87 40 Кузнецкий СС (Кедровский) 1,88 26,21 О Г Вихревые | on 0,30 | ф
БКЗ-420- 140-5 МП Экибастузс- кий СС 0,8 15,87 0,504 Вихревые П 1,20 | 0,30 ф
1 БКЗ-210-140Ф ~~| после рекон- струкции М- Промпродукт кузнецкого каменного угля 40 20,95 0,76 I Прямоточные ] 0,95 сч ф
до реконст- рукции СП 4О_ 20,95 40 Ф 1,12 1 ^‘0 1
Формула или обоснование ем Техническое задание на котел или эксплуатационные данные 1 (3.28) I 1 1 Описание котла 1 Тепловой расчет котла или э ксп лу атаци о нн ые данные
Рассчитываемая величина — Марка угля Содержание азота в топливе, №,% Теплота сгорания топлива, Q? , МДж/кг Содержание азота в топливе, NT, г/МДж 1 Тип горелок Коэффициент избытка воздуха в горелках От I Доля первичного воздуха СС] Степень рециркуляции дымовых газов через горелки, г, %
1 2 3 4 5 6 7
Температура за зоной активного горения, Тзг, К По руководящим указаниям «Проектирование топок с твердым шлакоудаленнем» 1700 1700 1830 1960 1980
Отношение скоростей в выход- ном сечении горелок, W2/W1 Тепловой расчет котла или эксплуатационные данные 2,0 1,8 1,48 1,4 1,4
Присосы в топке ДОт н третич- ное дутье Даз 0,10 0,10...0,17 0 0,10 0,10
Коэффициент избытка воздуха в зоне активного горения а'^ (3.30) 1,17 1,00 1,20 1,15 1,15
Влияние коэффициента избытка воздуха в горелке РОг Табл. 3.4 0,509 0,389 0,670 0,616 0,616
Влияние доли первичного воз- духа ₽а1 то же 0,895 0,859 1,0 0,999 0,826
Влияние рециркуляции газов через горелки Рг — « — 0,968 0,968 1,0 1,0 1,0
Влияние температуры на обра- зование топливных NOx, Ре — « — 0,929 0,929 0,99 1,046 1,054
Влияние смесеобразования в корне факела Рсм — « — 1,49 1,294 1,196 1,104 1,104
Окончание табл. П. 1
1 2 3 4 5 6 7
Топливные оксиды азота, г/МДж (3.27) 0,325 0,215 0,280 0,358 0,232
Воздушные оксиды азота, К^о2> г/МДж (3.29) 0,0 0,0 0,022 0,179 0,252
Суммарное значение оксидов азота, , г/МДж (3.26) 0,325 0,215 0,302 0,537 0,484
Объем сухих газов при а = 1,4 (1.20) 6,95 6,94 5,71 9,34 8,25
Концентрация оксидов азота в дымовых газах Cj4O2» Г//м’ при нормальных условиях и а=1,4 без учета «подсветки» (3.32) 0,98 0,64 0,84 1,51 1,67
Доля газа (мазута) по теплу 5, (3.52) 0 0 0 0,42 (газ) 0,10(мазут)
Поправочный коэффициент на «подсветку» V; (3.50), (3.51) 1 1 1 0,59 0,754
Концентрация оксидов азота с учетом «подсветки» угля газом (мазутом), г/м3 CNO2 ' Vi 0,98 0,64 0,84 0,89 1,26
Примечание. Коэффициент избытка воздуха, на который рассчитывается концентрация оксидов азота Cno2, принят равным
а = 1,4 (независимо от фактического избытка воздуха за котлом).
Пример расчета концентраций оксидов азота при сжигании газа и мазута по методике РД 34.02.304-95
Таблица П. 2.1
Исходные данные для расчета
Наименование параметра Обо-зна че-ние Тип котла
ТГМП- 204 ТГМП-114 (один корпус) ТГМП- 344 ТГМП- 314П ТГМЕ- 464 БКЗ-320- 140ГМ птвм- 100
1 _ 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Вид топлива - Газ Газ Мазут Газ Газ Газ Газ Газ
Номинальная производительность, кг/с DH 736 132 132 270 270 139 89 116*
Фактическая производительность, кг/с D 736 132 132 270 270 139 89 116*
Теплота сгорания топлива, МДж/м3 (МДж/кг/ QpH 34,78 35,60 41,07 35,40 34,36 35,74 35,62 34,10
Расход топлива на котел, м3/с (кг/с) ВР 59,63 10,65 9,23 21,54 22,64 10,11 6,64 3,92
Доля топлива (или воздуха), поступающего через каждый ярус от общего количества ъ 0,5/ /0,5 1 1 0,5/ /0,5 — 0,41/ /0,59 0,5/ /0,5 1
Доля горелок в каждом ярусе от общего количества ni 0,5/ /0,5 1 1 0,5/ /0,5 — ол/ /0,5 0,5/ /0,5 1
Ширина топки, м ^тп 20,66 10,62 10,62 16,32 17,48 13,52 12,16 6,23
Глубина топки, м />тп 10,26 6,13 6,13 8,47 8,72 7,68 5,44 5,23
Продолжение табл. П.2.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Число ярусов горелок 7 ^яр 2** 1 1 2 подовые 2 2 1
Расстояние между ярусами горелок, м ^яр 3 3*** 3*** 2,7 10*" 2,6 3 3*"
Коэффициент, учитывающий степень выгорания топлива в факелах горелок в пределах ЗАГ, зависящий от конструкции горелок ъ 1 0,42 0,42 1 1 1 1 0,7
Температура воздуха перед горелками, К Т, 620 520 548 560 610 590 520 30
Коэффициент избытка воздуха а 1,09 1,09 1,06 1,05 1,09 1,09 1,07 1,18
Степень рециркуляции дымовых газов, % г 16 8 8 17 9 8 10 0
Показатель, зависящий от вида топлива т 0,5 0,5 0,47 0,5 0,5 0,5 0,5 —
Коэффициент, зависящий от способа ввода газов пециокуляции арец 0,14 0,19 0,19 0,16 0,16 0,16 0,16 —
Доля вторичного воздуха, % 8 33 18 0 25 20 0 15 25
Коэффициент, зависящий от места ввода вторичного воздуха относительно ЗАГ азг 0,01 0,01 0 0,01 — 0,01 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Коэффициент, учитывающий способ подачи вторичного воздуха аСт 0,018 0,018 — 0,0165 0,018 0,018 0,018
Степень перераспределения топлива по ярусам горелок (рассчитывается по формуле (3.33)), % М 0 0 0 0 0 18 0 0
Коэффициент, учитывающий размещение горелок при перераспределении топлива или воздуха по ярусам анс — — — — — 0,016 — —
Относительное количество влаги, вводимой в ЗАГ, % g 10 0 0 0 0 0 0 0
Коэффициент, учитывающий место ввода влаги авл 0,025 — — — — — — —
Содержание связанного азота в топливе, % № — — 0,55 - — — — —
Номинальная и фактическая теплопроизводительность, МВт.
** Третий ярус использован для подачи вторичного воздуха.
*** —Принято по методике РД 34.02.304-95.
Таблица П. 2.2
Расчет концентрации оксидов азота
Наименование параметра Обозна- чение Формула Тип котла
ТГМП- 204 ТГМП-114 (один корпус) ТГМП- 344 ТГМП- 314П ТГМЕ- 464 БКЗ-320- 140ГМ ПТВМ- 100
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И
Тепловая нагрузка лучевоспр ннимающей поверхности ЗАГ, МВт/м ?лг (3.34) 3,01 1,91 1,91 1,60 1,03 0,96 0,76 1,14
Коэффициент, учитывающий тепловую мощность ЗАГ ки м (3.38) 0,97 0,73 0,73 0,9 0,91 0,83 0,78 0,67
Исходная концентрация оксидов азота при сжигании газа, мг/м3 /-•ИСХ CNOX (3.35) 1568 368 — 837 672 491 376 336
Первая составляющая концентрации оксидов азота при сжигании мазута, мг/м CNOX (3.36) — — 402 — — — — —
Вторая составляющая концентрации оксидов азота при сжигании мазута, мг/м CNOX (3.37) — — 48 — — — — —
Коэффициент, учитывающий температуру воздуха перед горелками ^гв (3.41) 1,0 0,90 0,93 0,94 0,99 0,97 0,90 0,68
Первый коэффициент, учиты- вающий избыток воздуха в топке, для газа и мазута Ка (3.42) 1,35 1,35 1,25 1,20 1,35 1,35 1,29 1,18
Второй коэффициент, учитывающий избыток воздуха в топке, для мазута ка (3.43) — — 1,18 — — — — —
Коэффициент, учитывающий ввод рециркуляции дымовых газов Кг (3.44) 0,44 0,46 0,50 0,34 0,52 0,55 0,49 1
Окончание табл. П.2.2
т-и 0,55 — *—• 148
О т-и 0,85 0,73 *-• 136
О' *—1 *—1 0,71 251
00 0,8 0,64 *—1 208
Г- 0,58 *—1 *—1 186
so *—1 266
>п 0,82 89*0 Г-
М- 0,67 0,41 0,75 200
СП (3.45) (3.46) (3.47) (3.48) (3.49) (339), (3.40)
см И В £ в й. ъ и
Коэффициент, учитывающий тепловую мощность ЗАГ при ступенчатом сжигании Коэффициент, учитывающий организацию схемы ступенчатого сжигания Коэффициент, учитывающий нестехиометрическое сжигание по ярусам горелок Коэффициент, учитывающий подачу влаги Коэффициент, учитывающий действительную нагрузку котла Расчетная концентрация оксидов азота на газе и мазуте, мг/м3
Расчет концентрации оксидов азота в дымовых газах котла ТГМП-
204ХЛ при сжигании природного газа по методике МЭИ
Котел ТГМП-204ХЛ (рис. П.3.1), топливо — природный газ, нагрузка
котла номинальная. Газы рециркуляции подаются через горелочные уст-
ройства вокруг газовоздушных и воздушных потоков. Впрыск воды в
топку осуществляется щелевыми форсунками, установленными в цент-
ральной части горелочных устройств. Ступенчатое сжигание газа выпол-
нялось перераспределением расхода газа по ярусам. Оптимальной схемой
организации ступенчатого сжигания является отключение подачи при-
родного газа на третий ярус горелок. Доля вторичного воздуха при этом
составляет 0,33, а коэффициент избытка воздуха в горелках первого и
второго ярусов (при ат = 1,05) рассчитывается следующим образом.
Действительный объем воздуха, подаваемого в топку, м3 /с,
Уд = 0,67-Уд +0,33-Уд, (П.3.1)
где 0,67 -v£ — объем воздуха, подаваемого в первые два яруса горелок;
0,33 • Увд — объем воздуха, подаваемого в третий ярус горелок.
Коэффициент избытка воздуха определяется как
а = Уд/ув°, (П.3.2)
где Ув — теоретическое количество воздуха, необходимого для полного
сжигания топлива (а = 1).
Коэффициент избытка воздуха в двух первых ярусах горелок
аг=(0,67-Уд)/У°, (П.3.3)
где Ув = Уд/1,05 (исходя из условия ат = 1,05).
Таким образом, избыток воздуха в горелках первых двух ярусов при
доле воздуха, подаваемого во вторую ступень горения (третий ярус го-
релок) 8 = 0,33, составляет 0,7.
Расчет оксидов азота при сжигании природного газа (табл. П.З) выпол-
нялся для трех вариантов:
• ввод в ЗАГ газов рециркуляции;
• впрыск в ЗАГ воды и подача газов рециркуляции;
• двухступенчатое сжигание с вводом газов рециркуляции.
С\
00
Таблица П.З
Расчет концентрации оксидов азота для котла ТГМП-204ХЛ
Определяемая величина Размер- ность Формула или обоснование Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3
С вводом газов рецир- куляции С вводом газов рецир- куляции и впрыском воды двухступенча- тое сжигание с вводом газов рецир- куляции
1 2 3 4 5 6
Конструктивные параметры
Ширина топки в свету Дт м Исходные данные 20,66 20,66 20,66
Глубина топки в свету ЬТ м То же 10,26 10,26 10,26
Диаметр амбразуры горелок Da м То же 1,5 1,5 1,5
Диаметр экранных труб <4 мм То же 32 32 32
^Угловой коэффициент х Котел в газоплотном исполнении 1 1 1
Расстояние между осями горелок: - первого и второго яруса /li,2 - второго и третьего яруса hi з м м Исходные данные То же 3 3 3 3 3 3
Количество работающих по топливу горелок пг — То же 36 36 24
1 2 3 4 5 6
Режимные параметры
Теплота сгорания топлива Q? МДж Исходные данные 35,3 35,3 35,3
3 м -град
Теоретический объем воздуха, необходимого для полного т/0 сжигания топлива Ив м3/м3 То же 9,52 9,52 9,52
Объем газов, образовавшихся при сжигании топлива с (X = 1,0, Иг° м3/м3 — « — 10,68 10,68 10,68
Объем трехатомных газов м3/м3 — « — 1,0 1,0 1,0
Теоретический объем азота м3/м3 — « — 7,53 7,53 7,53
Расчетный расход топлива Вр м3/с — « — 55,9 55,9 55,9
Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки Ctj- — — « — 1,07 1,05 1,05
Присосы холодного воздуха в топку Дат — — « — 0 0 0
Температура горячего воздуха 1га °C — « — 360 360 360
Энтальпия горячего воздуха МДж Таблица XV [4] 4,631 4,631 4,631
3 м град
Температура холодного воздуха °C Принято согласно [4] 30 30 30
Продолжение табл. П.З
1 2 3 4 5 6
Энтальпия холодного воздуха 1° хв МДж 3 м -град Таблица XV [4] 0,378 0,378 0,378
Доля газов рециркуляции, подаваемых в топку R — Исходные данные 0,05 0,05 0,05
Температура газов рециркуляции *го °C То же 390 390 390
Энтальпия продуктов сгорания при а = 1,0 и t = tjp, МДж 3 м -град Таблица XV [4] 5,926 5,926 5,926
Энтальпия воздуха при а = 1,0 и ^гр> ^в (тр ) МДж 3 м -град Таблица XV [4] 5,026 5,026 5,026
Доля воздуха, подаваемого во вторую ступень горения 8 — Исходные данные — — 0,33
Водотопливное отношение GBH/GTOIU (в Долях) кг/кг То же — 0,17 —
Плотность природного газа р^3 кг/м3 — « — — 0,712 —
Водотопливное соотношение g (в долях) кг/м3 8 = (рвл /Gtoici )' Ргаз — 0,12 —
Температура воды, подаваемой в топку tBn °C Исходные данные — 20 —
Давление воды, подаваемой в топку рвл МПа То же — 0,1 —
Энтальпия вводимой влаги !вл МДж/кг Таблица XXTV [4] — 0,084 —
1 2 з 4 5 6
Расчет
Избыток воздуха в горелке ССГ — аг = ат - Дат 1,07 1,05 0,7
Тепло вносимое в ЗАГ с воздухом 2. МДж/м3 2в=«г-/в°+0,5-Дат-/^ 4,995 4,863 3,242
Присосы холодного воздуха в водяном экономайзере Давэ (два пакета) — Опускной газоход газоплотный; Давэ для одного пакета принимается по таблица XVI [4] 0,02 0,02 0,02
Коэффициент избытка воздуха в месте забора газов из конвективного газохода на рециркуляцию a^g — азаб = аВЭ1 = ат + ^аВЭ 1,09 1,07 1,07
Энтальпия газов рециркуляции МДж/м3 /ф=/ф+(азаб-1)-/.° 6,378 6,278 6,278
Тепло, вносимое в зону активного горения с рециркулирующими газами МДж/м3 Qrp=R-^ 0,319 0,314 0,314
Теплота парообразования г МДж/кг [4] — 2,512 —
Тепло, вносимое в зону активного горения с водой QBa МДж/кг 1 еч а II в о» — -0,413 —
Продолжение табл. П.З
1 2 3 4 5 6
Коэффициент избытка воздуха в зоне активного горения ССЗАГ — аЗАГ = аг + 0,5 • Дат 1,07 1,05 0,7
Степень выгорания топлива в зоне активного горения рсг — Таблица 3.5 рсг (аЗАГ) = рсг (а = 1,0). аЗАГ 0,98 0,95 0,61
1-е приближение
Ожидаемая адиабатная температура Т'щ к Принимается 2270 2200 2150
Ожидаемая адиабатная температура °C Т'т -273 1997 1927 1877
Температурный коэффициент kt — к, = (еад -1200)71000 0,797 0,727 0,677
Средняя теплоемкость продуктов сгорания СТ МДж сг =(1,57+ 0,134 •fcJ-lO"3 1,677х10“3 1,667x10-3 1,661x10-3
3 м -град
Средняя теплоемкость воздуха Св МДж св =(1,46 + 0,092 -fcJ-lO’3 1,533x10-3 1,527x10’3 1,522х10"3
- град
Теплоемкость водяных паров свл МДж Формула (3.83) — 1,952x10-3 —
3 м -град
Адиабатная температура горения топлива Т'т к Формула (3.71) 2282 2210 2189
2-е приближение
Ожидаемая адиабатная температура Т'т к Принимается 2278 2207 2185
1 2 3 4 5 6
Ожидаемая адиабатная температура °C Т'т -273 2005 1934 1912
Температурный коэффициент к. — к, = (еад -1200)71000 0,805 0,734 0,712
Средняя теплоемкость продуктов сгорания сг МДж сг =(1,57+ 0,134-fc()-10"3 1,678-Ю"3 1,668-Ю"3 1,665-Ю"3
3 м -град
Средняя теплоемкость воздуха Св МДж с„ =(1,46+ 0,092 -fc,)-10~3 1,534-Ю'3 1,528-Ю“3 1,526-Ю“3
3 м -град
Теплоемкость водяных паров свл МДж Формула (3.83) — 1,954-КГ3 —
3 м -град
Адиабатная температура горения топлива оД к Формула (3.71) 2280 2209 2185
Высота зоны активного горения h0 пЗАГ м ^ЗАГ =1Л + £)а "А,2 + ^2,3 + 1,5 ^ЗАГ = 1,5 + 0,5 -£>а +А12 +А2 3 (см. рис. П.3.1) 10,5 10,5 8,25
Объем дымовых газов, образовавшихся при сжигании 1 м3 газа без ввода газов рециркуляции и влаги в ЗАГ Vr м3/м3 Кг = РСГ-Кг0+1,0161-(аЗАГ-Рсг)-Кв° 11,337 11,113 7,385
Продолжение табл. П.З
1 2 3 4 5 6
Объем продуктов сгорания, образовавшихся при сжигании 1 м3 газа при вводе в ЗАГ газов рециркуляции и влаги V^'s м3/м3 Формула (3.92) 11,915 11,903 7,953
Высота зоны активного горения с учетом ввода газов рециркуляции и влаги ЛЗАГ м h ~h° "ЗАГ -"ЗАГ^- 11,04 11,25 8,89
Поверхность расположенных в зоне активного горения:
- фронтовых экранов F$ м2 = ат АаГ 228,09 232,43 183,67
- задних экранов F3 м2 Рз = ат АаГ 228,09 232,43 183,67
- боковых экранов F6 м2 = 6т АаГ 113,27 115,43 91,21
— горелок Frop м2 ^гор=«г-("/4)-Оа2 63.61 63.61 53.01
— сечений, ограничивающих зону активного горения сверху и снизу F и F верх и 2 ниж м2 ^верх = Аиж =«т А 211,97 211,97 211,97
Поверхность расположенных ниже ЗАГ:
- фронтовых экранов F£ м2 F£=l,35-aT 27,89 27,89 27,89
гтН - задних экранов г3 м2 F” =1,35-дт 27,89 27,89 27,89
1 2 3 4 5 6
- боковых экранов FgH м2 F6H=l,35-feT 13,85 13,85 13,85
-пода Fn м2 fn =«т Ьт 211,97 211,97 211,97
Коэффициент тепловой эффективности настенных экранов Уэ — Таблица 6.2 [4] 0,65 0,65 0,65
Коэффициент тепловой эффективности пода, закрытого шамотным кирпичом Vn — Таблица 6.2 [4] 0,1 0,1 0,1
Коэффициент, характеризующий отдачу тепла излучением в вышерасположенную зону V' — Согласно рекомендациям [4] 0,1 0,1 0,1
Коэффициент, характеризующий отдачу тепла в сторону пода у" — ^„_Гф-уф + 2-/уу6+/уУп + 2 F6 + Fn 0,255 0,255 0,255
Средняя тепловая эффективность поверхностей, ограничивающих ЗАГ Уздг — )+ У'Лерх + У" Л.,ж ЗАГ Fer + Гверх + Гинж 0,432 0,434 0,409
Среднеинтегральная температура продуктов сгорания ТЗАГ к Т’заг = ^'аИ1 “Жзаг )° 1979 1916 1916
Полная поверхность зоны активного горения /заг м2 /заг =2-ат-by +2-k +/’т)'лзаг 1106,66 1119,64 973,70
Окончание табл. П.З
1 2 3 4 5 6
Тепло напряжение зоны активного горения <?ЗАГ МВт/м2 ^ЗАГ f /ЗАГ 2,014 1,912 1,440
Отраженный поток в зоие активного горения <?заг МВт/м2 ?ЗАГ = <7зАГ '(l_V3Ar) 1,144 1,082 0,851
Коэффициент заполнения топочной камеры £ - Стр.50 настоящего пособия 0,8 0,8 0,8
Время пребывания продуктов сгорания в ЗАГ ТЗАГ с ат 'by '^злт г ЗАГ Вр-К^-^зАг /273) 0,388 0,409 0,483
Объемная концентрация оксидов азота в мокрых продуктах сгора- ния при С^зат NOx Формула (3.68) 529 419 402
Теоретический объем сухих газов, образовавшихся (при ОС = 1,0) Ис^. м3/м3 У0 =V +Им *сг ’RO2 + rN2 8,53 8,53 8,53
Объемная концентрация оксидов азота в пересчете на стандартные условия (сухие газы, а = 1,4) NO”y РРт Формула (3.94) 482 376 241
Массовая концентрация оксидов азота в пересчете на NO2 и стандартные условия NO”y г/м3 Формула (3.95) 0,988 0,770 0,494
Таблица П.4
Пример расчета экономической эффективности внедрения воздухоохранных мероприятий
Название Значение или формула
Исходный вариант После внедрения воздухоохранных мероприятий
1 2 3
1. Район расположения ТЭС Ростов-на-Дону
2. Высота дымовой трубы Н, м 240
3 Тип и количество подсоединенных к дымовой трубе котлов Пп-1000-25 (уголь — донецкий Т); лк = 3
4. Температура уходящих газов ДХ,°С 140 145
5. Количество часов работы котлов в течение года, приведенное к номинальной нагрузке т, ч 5000
6. Состав пыле- газоочистного оборудования и перечень внедренных природоохранных мероприятий Электрофильтр (г]1у = 90 % ,Т}Бп = 60 %) Электрофильтр (г]чу = 97 % ,Т}БП = 80 %) сероочистка (r]sox = 90 %) двухступенчатое сжигание
7. Массовый выброс вредных веществ М;: - оксиды азота (в пересчете на NO2), г/с - оксиды серы (в пересчете на SO2), г/с - монооксид углерода СО, г/с - бенз(а)пирен С20Н12, г/с - твердые частицы, г/с 156 1480 38 0,17- 10~3 665 100 148 50 0,08- 10’3 200
• JfHJJ
Продолжение табл. П.4
1 2 3
8. Среднегодовая температура окружающего воздуха 4, °C (см. табл. 4.3)+8,6
9. Температура газов на выходе из дымовой трубы °с Др = Дх- 10 °C I 140-10=130 Др = Дх-Ю°С 145-10=135
10. Разность температур в устье трубы и окружающей атмосфере А/, °C Аг = Др - 4 121.4 Аг = Др - 4 126,4
10 Безразмерная поправка, учитывающая характер рассеивания примеси в атмосфере,/;'. - оксиды азота (в пересчете на NO2) - оксиды серы (в пересчете на SO2) - монооксид углерода СО - бенз(а)пирен С20Н12 - твердые частицы (см. табл. 4.1) 0,2 0,2 0,2 10 (Пьп = 60 %) 1,4(Цзу = 90%) (см. табл. 4.1) 0,2 0,2 0,2 1,4 (Пьп = 80 %) 0,2 (Цзу = 97 %)
11. Безразмерная величина относительной опасности загрязнения атмосферного воздуха а 8 {населенный пункт со средней плотностью населения свыше 50 чел/га — см табл. 4.2)
12. Показатель относительной агрессивности условного выброса примеси А , т/т: - оксиды азота (в пересчете на NO2) - оксиды серы (в пересчете на SO2) - монооксид углерода СО - бенз(а)пирен С20Н12 - твердые частицы (см. табл. 4.4) 41,1 49 1 112,6 105 70
Окончание табл. П.4
<л zn, = nK- 3600- Mi- т- КГ1 5400 7992 2700 4,32- 10’3 10800 М, = А, • mi 221940 391608 2700 5443,2 756000 У2 = 2,4а- ^М,-/,) 1=1 5415745,54 ДУ=У-У2 80748472,3
CN тг-=пг- 3600- Мг г- 1СГ6 8424 7992020 529,18- 10~3 35910 S Ч. О оо ф |^г Я S й о" * I4- й So 1Q чз гл и § 5 ® 2 £ 1 Г) Г) к 1 Ух = 2,4а- ^Mi-fi) 1=1 86164217,84
13. Масса годового выброса загрязняющего вещества из трубы в атмосферу, т/год: - оксиды азота (в пересчете на NO2) - оксиды серы (в пересчете на SO2) - монооксид углерода СО - бенз(а)пирен С20Н12 - твердые частицы 14. Приведенная условная масса годового выброса загрязняющего вещества в атмосферу М , т/год: - оксиды азота (в пересчете на NO2) - оксиды серы (в пересчете на SO2) - монооксид углерода СО - бенз(а)гшрен С20Н12 - твердые частицы 15. Ущерб, причиняемый годовыми выбросами вредных веществ из дымовой трубы, руб/год (в ценах 1989 г.) 16. Предотвращенный экономический ущерб вследствие внедрения воздухоохранных мероприятий, руб/год (в ценах 1989 г.)
ЛИТЕРАТУРА
1- Защита атмосферы от промышленных загрязнений: Справ, изд.: В 2-х
ч. / Пер. с англ.; Под ред. С. Конверта, Г.М. Инглунда - М.: Металлур-
гия, 1988.
2. Бретитайдер Б., Курфюрст И. Охрана воздушного бассейна от загряз-
нений: технология и контроль: Пер. с англ.; Под ред. А.Ф. Туболкина. -
Л.: Химия, 1989.
3. ГОСТ Р 50831-95. Установки котельные. Тепломеханическая часть.
Общие технические требования. - М.: Изд-во стандартов, 1996.
4. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). - СПб.:
ЦКТИ, 1998.
5. Жабо В.В. Охрана окружающей среды на ТЭС и АЭС. - М.: Энерго-
атомиздат, 1992.
6. РД 34.02.305-98. Методика определения валовых выбросов загрязняю-
щих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС. - М.: ВТИ,
1998.
7. ОНД-90. Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы.
- СПб.: ДНТП, 1992.
8. РД 34.02.303-98. Отраслевая инструкция по нормированию выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу для тепловых электростанций и
котельных. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998.
9. Инструкция по инвентаризации выбросов в атмосферу загрязняющих
веществ тепловых электростанций и котельных. - М.: СПО ОРГРЭС,
1998.
10. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных ве-
ществ, содержащихся в выбросах предприятий: Общесоюзный норма-
тивный документ ОНД-86. - Л.: Гидрометеоиздат, 1987.
11. Внуков А.К. Защита атмосферы от выбросов энергообъектов: Справоч-
ник-М.: Энергоатомиздат, 1992.
12 .РД 153-34.1-02.316-99. Методика расчета выбросов бенз(а)пирена в
атмосферу паровыми котлами электростанций. - М.: ВТИ, 1999.
13 .Гаврилов А.Ф. Уменьшение вредных выбросов при очистке паровых
котлов. -М.: Энергоатомиздат, 1990.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение....................................................... 3
I. Единицы измерения газообразных компонентов продуктов 5
сгорания......................................................
2. Классификация и нормирование вредных выбросов ТЭС в
атмосферу..................................................... 9
2.1. Предельно допустимая концентрация...................... 10
2.2. Предельно допустимые и временно согласованные выбросы.... 12
2.3. Нормативы удельных выбросов из котельных установок....... 14
2.4. Частные и суммарные показатели вредности.............. 18
3. Методы расчета токсичных выбросов в атмосферу с уходящими 21
газами ТЭС...................................................
3.1 Твердые частцы......................................... 21
3.2. Мазутная зола (в пересчете на ванадий)................ 22
3.3. Оксиды серы SOx....................................... 23
3.4. Моиооксид углерода СО................................. 26
3.5. Бензапирен С2оН]2..................................... 27
3.6. Оксиды азота NOx...................................... 30
3 .6.1. Методические указания по расчету выбросов оксидов
азота с дымовыми газами котлов тепловых
электростанций (РД 34.02.304-95).................. 30
3.6.2. Методика определения валовых выбросов оксидов азота
в атмосферу от котельных установок ТЭС (РД 34.02.305-
98)............................................... 38
3.6.3. Методика МЭИ для расчета выбросов оксидов
азотапаровыми и водогрейными газомазутными
котлами................................................ 41
3.6.4. Расчет выбросов оксидов азота от газотурбинных
установок (РД 34.02.305-98)............................ 49
4. Технико-экономическая оценка мероприятий, направленных на
снижение выбросов вредных веществ в атмосферу................ 53
Приложение 1. Пример расчета удельных выбросов и концентраций
оксидов азота при сжигании твердого топлива по
методике РД 34.02.304-95...................................... 59
Приложение 2. Пример расчета концентраций оксидов азота при
сжигании газа и мазута по методике РД 34.02.304-95 . 62
Приложение 3. Расчет концентрации оксидов азота в дымовых газах
котла ТГМП-204ХЛ при сжигании природного газа по
методике МЭИ.................................................. 67
Приложение 4 Пример расчета экономической эффективности
внедрения воздухоохранных мероприятий........... 78
Литература.................................................... 81
НТВ МЭИ
85642