39089

Отраслевой резервноинвестиционный фонд развития энергетики ГКД 34.

Книга

Экология и защита окружающей среды

Пересчет характеристик газообразного топлива Приложение В. Пересчет характеристик топлива Приложение Г. Состав и характеристики разных видов органического топлива Приложение Д.

Русский

2013-09-30

273.78 KB

6 чел.

Министерство топлива и энергетики Украины

Объединение энергетических предприятий

«Отраслевой резервно-инвестиционный фонд развития энергетики»

ГКД 34.02.305-202

ВЫБРОСЫ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

В АТМОСФЕРУ ОТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

Методика определения

Киев 2002


СОДЕРЖАНИЕ

  1.  Область применения
  2.   Нормативные ссылки
  3.  Основные положения
  4. Определение выбросов загрязняющих веществ по данным измерений
  5. Определение выбросов загрязняющих веществ расчетными методами
  6. Вещества в виде суспензированых твердых частиц
  7.  Диоксид серы SO2
  8.  Оrсиды азота NOx
  9.  Тяжелае металлы
    1.  Сжигание угля
    2.  Сжигание мазута
    3.  Сжигание природного газа
  10.  Оксид углерода СО
  11.  Диоксид углерода СО2
  12.  Оксид диазота N2O
  13.  Метан СH4
  14.  Примеры расчета

     Приложение А. Определение объема сухих дымовых газов

     Приложение Б. Пересчет характеристик газообразного топлива

     Приложение В. Пересчет характеристик топлива

     Приложение Г. Состав и характеристики разных видов органического топлива

     Приложение Д. Параметры установок очистки дымовых газов

     Приложение Е. Показатели эмиссии СО, углерода топлива, N2O и СH4

     Приложение Ж. Определение тепловой мощности котельной установки

     Приложение  И. Примеры расчета

ВЫБРОСЫ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ  В АТМОСФЕРУ ОТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИ Х УСТАНОВОК

  1.  Область применения

Эта методика устанавливает порядок определения выбросов основных загрязняющих веществ и парниковых газов, поступающих в атмосферный воздух с дымовыми газами, которые образуются во время сжигания органического топлива в энергетических установках.

Границы использования методики распространяются на котлы и камеры сгорания газотурбинных установок, которые расположены на тепловых электрических станциях и котельных,  работают на твердом, жидком и газообразном топливе.

Основные направления использования руководящего документа:

  1. составление государственной и областной отчетности;
  2. прогнозы оценивания объемов выбросов загрязняющих веществ.

   

    2. Нормативные ссылки

   В этой методике представлены ссылки на такие нормативные документы:

- Закон Украины “Об охране окружающей природной среды”. – Утв. пост. Верхорной Рады Украины от 25.06.1991 № 1264-ХII;

- Закон Украины “О внесении изменений в Закон Украины “Об охране окружающей природной среды”. – Утв. Пост. Верховной рады Украины от 05.02.1998 № 186/98-ВР;

- Закон Украины “Об охране атмосферного воздуха”. – Утв. Пост. Верховной рады Украины от 16.10.1992 № 2707-XII;

- Закон Украины “О внесении изменений в Закон Украины “Об охране атмосферного воздуха”. – Утв. Пост. Верховной рады Украины от 21.06.2001 № 2556-III;

- Закон Украины “Об электроэнергетике”. – Утв. Пост. Верховной рады Украины от 16.10.97 № 575/97-ВР.

- Закон Украины “О внесении изменений в Закон Украины “Об электроэнергетике”. – Утв. Пост. Верховной рады Украины от 22.06.2000 № 1821-III;

- ГОСТ 1102-95( ISO1171-81) Топливо твердое минеральное. Методы определения зольности;

- ГОСТ 27313-95( ISO1170-77) Топливо твердое минеральное. Обозначение показателей качества и формулы пересчета результатов анализа для различных состояний топлива.

  1.  Основные положения

     Во время сжигания органического топлива в энергетических установках в атмосферный воздух вместе с дымовыми газами поступают загрязняющие вещества и парниковые газы. По этой методике учитываются такие загрязняющие вещества и парниковые газы:

- вещества в виде суспензированых твердых частиц;

- оксиды серы SOх в перерасчете на диоксид серы или сернистый ангидрид SO2;

- оксиды азота NOx в перерасчете на диоксид азота NO2;

- оксид углерода СО;

- тяжелые металлы и их соединения;

- диоксид углерода СО2;

- метан СH4;

- оксид азота (I) или оксид диазота N2O.

Валовые выбросы загрязняющих веществ и парниковых газов определяются на основе:

- постоянных измерений концентраций загрязняющих веществ в дымовых газах энергетических установок;

- расчетных методов по данным о расходе и составе использованного топлива и характеристики энергетических и газоочистных установок.

Валовые выбросы других загрязняющих веществ, (например, неметановых летучих органических соединений, стойких органических загрязнений и др.) будут определятся отдельными нормативными документами.

4.Определение выбросов загрязняющих веществ по данным постоянных измерений

Во время проведения постоянных измерений концентрации загрязняющих веществ и текущих выбросов, которые поступают в атмосферный воздух от энергетической установки, валовой выход Ej, j-го загрязняющего вещества за промежуток времени Р определяется по формуле:

,                                                         (1)

где Р – промежуток времени отчетности;

     сj – массовая концентрация j-го загрязняющего вещества в сухих дымовых газах, которые измеряются в момент времени t, мг/м3;

      V(t) – расход сухих дымовых газов, которые измеряются в момент времени t, м3/с;

     - дискретность измерений, с.

Массовая концентрация сj, мг/м3, j-го загрязняющего вещества в сухих дымовых газах, рассчитывается через объемную концентрацию по отношению:

,                                                                          (2)

где сvj – объемная концентрация j-го загрязняющего вещества в сухих дымовых газах, см33;

      - плотность j-го загрязняющего вещества в условиях измерения его концентрации, кг/м3.

Плотность загрязняющего вещества , кг/м3, в условиях измерения его концентрации рассчитывается по формуле:

,                                                                      (3)

где - плотность j-го загрязняющего вещества при нормальных условиях (давлении р0 и температуре Т0), кг/нм3;

      р – давление в условиях измерения концентрации, МПа;

     Т – температура в условиях измерения концентрации, К.

Во время проведения постоянных измерений только массовой концентрации загрязняющего вещества сj(t) текущий расход дымовых газов V(t) рассчитывается через, объем расхода топлива, которые сжигаются в энергетической установке:

,                                                              (4)

где – удельный объем сухих дымовых газов на рабочую массу во время сжигания i-го топлива при нормальных условиях, нм3/кг;

     bi(t) – расход i-го топлива в момент времени t, кг/с.

Удельный объем сухих дымовых газов рассчитывается при стандартном содержании кислорода и нормальных условиях. Формула (1) для определения валового выброса j-го загрязняющего вещества принимает вид:

,                                                    (5)

где Еj – валовой выброс j-го загрязняющего вещества за промежуток времени Р, т;

     с′j(t) – приведеная массовая концентрация j-го загрязняющего вещества в сухих дымовых газах при стандартном содержании кислорода и нормальных условиях в момент времени t,мг/нм3;

- удельный объем сухих дымовых газов на рабочую массу во время сжигания i-го топлива при стандартном содержании кислорода и нормальных условиях, нм3/кг;

bi(t) – расход i-го топлива в момент времени t, кг/с;

- дискретность измерений, с.

Приведенную массовую концентрацию с′j(t) загрязняющего вещества в сухих дымовых газах при стандартном содержании кислорода и нормальных условиях в момент времени t можно получить через значения измеренной массовой концентрации j-го загрязняющего вещества сj(t) по формуле:

,                                                          (6)

где сj(t) – измеренная массовая концентрация j-го загрязняющего вещества в сухих дымовых газах при  нормальных условиях в момент времени t,мг/нм3;

     О2 – содержание кислорода в дымовых газах при измерении концентрации, %;

     - коэффициент избытка  воздуха при измерении концентрации;

     - коэффициент избытка  воздуха при стандартном содержании кислорода в дымовых газах.

Формулы расчета удельного объема сухих дымовых газов во время сжигания топлива с учетом его механического  приведено в приложении А. Для расчета удельного объема сухих дымовых газов в случае использования газообразного топлива сперва необходимо пересчитать объемные характеристики топлива  в массовые. Формулы пересчета объемных газовых характеристик газообразного топлива в массовые приведены в приложении Б.  Все расчеты проводятся для рабочей массы топлива. Формулы пересчета характеристик топлива с сухой беззольной массы на рабочую или сухую приведены в приложении В. При отсутствии фактических данных про элементный состав топлива используется значения, приведенные в приложении Г.

5.Определение выбросов загрязняющих веществ расчетными методами

Расчетные методы определения выброса загрязняющего вещества базируются на использовании показателя эмиссии. Показатель эмиссии характеризует массовое количество загрязняющего вещества, которое выбрасывается энергетической установкой в атмосферный воздух с дымовыми газами, отнесенною к единице энергии, которая выделяется во время сгорания топлива. Он зависит от  многих факторов. Существуют два показателя эмиссии – обобщенный и специфический.

Обобщенный показатель эмиссии загрязняющего веществ является средней удельной величиной выброса для определенной категории энергетических установок, определенной технологии сжигания топлива, определенного вида топлива с учетом мер по снижению выброса загрязняющего вещества. Он не учитывает особенности химического состава топлива.

Специфический показатель эмиссии является искомой величиной выброса, которая определяется для конкретной энергетической установки с учетом индивидуальных характеристик топлива, конкретных характеристик процесса сжигания и мер по снижению выброса загрязняющего вещества.

При наличии обоих показателей загрязняющего вещества необходимо использовать специфический показатель.

Валовой выброс j-го загрязняющего вещества Еj, т, который поступает в атмосферу с дымовыми газами энергетической установки за промежуток времени Р, определяется как сумма валовых выбросов этого вещества во время сжигания разных видов топлива, в том числе во время их одновременного совместного сжигания:

,                                                    (7)

где Еji – валовой выход j-го загрязняющего вещества во время сжигания i-го топлива за промежуток времени Р,т ;

     kji – показатель эмиссии j-го загрязняющего вещества для i-го топлива, г/ГДж;

    Вi  - расход i-го топлива за промежуток времени Р, т;

   (Qri)i - нижняя рабочая теплота сгорания i-го топлива, МДж/кг.

Показатели эмиссии загрязняющих веществ определяются по формулам, которые приведены в разделах 5.1 – 5.8.

5.1. Вещества в виде суспензированных твердых частиц 

Показатель эмиссии вещества в виде суспензированных твердых частиц определяется как специфический и рассчитывается по формуле:

kтвS,                                           (8)

или

      kтвS,                                     (9)

где  kтв – показатель эмиссии твердых частиц, г/ГДж;

        Qri- нижняя рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

        Аr - массовое содержание золы в топливе на рабочую массу, %;

       aвин - часть золы, которая выходит из котла в виде летучей золы;

       Qc - теплота сгорания углерода до СО2, которая равняется 32,68 МДж/кг;

       q4 – потери тепла, связанных с механическим недожогом топлива, %;

        - эффективность очищения дымовых газов от твердых частиц;

       Гвин – массовое содержание горючих веществ в выбросах твердых частиц, %;

        kтвS – показатель эмиссии твердых продуктов взаимодействия сорбента и оксидов серы и твердых частиц сорбента, г/ГДж.

Содержание золы Аr в топливе и горючих в выбросе твердых частиц Гвин определяется при проведении технического анализа по ГОСТ 11022-95 (ISO 1171-81) топлива и легкой золы, которая выходит из энергетической установки, соответственно.

Зола топлива выходит из энергетической установки в виде летучей золы (выброса) или данной золы (шлака). Частица золы, которая выносится из энергетической установки в виде летучей золы, aВИН зависит от технологии сжигания топлива и определяется по данным последних испытаний энергетической установки, а при их отсутствии – по паспортным данным. При отсутствии таких данных значение aВИН принимают согласно с таблицей Д.1(приложение Д).

Значение эффективности очищения дымовых газов от твердых частиц определяется по результатам последних испытаний золоулавливающей установки или по ее паспортным данным. Эффективность золоулавливания определяется как разница между единицей и отношением массовых концентраций твердых частиц после и до золоулавливающей установки.

При использовании сорбента для связывания оксидов серы в топке котла (например, по технологиям сжигания топлива в кипящем шаре) или при использовании технологий сухого или полусухого связывания серы образуются твердые частицы сульфата и сульфита и неиспользованного сорбента. Показатель эмиссии твердых частиц неиспользованных в энергетической установке сорбента и образовавшихся сульфатов и сульфитов kтвS, г/ГДж, рассчитывается по формуле:

,                             (10)

где Qri- нижняя рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

      Sr – массовое содержание серы в топливе на рабочую массу, %;

        авин - часть золы, которая выходит из котла в виде летучей золы;

       - молекулярная масса твердого продукта взаимодействия сорбента и оксидов серы, кг/кмоль;

        - молекулярная масса сорбента, кг/кмоль;

      - молекулярная масса серы, которая равняется 32 кг/кмоль;

      m – мольное отношение активного химического элемента сорбента и серы (таблица Д. 2 приложения Д);

      - эффективность связывания серы сорбентом в топке или при использовании сухих и полусухих методов десульфуризации дымовых газов (таблица Д.2 и Д.3 приложения Д);

      - эффективность очистки дымовых газов от твердых частиц.

5.2 Диоксид серы SO2

Показатель эмиссии ,г/ГДж, оксидов серы SO2 и SO3, в пересчете на диоксид  серы SO2, которые поступают в атмосферу с дымовыми газами, являются специфическими и рассчитываются по формуле:

 

,                                                        (11)

где Qri- нижняя рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

      Sr – содержание серы в топливе на рабочую массу за промежуток Р, %;

- эффективность связывания серы золой или сорбентом в энергетической установке;

- эффективность очистки дымовых газов от оксидов серы;

- коэффициент работы сероочистной установки.

Массовое содержание серы в рабочей массе необходимо определить во время технического анализа топлива соответственно с ГОСТ 27313-95 (ISO 1170-77).

Усредненные значения содержания серы для разных видов и марок топлива приведены в приложении Г. Эти значения берутся в случае отсутствия достоверных данных технического анализа.

Эффективность связывания оксидов серы золой или сорбентом в энергетической установке зависит от технологии сжигания и химического состава топлива, которое сжигается, и типа сорбента. Во время сжигания твердого топлива, в минеральный состав которого входят соединения щелочных и щелочноземельных металлов, происходит частичное связывание серы с образованием сульфатов или сульфитов. Во время сжигания твердого топлива по технологии кипящего шара подача сорбента с топливом обеспечивает эффективное связывание серы в топке энергетической установке. При отсутствии данных для энергетической установке про эффективность связывания серы в топковом пространстве значение для разных технологий сжигания топлива принимают соответственно с таблицей Д.2 (приложение Д).

Дымовые газы могут быть очищены от оксидов серы в сероочистных установках путем применения технологии десульфуризации дымовых газов с разной эффективностью очищения . Коэффициент работы сероочистной установки определяется как отношение времени роботы сероочистной установки к времени работы энергетической установкиё Для расчетов нобходимо использовать значение , полученное во время последнего испытания сероочистной установки, и значения , полученное при анализе данных про работу очистной и энергетической установок в целом. При отсутствии таких данных значение эффективности сероочищения дымовых газов и коэффициента работы сероочистной установке по различным технологиям десульфуризации принимают согласно с таблицей Д.3 (приложение Д).

К установкам десульфуризации дымовых газов относятся и некоторые виды золоулавливающих установок. Для электростатических фильтров и циклонов эффективность улавливания оксидов серы является незначительной и равняется нулю. Для мокрых золоулавливающих установок (мокрых скрубберов типа МС  и МВ) величина зависит от  общей щелочности воды на орошение и вид содержания серы в топливе .  Приведенное содержание серы определяется как отношение массового содержания серы на рабочую массу топлива к нижней рабочей теплоте сгорания топлива ().  Данные по эффективности улавливания оксидов серы в мокрых скрубберах приведены в таблице Д.4 (приложение Д).

5.3 Оксиды азота NOx

Во время сжигания органического топлива образуются оксиды азота NOx (оксид азота  NO и диоксид азота NO2),  выбросы которых определяются в пересчете на NO2.

Показатель эмиссии оксидов азота kNOx, г/ГДж, с учетом мер по сокращению выброса рассчитываются как

,                                                (2)

где (kNOx)0 – показатель эмиссии оксидов азота без учета мер по сокращению выброса, г/ГДж;

       fн – степень уменьшения выброса NOx во время работы при низкой нагрузке;

      - эффективность первичных (режимно-технологических) мер сокращения выброса;

      - эффективность вторичных мер (азотоочищающей установки);

      - коэффициент работы азотоочищающей установки.

Для конкретной энергетической установки специфический показатель эмиссии оксидов азота может быть определен на основе результатов испытаний энергетической установки,  документально подтвержденных соответствующими актами. Формула пересчета значения измеренной концентрации загрязняющего вещества в показатель эмиссии приведена в приложении А.

Значение указанного показателя эмиссии оксидов азота во время сжигания органического топлива по разным технологиям без учета мер по сокращению выброса NOx определяется согласно таблице Д.5 (приложение Д).

Во время работы энергетической установки на низком напряжении уменьшается температура процесса горения топлива, благодаря чему сокращается выброс оксидов азота. Степень уменьшения выброса NOx при этом определяется по эмпирической формуле:

 

Fн=(Qф/Qн) z                                                                       (13)

где fн – степень уменьшения выбросов оксида азота во время работы на низком напряжении;

      Qф – фактическая тепловая мощность энергетической установки, МВт;

      Qн – номинальная тепловая мощность энергетической установки, МВт;

       z   -  эмпирический коэффициент, который зависит от вида энергетической установки, ее мощности, типа топлива и т. п.

Если известна продуктивность только парового котла D, его тепловая мощность Q определяется согласно приложению Ж. Эмпирический коэффициент z определяется во время испытаний энергетической установки. При их отсутствии значение z берется по таблице Д.6  (приложение Д).

Первичные (режимно-технологические) меры направлены на уменьшение образования оксидов азота в топке или камеры сгорания энергетической установки. К этим мерам относится: использование малотоксических горелок, постепенная подача воздуха и топлива, рециркуляция дымовых газов и так далее. Значения эффективности применения первичных мер , отдельно и их комбинаций, определяются по результатам испытаний энергетической установки после их введения и утверждаются соответствующими актами. Ориентировочные значения эффективности первичных мер уменьшения выброса оксидов азота приведены в таблице Д.7 (приложение Д).

При невозможности достичь при помощи первичных мер допустимой концентрации азота в дымовых газах для их очищения от NOx используют азотоочистную установку. Значение эффективности и коэффициента работы азотоочистной установки (отношение времени работы азотоочистной установки ко времени работы энергетической установки) определяется во время испытаний, а при их отсутствии – согласно таблице Д. 8 (приложение Д).

5.4 Тяжелые металлы

Выход тяжелых металлов и их соединений связано с присутствием в минеральной части топлива соединений тяжелых металлов. К тяжелым металлам, соединения которых наиболее вредные для окружающей среды, относятся: арсен (Аs), кадмий (Сd), хром (Xr), медь (Сu), ртуть (Hg), никель (Ni), свинец (Pb), селен (Sе), цинк (Zn). Во время сжигания мазута или тяжелого дизельного топлива к тяжелым металлам этой группы отнесен также ванадий (V) и его соединения. В частицах летучей золы большинство этих элементов встречаются в виде оксидов и хлоридов. В газообразных выбросах возможно наличие ртути, селена и арсена, которые частично испаряются из топлива.

 

5.4.1 Сжигание угля

Во время сжигания угля показатель эмиссии тяжелого металла kв.м., г/ГДж, является специфическим и определяется по формуле:

,                                 (14)

где  cв.м. – массовое содержание тяжелого металла в топливе, мг/кг;

  Qri – нижняя рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

      авин - часть золы, которая выходит из котла в виде легкой золы;

      fзб    - коэффициент обогащения тяжелого металла;

       - эффективность золоулавливающей установки;

      fr     - частица тяжелого металла, которая выходит в газообразной форме;

      - эффективность улавливания газообразной фракции тяжелого металла в золоулавливающей установке.

Частица золы авин, которая выносится из энергетической установки в виде летучей золы, зависти от  технологии сжигания топлива  (см. таблицу Д.1 приложения Д).

Массовое содержание тяжелого металла в топливе определяется во время проведения элементного анализа топлива, которое сжигается в энергетической установке.

При отсутствии возможности измерения содержания тяжелых металлов в топливе ориентировочные значения св.м. определяют согласно с таблицей Г.2 (приложение Г).

Коэффициент обогащения fзб характеризует свойство “обогащения” (повышение содержания) тяжелого металла в частицах золы. Содержание тяжелых металлов в разных фракциях золы разный: в мелкой фракции золы содержание их больше, чем в крупной.  Если  в золоулавливающей установке наиболее эффективно удерживается крупная фракция, то в атмосферный воздух выбрасывается мелкая фракция, в которой содержание тяжелых металлов больше. Диапазон значений и рекомендованные величины fзб приведены в таблице Д.9 (приложение Д). Эти значения применяются в случае отсутствия данных для определенных видов и марок твердого топлива, которое сжигается в энергетической установке.

Часть тяжелого металла, которая выходит из угля в газообразном виде, fr зависит от физико-химических свойств тяжелого металла. Ориентировочные значения этой части приведены в таблице Д.10 (приложение Д).

Эффективность улавливания твердых частиц золоулавливающей установки зависит  от типа очистного оборудования, установленного на энергетической установке, например электрического фильтра, рукавного фильтра, мокрого скруббера или батарейного циклона.

Эффективность улавливания газообразных тяжелых металлов зависит от свойств тяжелого металла, типа золоулавливающей установки и других мер очистки дымовых газов, такие как сероочистные и азотоочистные установки. Эффективность должна определяться во время проведения испытаний установки. Значение эффективности улавливания газообразной фракции тяжелых металлов в электрофильтрах приведены в таблице Д.11 (приложение Д).

5.4.2  Сжигание мазута

Во время сжигания в энергетической установке мазута образуются соединения тяжелых металлов, которые являются составляющими мазутной золы. Соединения ванадия относятся к основным составляющим мазутной золы. Поэтому количество выброса ванадия принято за контрольный параметр вредного действия мазутной золы на окружающую среду.  

Показатель эмиссии мазутной золы kv, г/ГДж, в пересчете на ванадий является специфическим и рассчитывается по формуле:

,                                                            (15)

где     - нижняя теплота сгорания топлива, МДж/кг;

      сv           -  массовое содержание ванадия в топливе;

          - часть ванадия, которая оседает с твердыми частицами на поверхности нагрева котла;

      - эффективность улавливания ванадия золоулавливающей установкой.

Массовое содержание ванадия в мазуте сv мг/кг, определяется по результатам химического анализа мазута или рассчитывается по аппроксимирующей формуле:

Сv=2222Аr                                                                                                                 (16)

где Аr – массовое содержание золы в мазуте на рабочую массу, %.

Массовая содержание золы в мазуте Аr  определяется по данным технического анализа топлива.

Часть ванадия , которая осаждается с твердыми частицами на поверхности нагрева котлов, зависит от конструктивных особенностей котлов. Ее значения приведены в таблице Д.12 (приложение Д).

Во время совместного сжигания твердого топлива и мазута в пылеугольном котле эффективность очищения дымовых газов от мазутной золы (в пересчете на ванадий) рассчитываются по эмпирической формуле:

                                                               (17)

где - эффективность очищения домовых газов от твердых частиц соответственно с 5.1;

      fv    -    эмпирический коэффициент, который учитывает эффект “обогащения” ванадием золы, которая выходит после золоулавливающей установке, и зависит от типа золоулавливающей установке (таблица Д.13 приложение Д).

Эффективность очистки дымовых газов от мазутной золы (в пересчете на ванадий) в газомазутных котлах батарейными циклонами, которые специально применяются для этого, определяется по эмпирической формуле. (Д.1) (приложение Д).

Для расчета показателя эмиссии k пятиоксида ванадия V2O5, г/ГДж, как загрязняющего вещества, необходимо показатель эмиссии мазутной золы в пересчете на ванадий умножить на отношение молекулярных масс пятиоксида ванадия и ванадия:

  

                                                       (18)

где kV     – показатель эмиссии мазутной золы в пересчете на ванадий;

     -  молекулярная масса пятиоксида ванадия, которая равняется 182 кг/кмоль;

         - молекулярная масса ванадия, которая равняется 51кг/кмоль.

5.4.3 Сжигание природного газа

При сжигании природного газа в энергетической установке могут выделятся в газообразной форме в незначительном количестве ртуть и ее соединения.

Показатель эмиссии ртути kHg, г/ГДж, является обобщенным и рассчитывается по фрмуле

 

                                                                  (19)

где (kHg)0 – показатель эмиссии ртути без использования золоулавливающей установки, г/ГДж;

       - эффективность улавливания ртути в золоулавливающей установке (таблица Д.11 приложение Д).

Значение (kHg)0 во время сжигания природного газа приведено в таблице Д.14 (приложение Д).

5.5 Оксид углерода СО

Образование оксида углерода СО является результатом неполного сгорания углерода органического топлива. С уменьшением мощности энергетической установки концентрация СО в дымовых газах увеличивается. Основным методом определения выбросов оксида углерода является измерение его концентрации.

При отсутствии постоянных измерений концентрации СО валовой выход оксида углерода определяется по формуле (7).

Для конкретной энергетической установки специфический показатель эмиссии оксида углерода может быть определен на основании результатов испытаний энергетической установки, документально подтвержденных соответствующими актами. Формула пересчета значения измеренной концентрации загрязняющего вещества в показатель эмиссии приведена в приложении А.

Значения обобщенного показателя эмиссии углерода в зависимости от вида топлива, мощности энергетической установки и технологии сжигания определяются по таблице Е.1 (приложение Е).

5.6 Диоксид углерода СО2

Диоксид углерода (углекислый газ СО2) относится к парниковым газам и является основным газообразным продуктом окисления углерода органического топлива. Объем выброса СО2 непосредственно  связан с содержанием углерода в топливе и степенью окисления углерода топлива в энергетической установке.

Показатель эмиссии углерода , г/ГДж, во время сжигания органического топлива определяется по формуле

,                                                     (20)

где Сr – массовое содержание углерода в топливе на рабочую массу,  %;

     Qir – нижняя рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

     - степень окисления углерода топлива (приложение А);

      кс – показатель эмиссии углерода топлива, г/ГДж.

Массовое содержание углерода в топливе определяется на основании элементного анализа топлива, которое сжигается. Для газообразного топлива оно может быть определено, если известно объемное содержание компонентов газообразного топлива (приложение Б). При отсутствии данных о топливе, которое сжигается, необходимо использовать данные приложения Г.

Специфический показатель эмиссии углерода кс, г/ГДж, - это отношение содержания углерода топлива к его теплоте сгорания:

,                                                                      (21)

где Сr - массовое содержание углерода в топливе на рабочую массу,  %;

     Qir – нижняя рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг.

При отсутствии данных про содержание углерода в топливе и его теплоту сгорания необходимо пользоваться обобщенным показателем эмиссии углерода, приведенном в таблице Е.2 (приложение Е).

Во время сжигания органического топлива в энергетической установке может образовываться монооксид углерода, но в атмосфере он превращается в диоксид углерода. Поэтому при расчете показателя эмиссии СО2 считают, что весь углерод топлива, который сгорел, превращается в углекислый газ.

5.7 Оксид диазота N2O

Оксид  диазота (или оксид азота   (I)) N2O относится к парниковым газам. При отсутствии постоянных измерений концентрации N2O валовой оксид диазота определяется по формуле (7). Значение обобщенного показателя эмиссии N2O в зависимости от типа топлива, мощности энергетической установки и технологии сжигания приведено в таблице Е.3 (приложение Е).

5.8 Метан СН4

Метан СН4 также относится к парниковым газам. Образование метана во время сжигания органического топлива в энергетических установках очень незначительное. Оно связано с неполным сгоранием органического топлива и уменьшается с повышением температуры сгорания и масштаба энергетической установки. При отсутствии прямых измерений валовой выброс метана определяется по формуле (7). Значение обобщенного показателя эмиссии метана в зависимости от вида топлива приведено в таблице Е.4 (приложение Е).

5.9 Примеры расчета

Примеры расчета валовых выбросов загрязняющих веществ во время сжигания угля, мазута и природного газа приведены в приложении И.

 

Приложение А

(справочное)

Определение объема сухих дымовых газов

Удельный объем сухих дымовых газов, которые образуются во время полного сгорания топлива, определяется на основании данных массового элементного состава рабочей массы топлива и расход воздуха для его сжигания соответственно к стехиометрическим отношениям между топливом и воздухом. Для газообразного топлива пересчет объемного содержания его компонентов (индивидуальных газов) в массовое содержание химических элементов горючей массы приведен в приложении Б. Формулы пересчета характеристик топлива с рабочей массы топлива на сухую и горючую (сухую беззольную) и наоборот приведены в приложении В. При отсутствии информации об элементном составе топлива можно использовать данные приложения Г или соответствующую справочную литературу.

Во время сжигания топлива возможно его неполное сгорание, в первую очередь механический недожег, в следствии чего к выбросам твердых частиц и шлака попадают горючие вещества, главным образом углерод.

Массовое содержание углерода Свзг, который сгорает, % на рабочую массу, выражается через массовое содержание углерода в топливе Сr по формуле

                                                               (А.1)

где - степень окисления углерода топлива;

     Сr – массовое содержание углерода в топливе на рабочую массу, %.

Эффективность процесса горения определяет степень окисления углерода топлива . При полном сгорании топлива степень окисления равняется единице, но при наличии недогорания топлива его значение уменьшается. Степень окисления углерода топлива в энергетической установке рассчитывается по формуле

,                            (А.2)

где  Аr – массовое содержание золы в мазуте на рабочую массу, %;

      Сr – массовое содержание углерода в топливе на рабочую массу, %;

      авин - часть золы, которая выходит из котла в виде легкой золы;

      Гвин – массовое содержание горючих веществ в выбросах твердых частиц, %;

      Гшл – массовое содержание горючих веществ в шлаке, %.

Для природного газа рекомендованное значение равняется 0,995, для мазута – 0,99.

Содержание золы Аr в топливе и горючих веществ в шлаке Гшл и выбросах твердых частиц Гвин определяется техническим анализом топлива (ГОСТ 27213-95), а также шлака и твердых частиц, которые выходят с энергетической установки. Часть золы, которая выносится из энергетической установки в виде летучей золы, зависит от технологии сжигания топлива. Она определяется для энергетической установки по паспортным данным и при проведении ее испытаний. При отсутствии такой информации значение авин определяется по данным таблицы Д.1(приложение Д).

Во время сжигания 1 кг рабочей массы топлива с учетом механического недожога удельный объем сухих дымовых газов , нм3/кг (при отсутствии в них кислорода) определяется по формуле

,                              (А.3)

где - массовое содержание углерода топлива, который сгорел, на рабочую массу, %;

     Sr      - массовое содержание серы в топливе на рабочую массу, %;

     Nr     -  массовое содержание азота в топливе на рабочую массу, %;

    - удельный объем азота воздуха, необходимый для горения топлива, нм3/кг.

Удельный объем азота , нм3/кг, в воздухе, который необходим для сжигания топлива, определяется по формуле

                                                      (А.4)

где – удельный объем кислорода, необходимый для прохождения стехиометрических реакций окисления, нм3/кг.

Удельный объем кислорода , нм3/кг, необходимый для прохождения стехиометрических реакций окисления:

,                            (А.5)

где  - массовое содержание углерода топлива, который сгорел, на рабочую массу, %;

      Нr     - массовое содержание водорода в топливе на рабочую массу, %;

      Sr     - массовое содержание серы в топливе на рабочую массу, %;

      Оr    - массовое содержание кислорода в топливе на рабочую массу, %.

Константы в уравнениях (А.3) – (А.5) являются стехеометрическими множителями.

Плотность сухих дымовых газов определяется как отношение удельной массы сухих домовых газов к удельному объему сухих дымовых газов (во время сжигания 1 кг рабочей массы топлива). Удельная масса сухих дымовых газов определяется при отсутствии в них кислорода и водяного пара, который образовался в результате испарения влаги топлива и окисления водорода.

Плотность сухих дымовых газов , кг/нм3, определяется по формуле

,                                                                       (А.6)

где  - удельная масса сухих дымовых газов, кг/кг;

       - удельный объем сухих дымовых газов, нм3/кг.

Удельная масса сухих дымовых газов  , кг/кг, рассчитывается по формуле

,                           (А.7)

где  - массовое содержание углерода топлива, который сгорает, на рабочую массу, %;

       Nr    -  массовое содержание азота в топливе на рабочую массу, %;

       Sr     - массовое содержание серы в топливе на рабочую массу, %;

       – объем кислорода, необходимого для прохождения стехиометрических реакций окисления, нм3/кг.

Полученное значение при  отсутствии кислорода в дымовых газах (коэффициент избытка воздуха ) может быть приведено к стандарту содержания кислорода в дымовых газах, например, до 6 %, при помощи уравнения

,                                          (А.8)

где vДГ – удельный объем сухих дымовых газов, приведенный к стандартному содержанию кислорода в дымовых газах, нм3/кг;

      - удельный объем сухих дымовых газов при О2 = 0 %, нм3/кг;

     О2ст   - стандартное объемное содержание дымовых газов в сухих дымовых газах, %.

Пересчет значения измеренной концентрации в показатель эмиссии j-го загрязняющего вещества для конкретного источника выброса осуществляется по формуле

,                                                                     (А.9)

где кj     – показатель эмиссии j-го загрязняющего вещества, г/ГДж;

     - измеренная массовая концентрация j-го загрязняющего вещества в сухих дымовых газах, приведенная к нормальным условиям и стандартному содержанию кислорода, мг/нм3;

   vДГ   - удельный объем сухих дымовых газов, приведенный к стандартному содержанию кислорода, нм3/кг;

      - нижняя рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг.

Приложение Б

(справочное)

Пересчет характеристик газообразного топлива

Для газообразного топлива, как правило, известны его объемные характеристики:

- состав метан (СН4), этан (С2Н2), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12) и более  тяжелые углеводороды, азот (N2), сероводород (Н2S), оксид (СО) и диоксид (СО2) углерода;

- теплота сгорания;

- объемный расход;

- объем использованного топлива за определенный промежуток времени.

В методичке и приложении А для определения величин выбросов и удельного объема используются массовые характеристики топлива – массовый элементный состав, массовая теплота сгорания, масса использованного топлива. Поэтому для газообразного топлива объемные характеристики необходимо пересчитывать в массовые.

Удельная масса каждого индивидуального газа в сухом виде газообразного топлива определяется по формулам:

 = 0,716∙0,01(СН4)v,                                                                                                  (Б.1)

 = 1,342∙0,01(С2Н6)v,                                                                                                (Б.2)

= 1,967∙0,01(С3Н8)v,                                                                                                 (Б.3)

= 2,593∙0,01(С4Н10)v,                                                                                               (Б.4)

= 3,219∙0,01(С5Н12)v,                                                                                               (Б.5)

 = 3,492∙0,01(С6Н6)v,                                                                                               (Б.6)

 = 1,250∙0,01(N2)v,                                                                                                      (Б.7)

= 1,521∙0,01(Н2S)v,                                                                                                    (Б.8)

= 1,250∙0,01(СО)v,                                                                                                      (Б.9)

= 1,964∙0,01(СО2)v,                                                                                                  (Б.10)

где mi – удельная масса i-го индивидуального газа в 1 нм3 сухого топлива, кг/нм3;

    (i)v – объемное содержание i-го индивидуального газа, %.

Плотность сухого газообразного топлива , кг/нм3, при нормальных условиях определяется как сумма  удельных масс индивидуальных газов, которые входят в состав топлива,

 ,                                                (Б.11)

где  mi – масса i-го индивидуального газа в 1 нм3 сухого топлива при нормальных условиях, кг/нм3;

      - масса углеводорода СpНq, который состоит из p атомов углерода и q атомов водорода при нормальных условиях, кг/нм3.

Массовый элементный состав сухого газообразного топлива определяется по формулам:

,                      (Б.12)

,                            (Б.13)

,                                                          (Б.14)

                                                      (Б.15)

                                        (Б.16)

где  Сdaf  - массовое содержание углерода в топливе на горючую массу, %;

      Нdaf  - массовое содержание водорода в топливе на горючую массу, %;

      Ndaf  - массовое содержание азота в топливе на горючую массу, %;

      Sdaf  - массовое содержание серпы в топливе на горючую массу, %;

     Оdaf  - массовое содержание кислорода в топливе на горючую массу, %;

              - плотность сухого газообразного топлива при нормальных условиях, кг/нм3;

     mi – масса i-го индивидуального газа в 1 нм3 сухого топлива при нормальных условиях, кг/нм3.

Для пересчета объемного расхода газообразного топлива в массовый используют формулу

,                                                                    (Б.17)

где b  - массовый расход газообразного топлива, кг/с;

     bv –  объемная газообразного топлива при нормальных условиях, нм/с3;

      - плотность сухого газообразного топлива при нормальных условиях, кг/нм3.

Масса использованного газообразного топлива В, т, за промежуток времени Р и массовая теплота сгорания рассчитываются по формулам:

,                                                                  (Б.18)

,                                                              (Б.19)

где Bv  - объем использованного газообразного топлива В, т, за промежуток времени Р при нормальных условиях, тыс. нм3.

     - массовая нижняя рабочая теплота сгорания газообразного топлива при  нормальных условиях, МДж/кг;

     - объемная нижняя теплота сгорания газообразного топлива при нормальных условиях, МДж/кг;

      - плотность сухого газообразного топлива при нормальных условиях, кг/нм3.

Приложение В

                                                     (справочное)

Перерасчет характеристик топлива

Составные и характеристики топлива могут быть пересчитаны на рабочую (raw), сухую (dry) массу (когда в топливе отсутствует влага), сухую беззольную (dry ach-free) или горючую массу (когда в топливе отсутствует негорючая часть-зала и влага).

В таблице В.1 приведены множители перерасчета массового содержания составных топлива на рабочую, сухую, или горючую массу.

Таблица В.1-Перерасчет массового состава составных топлива

Масса

Начальное значение массы

Рабочая

сухая

горючая

Рабочая

1

(100-Wr)/100

(100-Wr-Ar)/100

Сухая

100/(100-Wr)

1

(100-Ad)/100

Горючая

100/(100-Wr-Ar)

100/(100-Ad)

1

Примечание.

Wr-массовое содержание влаги в топливе на рабочую массу, %;

Ar-массовое содержание золы в топливе на рабочую массу, %;

Ad –массовое содержание золы в топливе на сухую массу, %.   

                                                    

В таблице В.2 приведены  формулы для пересчета наименьшей рабочей теплоты сгорания топлива Qir  в наименьшую теплоту сгорания топлива Qid  и наименьшую горючую теплоту сгорания топлива Qidaf  и обратно.

Таблица В.2-Перерасчет теплоты сгорания топлива

Теплота сгорания

Начальное значение массы

Рабочая

сухая

горючая

1

1

1

Примечание.

-наименьшая рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

-наименьшая сухая теплота сгорания топлива, МДж/кг;  
-наименьшая горючая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

Wr-массовое содержание влаги в топливе на рабочую массу, %;

Ar-массовое содержание золы в топливе на рабочую массу, %;

Ad-массовое содержание золы в топливе на сухую массу, %.                    

При неполном сгорании углерода топлива в энергетической установке величина   фактически уменьшается на величину энергии топлива, которое не сгорело, а именно:

,

-наименьшая теплота сгорания топлива с учетом механического          недожига, МДж/кг;

-наименьшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

-теплота сгорания углерода, МДж/кг; =32,657 МДЖ/кг;

-степень сгорания углерода топлива (формула (А.2) приложения А).

Приложение Г

(справочное)

Состав и характеристика различных видов органического топлива

Твердое топливо

В таблице Г.1 приведен ориентировочный элементный состав топлива на горючую массу для наиболее распространенных марок угля. Массовый элементный состав на рабочую массу и наименьшая теплота сгорания рассчитывается по данным таблицы Г.1 по формулам, приведенным в приложении В, и данным технического анализа топлива, например, по информации о наличии влаги и золы в угле (на рабочую массу).

Таблица Г.1 - Элементный состав угля (массовое содержание на горючую массу)2

Уголь

, %

,МДж/кг

Антрацитовый штык АШ

93,5

1,8

2,4

1,5

0,8

4,0

33,24

Тощий уголь ТР

89,0

4,2

3,3

2,1

1,5

12,0

34,29

Донецкий газовый ГР

81,0

5,4

4,4

7,7

1,5

40,0

31,98

Донецкий длиннопламенный ДР

75,5

5,5

4,3

13,1

1,6

43,0

30,56

Львовско-Волынский (ЛВ) ГР

79,5

5,2

3,7

10,3

1,3

39,0

31,69

Александрийский бурый Б1Р

67,5

5,8

5,9

19,9

0,9

58,5

26,96

В таблице Г.2 приведена информация по ориентировочному содержанию основных тяжелых металлов в рабочей массе углей месторождений Украины3,4

Таблица Г.2-Содержание тяжелых металлов свм в энергетическом угле, мг/кг

Уголь

As

Cd

Cr

Cu

Hg

Ni

Pb

Se

Zn

Антрацитовый штык АШ

20

0

47

29

0,28

26

20

0

40

Донецкий  тощий ТР

20

0

47

29

0,20

26

18

0

40

Донецкий ГР

20

0

47

29

0,14

26

14

0

40

Донецкий длиннопламенный ДР

20

0

47

29

0,16

26

16

0

40

Львовско-Волынский (ЛВ) ГР

20

0

47

29

0,16

26

16

0

40

Александрийский бурый Б1Р

20

0

47

29

0,16

26

14

0

40

Мазут

В таблице Г.3 приведены ориентировочные данные характеристик основных марок мазута, применяемых в энергетике1.

Таблица Г.3-Состав Энергетических мазутов

Характеристика

Марка мазута

высокосернистый

низкосернистый

40

100

200

40

100

Средние:

2,50

2,70

3,00

0,40

0,40

, %

85,50

85,70

85,90

87,50

87,50

11,20

10,60

10,20

11,50

11,10

0,80

1,00

0,90

0,60

1,00

,МДж/кг

40,40

40,03

39,77

41,24

40,82

Граничные:

0,15

0,15

0,30

0,15

0,15

Мазутная зола(V2O5), мг/кг

600

600

1200

600

600

,%

2,00

2,00

1,00

2,00

2,00

Природный газ

В таблице Г.4 представлен ориентировочный состав (объемные доли в сухом газе, %), теплота сгорания и плотность природного газа, который доставляется с двух газопроводов: Уренгой-Ужгород и Средняя Азия-Центр)1.

Таблица Г.4-Характеристики природного газа для разных газопроводов

Газопровод

CH4,%

С2Н6,%

С3Н8,%

С4Н10,%

С5Н12,%

СО2,%

N2,%

H2S,%

,

МДж/нм3

кг/нм3

Уренгой-Ужгород

98,90

0,12

0,011

0,01

0,00

0,06

0,90

0,00

33,08

0,723

Средняя Азия-Центр

94,29

2,80

0,73

0,15

0,03

1,00

1,00

0,00

34,21

0,764

Приложение Д

(справочное)

Параметры установок очистки дымовых газов

В таблицах Д.1-Д.8 представлены ориентировочные значения для нахождения зависимости выбросов загрязняющий веществ от вида топлива и технологии сжигания топлива

Таблица Д.1-Доля летучей золы авин для различных технологий сжигания топлива1

Котел

Уголь

Мазут

С твердым (сухим) шлакоудалением

0,95

1,00

Открытая топка с жидким шлакоудалением

0,80

1,00

Полуоткрытая топка с жидким шлакоудалением

0,70

1,00

Двухкамерная топка:

с вертикальным передтопком

горизонтальная циклонная

0,55

1,00

0,30

1,00

0,15

1,00

С циркулирующим кипящим слоем

0,50

-

С пузырьковым кипящим слоем

0,20

-

С неподвижным слоем

0,15

-

Таблица Д.2-Эффективность связывания оксидов серы золой или сорбентом в топке

Технология сжигания

Примечание

Факельное сжигание угля в котлах с жидким шлакоудалением

0,05

Связывание золой топлива

Факельное сжигание угля в котлах с твердым шлакоудалением

0,10

Тоже

Факельное сжигание мазута в котлах

0,02

Тоже

Сжигание в кипящем слое

0,95

Связывание сорбентом в котле при мольном отношении Ca/S m=2,5

Таблица Д.3-Эффективность и коэффициенты работы сероочистной установки2

Технология десульфоризации дымовых

газов

Параметры сероочистной установки

Мокрая очистка- в скруббере с использованием известняка (извести) или доломита с содержанием гипса

0,95

0,99

Мокрая очистка-процесс Валлмана-Лорда с использованием солей натрия

0,97

0,99

Мокрая очистка-процесс Вальтера с использованием аммиачной воды

0,88

0,99

Полусухое очищение-распыление капель суспензии или раствора сорбента в реактор (технологии ESOX, GSA, Niro Atomizer..)

0,90

0,99

Сухое очищение-инжекция сухого сорбента (DSI)

0,45

0,98

Полусухое очищение-процесс LIFAC как разновидность процесса DSI с распылением капель воды

0,80

0,98

Полусухое очищение- процесс Lurgi CFB (с использованием в реакторе циркулирующего кипящего слоя) с распылением капель воды

0,90

0,99

Сухое очищение- абсорбция активированным углем

0,95

0,99

Каталитическая очистка от оксидов серы и азота (DESONOX, SNOX)

0,95

0,99

_______________

2Питомi показники викидiв забруднюючих речовин в атмосферне повiтря вiд основних виробництв промисловостi та сiльського госпродарства.-Киiв:Мiнекоресурсiв Украiни,2001

Таблица Д.4-Эффективность улавливания оксидов серы в момент золоочищения при помощи мокрого скруббера 3

Приведенное содержание серы, %/(МДж/кг)

Щелочность воды на орошение, мг-экв/дм3

0

5

10

0,01

0,0250

0,1450

0,3000

0,02

0,0220

0,0850

0,1680

0,03

0,0195

0,0520

0,1010

0,04

0,0180

0,0390

0,0660

0,05

0,0175

0,0300

0,0520

0,06

0,0170

0,0260

0,0430

0,07

0,0165

0,0215

0,0350

0,08

0,0160

0,0200

0,0300

0,09

0,0155

0,0190

0,0275

0,10

0,0150

0,0180

0,0230

0,11

0,0145

0,0170

0,0205

0,12

0,0135

0,0160

0,0200

0,13

0,0130

0,0150

0,0185

0,18

0,0120

0,0120

0,0120

______________

3 Тепловой  расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под. Ред. Н.В. Кузнецова, В.В. Митора, И.Е. Дубровского, Э.С.Карасиной.-М.:Энергия ,1973.-295 с.

Таблица Д.5-Показатель эмиссии оксидов азота без учета первичных методов, г/ГДж

Технология сжигания

Твердое топливо

Мазут

Газотурбинное

топливо

Природный газ

Факельное сжигание:

Тепловая мощность котла ≥300 МВт:

-

200

-

150

с жидким шлакоудалением при сжигании антрациту

420

-

-

-

с жидким шлакоудалением при сжигании каменного угля

250

-

-

-

с твердым шлакоудалением при сжигании каменного угля

230

-

-

-

Тепловая мощность котла <300 МВт:

140

-

100

с жидким шлакоудалением при сжигании антрацита

250

-

-

-

с жидким шлакоудалением при сжигании каменного угля

180

-

-

-

с твердым шлакоудалением при сжигании каменного угля

160

-

-

-

с горизонтальной циклонной топкой для каменного угля

480

-

-

-

Циркулирующий кипящий слой

70

-

-

-

Кипящий слой под давлением

100

-

-

-

Неподвижный слой

100

-

-

-

Камера сгорания газовой турбины

-

150

150

120

Таблица Д.6-Значение эмпирического коэффициента z

Тепловая мощность (паропродуктивность)

котельной установки

Твердое топливо

Природный газ, мазут

Паровой котел 140 МВт и выше (200 т/год и выше)

1,15

1,25

Паровой котел от 22 до 140 МВт (от 30 до 200 т/год)

1,15

1,25

Водонагревательный котел

1,15

1,25

Таблица Д.7-Эффективность первичных методов η1 уменьшения выбросов NOx1)

Тип первичных методов

Эффективность η1

Малотоксичные горелки

0,20

Ступенчатая подача воздуха

0,30

Подача третичного воздуха

0,20

Рециркуляция дымовых газов

0,10

Трехступенчатая подача воздуха и топлива

0,35

Малотоксичные горелки+ступенчатая подача воздуха

0,45

Малотоксичные горелки+подача третичного воздуха

0,40

Малотоксичные горелки+рециркуляция дымовых газов

0,30

Ступенчатая подача воздуха+подача третичного воздуха

0,45

Ступенчатая подача воздуха +рециркуляция дымовых газов

0,40

Малотоксичные горелки+ступенчатая подача воздуха+рециркуляция дымовых газов

0,50

Малотоксичные горелки+ступенчатая подача воздуха+подача третичного воздуха

0,60

Таблица Д.8-Эффективность и коэффициент работы азотоочистной установки NOx1)

Технология очищения

дымовых газов от NOx

Эффективность η||

Коэффициент работы β

Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

0,50

0,99

Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

0,80

0,99

Активированный уголь

0,70

0,99

DESONOX-SNOX

0,95

0,99

_________

1 Питомi показники викидiв забруднюючих речовин в атмосферне повiтря вiд основних виробництв промисловостi та сiльського госпродарства.-Киiв:Мiнекоресурсiв Украiни,2001

Примечание. Технология DESONOX и ее разновидность SNOX  основаны на каталитическом очищении дымовых газов от оксидов серы и азота.

Таблица Д.9-Коэффициент содержания тяжелых металлов после золоулавливания 1)2)

Степень золоулавливания

η≤0,7

0,7< η ≤0,97

0,97< η ≤0,99

η>0,99

Мышьяк (As)

1,0

=3,70η-1,59

=175η-167,75

5,5

Кадмий (Cd)

1,0

=7,40η-3,93

=205η-195,55

7,0

Хром (Cr)

1,0

1,0

1,0

1,0

Медь (Cu)

1,0

=0,37η+0,74

=60η-57,10

2,3

Ртуть (Hg)

1,0

1,0

1,0

1,0

Никель (Ni)

1,0

=1,48η-0,04

=95η-90,75

3,3

Свинец (Pb)

1,0

=5,56η-2,89

=175η-167,25

6,0

Селен (Se)

1,0

=7,78η-4,44

=220η-210,30

7,5

Цинк (Zn)

1,0

=7,04η-3,93

=205η-195,55

7,0

Таблица Д.10-Часть газоподобной фракции тяжелого металла при сжигании угля 1)

Тяжелый металл

Часть газоподобной фракции

Мышьяк (As)

0,005

Ртуть (Hg)

0,900

Селен (Se)

0,150

Другие

0

Таблица Д.11-Эффективность улавливания газоподобной фракции тяжелого металла золоулавливающей установкой при сжигании твердого топлива1)

Золоулавливающая установка

Эффективность

Электростатический фильтр

0,35

Другие

0

__________

1 Питомi показники викидiв забруднюючих речовин в атмосферне повiтря вiд основних виробництв промисловостi та сiльського госпродарства.-Киiв:Мiнекоресурсiв Украiни,2001

2 Какарека С.В., Хомич В.С. и др. Выбросы тяжелых металлов в атмосферу: Опыт оценки удельных показателей- Минск: Институт геологических наук НАН Беларуси.1998.-156с. 

Таблица Д.12-Значение части ванадия, которая оседает с твердыми частицами на поверхность нагрева котлов

Котел

Значение

С промежуточными паронагревателями, очищение поверхностей  проводится в момент остановки

0,07

Без промежуточных паронагревателей (при тех же условиях очистки)

0,05

Таблица Д.13-Значение эмпирического коэффициента fv для нахождения эффективности улавливания ванадия золоулавливающей установкой по формуле  (17)

Золоулавливающая установка

Эмпирический коэффициент

Электростатический фильтр

0,6

Мокрый скруббер

0,5

Батарейный циклон

0,4

Эмпирическая формула расчета эффективности очищения дымовых газов от мазутной золы (в перерасчете на ванадий) ηзу(v) в газомазутных котлах батарейными циклонами, которые специально используются для этого. Эффективность пылеочищения в диапазоне 0,65…0,85:

                    ηзу(v)=3,1277  ηзу2-1,4948  ηзу-0,1412                                   (Д.1)

где ηзу(v) -эффективность очищения дымовых газов от мазутной золы;

ηзу – эффективность очищения дымовых газов от твердых частиц (6.1).

Таблица Д.14-Показатель эмиссии тяжелого металла при сжигании природного газа (без учета золоулавливающей установки)1)

Тяжелый металл

Показатель эмиссии, г/ГДж

Ртуть (Hg)

1*10-4

Другие

0

____________________

1 Питомi показники викидiв забруднюючих речовин в атмосферне повiтря вiд основних виробництв промисловостi та сiльського госпродарства.-Киiв:Мiнекоресурсiв Украiни,2001

Приложение Е

(рекомендованное)

Показатели эмиссии СО, углерода топлива, N2O и CH4

В таблицах Е.1-Е.4 приведены показатели эмиссии оксида углерода (CO), углерода топлива, диоксида азота (N2O) и метана (CH4) в зависимости от вида топлива и технологии сжигания.

Таблица Е.1-Показатель эмиссии оксида углерода kCO, г/ГДж

Показатель

Твердое топливо

Мазут

Природный газ

Факельное сжигание:

-

15

17

Котел с жидким шлакоудалением

11,4

-

-

Котел с твердым шлакоудалением

11,4

-

-

Сжигание в кипящем слое

9,7

-

-

Сжигание в неподвижном слое

121

-

-

Сжигание в камере сгорания ГТУ

-

15

15

Таблица Е.2-Показатель эмиссии углерода топлива kC, г/ГДж

Топливо

Значение

Уголь:

Антрацит

28160

Тощий

26050

Газовое и длиннопламенное

25180

Бурый

25630

Мазут

21100

Природный газ

15300

Таблица Е.3-Показатель эмиссии диоксида азота N2O, г/ГДж1)

Технология и топливо

Значение

Уголь (факельное сжигание)

1,4

Уголь (кипящий слой)

56

Уголь (неподвижный слой)

1,4

Мазут

0,6

Природный газ

0,1

Камера сгорания газовой турбины

2,5

Таблица Е.4-Показатель эмиссии метана CH4 ,г/ГДж1)

Топливо

Значение

Уголь

1,0

Мазут

3,0

Природный газ

1,0

____________________

1Викиди парникових газiв. Пiдприємства Мiненерго України. 1990 та 1999 роки. Iнiцiатива з питань змiни клiмату,2000-62 стор.

Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories

Приложение Ж

(справочное)

Нахождение тепловой мощности котельной установки

В приложении приведены формулы расчета тепловой мощности для разных типов котельных установок.

Для паровых котлов тепловая мощность Q зависит от паропродуктивности D0, параметров пара и других характеристик котла.

Формула расчета тепловой мощности котла Q, МВт, на основе данных о паропродуктивности имеет вид:

                                                 Q=D0,                                                   (Ж.1)

где D0 – паропродуктивность котла, т/год;

W- отношение паропродуктивности к тепловой мощности котла, т/(год·МВт).

Значение отношения паропродуктивности котла D0 к его тепловой мощности Q приведено в таблице Ж.1

Таблица Ж.1-Значение отношения паропродуктивности котла к его тепловой мощности

Оборудование

Значение

Котел с давлением свежего пара p0 (13,8 МПА (при D0≥500 т/год) с промежуточным перегревом)

1,35

Котел с давлением пара в пределах: 9,8 МПа≤ p0 ≤13,8 МПа (при D0<500 т/год) без промежуточного перегрева

1,45

Котел с давлением пара в пределах: 1,4 МПа<p0<9,8 МПа (при D0=6,5…75 т/год для перегретого пара) без промежуточного перегрева

1,35

Котел с давлением пара p0≤1,4 МПа  (при D0≤20 т/год для насыщенного пара) без промежуточного перегрева

1,50

Для водонагревательных котлов формула перевода тепловой мощности из Гкал/год в МВт(т) имеет вид

                                       Q=N=1,163N,                                          (Ж.2)

где Q- тепловая мощность водонагревательного котла, МВт;

N- тепловая мощность водонагревательного котла, Гкал/год.

Приложение И

(справочное)

Примеры расчетов

Исходные данные

Рассматривается энергоблок с котлом, предназначенный для факельного сжигания угля с высоким содержанием летучих, например газового или длиннопламенного, с жидким шлаковыделением. Номинальная паропродуктивность котла энергоблока составляет 950 т/год, а средняя фактическая паропродуктивность-760 т/год. Паронагреватели котла очищаются при остановке блока. Для улавливания твердых частиц используется электростатический фильтр типа ЕГА с эффективностью золоулавливания 0,985. Установки для очищения дымовых газов от оксидов азота и серы отсутствуют. За рассматриваемый период использовалось такое топливо:

-донецкий газовый уголь марки ГР - 1 096 363 т;

-высокосернистый мазут марки 40- 70 945 т;

-природный газ из газопровода Уренгой-Ужгород- 84 762 тыс. м3.

По данным элементного и технического анализа состав рабочей массы угля такой, %:

-Углерод (C’)-52,49;

-Водород (H’)-3,50;

-Кислород (O’)-4,99;

-Азот (N’)-0,97;

-Сера (S’)-2,85;

-Зола (A’)-25,20;

-Влага (W’)-10,00;

-Летучие вещества (V’)-25,92.

Наименьшая теплота сгорания рабочей массы угля составляет 20,47 МДж/кг. Технический анализ улавливаемой золы и шлака показал, что массовое содержание горючих веществ в летучей золе Гвин составляет 1,5 %, а в шлаке Гшл-0,5 %.

По данным таблицы Г.3 (приложение Г) состав горючей масса такой, %:

-углерод-85,50;

-водород-11,20;

-кислород и азот-0,80;

-сера-2,50.

Наименьшая теплота сгорания рабочей массы составляет 40,40 МДж/кг, влажность рабочей массы топлива-2,00 %, зольность сухой массы-0,15 %, содержание ванадия (V)-333,3 мг/кг (=2222*0,15).

По данным таблицы Г.3 (приложение Г) объемный состав сухой массы природного газа составляет, %:

-метан (CH4)-98,90;

-этан (C2H6)-0,12;

-пропан (C3H8)-0,011;

-бутан (C4H10)-0,01;

-углекислый газ (CO2)-0,06;

-азот (N2)-0,90.

Объемная наименьшая теплота сгорания газа составляет 33,08 МДж/м3, плотность-0,723 кг/м3 при нормальных условиях.

Приведенная тепловая мощность при номинальной пародродуктивности 950 т/год составляет 950/1,35=704 МВт (приложения Ж) при средней фактической паропродуктивности 760 т/год-760/1,35=563 МВт.

Выбросы при сжигании угля

При использовании угля необходимо рассчитать выбросы оксидов азота, серы и углерода, твердых частиц и тяжелых металлов, а также N2O и CH4.

Валовой выброс оксидов азота

Обобщенный показатель эмиссии оксидов азота kNOx рассчитывается по формуле (12):

kNОx=(kNOx)0fн(1-η|)(1-η||β), г/ГДж.

Показатель эмиссии оксидолв азота каменного угля без учета методов на уменьшение вибросов (kNOx)0 составляет 250 г/ГДж (таблица Д.5 приложения Д). Как видно из таблицы Д.6 (приложение Д), соответствующий эмпирический коэффициент для расчета степени уменьшения выбросов NOx при работе на малой загрузке z=1,15. На основе исходных данных и таблицы Д.7 (приложение Д) эффективность первичных методов по уменьшению выбросов оксидов азота η| составляет 0,40. Азотоочистные установки на энергетической установке нет, следовательно, эффективность η|| и коэффициент работы β равняются нулю. Показатель эмиссии kNОx оксидов азота

kNОx=250·(563/704)1,15·(1-0,40)=116 г/ГДж.

Тогда по формуле (7) валовой выброс

ЕNОx=10-6 kNОxQiB=10-6·116·20,47·1 096 363=2604 т.

Валовой выброс сернистого ангидрида

Показатель эмиссии оксидов серы (в пересчете на диоксид серы SO2), которые выбрасываются в атмосферу с дымовыми газами за промежуток времени Р, является специфичным и рассчитывается по формуле (11):

kSO2 = (1-η|)(1-η||β), г/ГДж.

Эффективность связывания оксида серы золой или сорбентом в энергетической установке η| (таблица Д.2 приложения Д) составляет 0,05. Сероочистная установка отсутствует, следовательно, эффективность η||   и коэффициент работы β равняются нулю. Показатель эмиссии kSO2 оксида серы

kSO2 =·(1-0,05)=2646, г/ГДж.

Тогда по формуле (7) валовой выброс составит

ЕSO2=10-6 kSО2QiB=10-6·2646·20,47·1096363=59393 т.

Валовой выброс оксидов углерода

По данным таблицы Е.1 (приложение Е) показатель эмиссии оксида углерода kСO равняется 11,4 г/ГДж. Тогда по формуле (7) валовой выброс оксида углерода ЕСО

ЕСО=10-6 kСO QiB=10-6·11,4·20,47·1096363=256 т.

Показатель эмиссии углекислого газа при сжигании органического топлива находится по формуле (20)

kСO2=, г/ГДж.

В рассматриваемом примере при жидком шлакоудалении часть золы, которая выделяется в виде летучей золы авин, составляет 0,8 (таблица Д.1 приложения Д). в котле происходит неполное сгорание топлива, в первую очередь механический недожег. Степень окисления углерода для рабочей массы топлива  в энергетической установке рассчитывается по формуле (А.2):

,

Показатель эмиссии углекислого газа

kСO2= г/ГДж.

Тогда по формуле (7) валовой выброс

ЕСО2=10-6 kСO2 QiB=10-6·93409 ·20,47·1096363=2096657 т.

Валовой выброс твердых частиц

Показатель эмиссии твердых частиц находится как специфический и рассчитывается по формуле (8):

kтв = (1-ηзу)+kтвS.

Сероочистная установка отсутствует, поэтому выбросов сорбента или продуктов реакции сорбента и оксидов серы нет. Эффективность золоулавливающей установки ηзу по данным последних исследований составляет 0,985. Показатель эмиссии твердых частиц

kтв = (1-0,985)=150 г/ГДж.

По формуле (7) валовой выброс составит

Етв=10-6 kтв QiB=10-6·150 ·20,47·1096363=3366 т.

Валовой выброс тяжелых металлов

По данным таблицы Г.2 (приложение Г) содержание тяжелых металлов в рабочей массе угля составляет, мг/кг:

-свинец (Pb)-14;

-ртуть (Hg)-0,14;

-хром (Cr)-47;

-никель (Ni)-26;

-медь (Cu)-29;

-цинк (Zn)-40;

-мышьяк (As)-20.

При сжигании угля показатель эмиссии тяжелого металла находится по формуле (15):

, г/ГДж.

Из имеющихся в угле тяжелых металлов ртуть и мышьяк выделяются из топлива в виде газа. По данным таблицы Д.9 (приложение Д) эта доля составляет 0,9 (для ртути) и 0,005 (для мышьяка). Для остальных тяжелых металлов она равна нулю. Эффективность улавливания в золоулавливающей установке газоподобной ртути  равняется 0,35 (таблица Д.13 приложения Д). По данным таблицы Д.9 (приложение Д) при эффективности золоулавливания 0,985 коэффициент обогащения тяжелыми металлами составляет: мышьяк-5,07, хром-1,0, медь-2,06, ртуть-1,0, никель-2,85, свинец-5,00, цинк-5,93. Результаты расчетов приведены в таблице И.1

Таблица И.1-Расчетные значения выбросов тяжелых металлов

Тяжелый металл

As

Cr

Cu

Hg

Ni

Pb

Zn

Показатель эмиссии, г/ГДж

0,075

0,027

0,044

0,004

0,043

0,041

174

Валовой выброс, т

1,723

0,619

0,991

0,090

0,974

0,928

3,913

Валовой выброс N2O

Валовой выброс N2O при сжигании угля рассчитывается по данным таблицы Е.3 (приложение Е) и формуле (7):

ЕN2O=10-6 kN2O QiB=10-6·1,4 ·20,47·1096363=31,4 т.

Валовой выброс метана

Валовой выброс метана при сжигании угля рассчитывается по данным таблицы Е.4 (приложение Е) и формуле (7):

ЕСН4=10-6 kСН4 QiB=10-6·1,0 ·20,47·1096363=22,4 т.

Выбросы при сжигании мазута

При использовании мазута необходимо рассчитывать выбросы оксидов азота, серы, углерода, твердых частиц и мазутной золы (в перерасчете на ванадий или V2O5), а так же N2O и CH4.

Расчет характеристик мазута

Для перевода состава топлива на рабочую массу используются множители согласно с табл. В.1 (приложение В). Состав рабочей массы мазута такой:

Углерод

85,50(100-2,0-0,15)/100=83,66%

Водород

11,20(100-2,0-0,15)/100=10,96%

кислород и азот

0,80(100-2,0-0,15)/100=0,78%

Сера

2,50(100-2,0-0,15)/100=2,45%

Зола

0,15(100-2,0)/100=0,15%

ванадий (V)

333,3(100-2,0)/100=327,4 мг/кг

Согласно табл. В.2 (приложение В) наименьшая теплота сгорания рабочей массы  переводится на рабочую  по формуле

МДж/кг

Валовой выброс оксида азота

Показатель эмиссии оксидов азота (kNОx)0 без учета первичных методов согласно с таблицей Д.5 (приложение Д) равняется 200 г/ГДж.

Согласно с исходными данными и таблицей Д.5 (приложение Д) эффективность первоначальных методов уменьшения выбросов оксидов азота η| равняется 0,40. Эмпирический коэффициент  z равняется 1,25 (таблица Д.6 приложения Д). Азотоочистная установка отсутствует, поэтому эффективность η|| и коэффициент работы β равняются нулю. Показатель эмиссии оксидов азота kNОx

kNОx=200(563/704)1,25(1-0,40)(1-0)=90,8 г/ГДж

Валовой выброс оксидов азота ЕNОx  за данный период составляет

ЕNОx=10-6 kNОxQiB=10-6·90,8·39,48·70 945=254 т.

Выброс сернистого ангидрида

Показатель эмиссии оксидов серы (в перерасчете на диоксид серы SO2), которые выбрасываются в атмосферу с дымовыми газами за промежуток времени Р, является специфичным и рассчитывается по формуле (11):

kSO2 = (1-η|)(1-η||β), г/ГДж.

Эффективность связывания оксида серы золой или сорбентом в энергетической установке η| (таблица Д.2 приложения Д) составляет 0,05. Сероочистная установка отсутствует, следовательно, эффективность η||   и коэффициент работы β равняются нулю. Показатель эмиссии kSO2 оксида серы

kSO2 =·(1-0,05)=1176 г/ГДж.

Тогда по формуле (7) валовой выброс составит

ЕSO2=10-6 kSО2QiB=10-6·1176·39,48·70945=3297 т.

Валовой выброс оксидов углерода

По данным таблицы Е.1 (приложение Е) показатель эмиссии оксида углерода kСO равняется 15 г/ГДж. Тогда по формуле (7) валовой выброс оксида углерода ЕСО

ЕСО=10-6 kСO QiB=10-6·15·39,54·70945=42,1 т.

Показатель эмиссии углекислого газа при сжигании органического топлива находится по формуле (19)

kСO2=, г/ГДж.

Степень окисления углерода   при сжигании мазута в энергетической установке по данным приложения А составляет 0,99. Показатель эмиссии углекислого газа

kСO2=  г/ГДж.

Тогда по формуле (7) валовой выброс

ЕСО2=10-6 kСO2 QiB=10-6·76918 ·39,48·70945=215455 т.

Валовой выброс твердых частиц

Показатель эмиссии твердых частиц находится как специфический и рассчитывается по формуле (8):

kтв = (1-ηзу)+kтвS, г/ГДж.

Сероочистная установка отсутствует, поэтому выбросов сорбента или продуктов реакции сорбента и оксидов серы нет. Массовый состав горючих веществ в выбросах твердых частиц составляет 0%. Эффективность золоулавливающей установки ηзу по данным последних исследований составляет 0,985. Показатель эмиссии твердых частиц

kтв = (1-0,985)=0,57 г/ГДж.

По формуле (7) валовой выброс составит

Етв=10-6 kтв QiB=10-6·0,57 ·39,48·70945=1,60 т.

Валовой выброс ванадия

Показатель эмиссии мазутной золы в перерасчете на ванадий рассчитывается по формуле (14):

, г/ГДж.

Доля ванадия  , которая оседает с твердыми частицами на поверхность нагрева, для котла с промежуточными паронагревателями, очищение поверхностей, которых проводится при остановке, составляет 0,07. эмпирический коэффициент  для электростатических фильтров составляет 0,6 (приложение Д). Эффективность улавливания ванадия электрофильтром при сжигании угля или мазута

=.

Показатель эмиссии мазутной золы в перерасчете на ванадий

=0,19 г/ГДж.

Тогда по формуле (7) валовой выброс ванадия

ЕV=10-6 kV QiB=10-6·0,19·39,48·70945=0,53 т.

Показатель эмиссии V2O5 по формуле (18)

=1,8·0,19=0,34 г/ГДж.

По формуле (7) валовой выброс V2O5

Е V2O5=10-6 k V2O5 QiB=10-6·0,34·39,48·70945=0,95 т.

Валовой выброс N2O

Валовой выброс N2O при сжигании мазута рассчитывается по данным таблицы Е.3 (приложение Е) и формуле (7):

ЕN2O=10-6 kN2O QiB=10-6·0,6·39,48·70945=1,68 т.

Валовой выброс метана

Валовой выброс метана при сжигании мазута рассчитывается по данным таблицы Е.4 (приложение Е) и формуле (7):

ЕСН4=10-6 kСН4 QiB=10-6·3,0 ·39,48·70945=8,41 т.

Расчет  характеристик природного газа, кг/нм3

Искомая масса каждого составляющего газа  в сухом топливе рассчитывается по формулам, приведенным в приложении Б.

m CH4=0,716·0,01(CH4)V=0,716·0,01·98,90=0,7081,

m C2Н6=1,342·0,01(C2H6)V=1,342·0,01·0,12=0,0016,

m C3Н8=1,967·0,01(C3H8)V=1,967·0,01·0,011=0,0002,

m C4H10=2,593·0,01(C4H10)V=2,593·0,01·0,01=0,0003,

m N2=1,250·0,01(N2)V=1,250 ·0,01·0,90=1,0113,

m CO2=1,964·0,01(CO2)V=1,964·0,01·0,06=0,0012,

где mi – искомая масса i-ого отдельного газа в 1 нм3 сухого газообразного топлива, кг/ нм3;

(i)V – объемное содержание i-ого отдельного газа , %.

Массовый элементный состав сухого газообразного топлива рассчитывается по формулам

,

,

,

,

,

где -массовое содержание углерода в топливе на горючую массу, %;

-массовое содержание водорода в топливе на горючую массу, %;

-массовое содержание азота в топливе на горючую массу, %;

-массовое содержание кислорода в топливе на горючую массу, %;

-плотность сухого газообразного топлива, кг/ нм3.

Таким образом получены значения процентного массового элементного состава природного газа:

- углерод – Сr==73,67;

- водород – Hr==24,65;

- кислород – Or==0,12;

- азот – Nr==1,56.

Массовая наименьшая теплота сгорания

МДж/кг.

Массовый расход природного газа

т.

Валовой выброс оксида азота

Показатель эмиссии оксидов азота (kNОx)0 без учета первичных методов согласно с таблицей Д.5 (приложение Д) равняется 150 г/ГДж.

Согласно с исходными данными и таблицей Д.7 (приложение Д) эффективность первоначальных методов уменьшения выбросов оксидов азота η| равняется 0,40. Эмпирический коэффициент  z равняется 1,25 (таблица Д.6 приложения Д). Азотоочистная установка отсутствует, поэтому эффективность η|| и коэффициент работы β равняются нулю. Показатель эмиссии оксидов азота kNОx

kNОx=150(563/704)1,25(1-0,40)(1-0)=68,1 г/ГДж

Валовой выброс оксидов азота ЕNОx  за данный период составляет п формуле (7)

ЕNОx=10-6 kNОxQiB=10-6·68,1·45,75·61 252=191 т.

Валовой выброс оксидов углерода

По данным таблицы Е.1 (приложение Е) показатель эмиссии оксида углерода kСO равняется 17 г/ГДж. Тогда по формуле (7) валовой выброс оксида углерода ЕСО

ЕСО=10-6 kСO QiB=10-6·17·45,75·61 252=48 т.

Показатель эмиссии углекислого газа при сжигании органического топлива находится по формуле (20)

kСO2=, г/ГДж.

Степень окисления углерода   при сжигании мазута в энергетической установке по данным приложения А составляет 0,995. Показатель эмиссии углекислого газа

kСO2=  г/ГДж.

Тогда по формуле (7) валовой выброс

ЕСО2=10-6 kСO2 QiB=10-6·58716 ·45,75·61 252=164635 т.

Валовой выброс ртути

Валовой выброс ртути при сжигании природного газа рассчитывается по данным таблицы Д.12 (приложение Д) и формуле (19):

ЕHg=10-6 kHg QiB=10-6·0,0001 ·45,75·61 252=0,00028 т.

Валовой выброс N2O

Валовой выброс N2O при сжигании природного газа  рассчитывается по данным таблицы Е.3 (приложение Е) и формуле (7):

ЕN2O=10-6 kN2O QiB=10-6·0,1·45,75·61 252=0,28 т.

Валовой выброс метана

Валовой выброс метана при сжигании природного газа рассчитывается по данным таблицы Е.4 (приложение Е) и формуле (7):

ЕСН4=10-6 kСН4 QiB=10-6·1,0 ·45,75·61 252=2,80 т.

В таблице И.2 приведены значение выбросов всего рассмотренного спектра загрязняющих веществ для каждого вида топливо и суммарно.

Таблица И.2-Валовые выбросы, т, загрязняющих веществ

Выброс

Уголь

Мазут

Природный

газ

Всего

SO2

59 393

3 297

0

62 690

NOx

2 604

254

191

3 049

CO

256

42

48

346

CO2

2 096 657

215 455

164 635

2 476 747

Твердые

частицы

3366

1,60

0

3367,6

Pb

0,921

0

0

0,921

Hg

0,090

0

0,00028

0,09028

Cr

0,619

0

0

0,619

Ni

0,974

0

0

0,974

Cu

0,991

0

0

0,991

Zn

3,913

0

0

3,913

As

1,723

0

0

1,723

V2O5

0

0,95

0

0,95

N2O

31,40

1,68

0,28

33,36

CH4

22,40

8,42

2,80

33,62

Расход

топлива,

(т у.т.)

765 957,4

95 739,4

95 697,2

957 394,0

Расчет искомого объема сухих дымовых газов

Конечная формула нахождения искомого объема сухих дымовых газов при нормальных условиях (приложение А) имеет вид

При сжигании угля искомый объем сухих дымовых газов

нм3/ кг

При сжигании мазута искомый объем сухих дымовых газов

нм3/ кг

При сжигании природного газа искомый объем сухих дымовых газов

нм3/ кг

Если найти отношение искомого объема сухих дымовых газов к единице объема природного газа, то

нм3/ нм3.

2 Энергетическое топливо СССР (ископаемые угли, горючие сланцы, торф, мазут и горючий природный газ): справочник/Под. Ред. Т.А.Зикеева.-М.:Энергия,1968

3 Справочник по содержанию малых элементов в товарной продукции угледобывающих и углеобогатительных предприятий Донецкого бассейна.-Днепропетровск,1944.-187с.

4 Какарека С.В., Хомич В.С. и др. Выбросы тяжелых металлов в атмосферу: Опыт оценки удельных показателей- Минск: Институт геологических наук НАН Беларуси.1998.-156с. 


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

57515. Реформи адміністративно-полiтичного управління 60—70-х років ХІХ ст. у підросійській Україні 91 KB
  Реформи адміністративнополiтичного управління 60 70х років ХІХ ст.у Російській імперії розуміти значення та наслідки перетворень для українського народу аналізувати історичні події та давати характеристику історичним постатям того часу; розвивати історичне мислення учнів та вміння порівнювати реформи минулого з сучасними перетвореннями сприяти критичному осмисленню минулого...
57516. Наш край у I половині ХІХ століття 82 KB
  Мета уроку: Сприяти оволодінню учнями програмовим матеріалом із визначеної теми Самостійно структурувати зміст уроку, складати опорний конспект, аналізувати та узагальнювати історичні факти, визначати зв’зки між ними, їх причини, сутність, наслідки та значення.
57517. Внутрішня і зовнішня політика Павла Скоропадського 37.5 KB
  Внутрішня і зовнішня політика Павла Скоропадського. Як гетьман ставився до української національної справи 29 квітня 1918останній день правління УЦР і початок правління гетьманату Скоропадського. Саме так одним з факторів приходу Скоропадського до влади стала підтримка з боку окупаційних військ.
57518. Люблінська унія 66 KB
  Мета: визначити передумови обєднання Великого князівства Литовського та Польського королівства в одну державу та наслідки, які мала ця подія для українських земель...
57519. Гетьманщина та землі Правобережної України наприкінці XVII - на початку XVIII століття 57 KB
  Мазепи; звернути увагу учнів на намагання І. Мазепи в цих мовах зберегти українську державу не допустити розколу в українських землях; формувати в учнів уміння аналізувати й узагальнювати історичні явища та події...
57520. Святая моя Киевская Русь 46.5 KB
  Цели урока: познакомить учащихся с событиями крещения Руси методами крещения. Как вы думаете о чем сегодня у нас пойдет речь Правильно Сегодня мы поговорим об очень важной дате...
57521. Знайомство з історією 52 KB
  Обладнання: зразки історичних джерел карта України портретні зображення видатних українських істориків. У 5 класі ви почали вивчати новий предмет Введення в історію України.
57522. Особливості розвитку культури України другої половини XVIII століття 80 KB
  Тема: Особливості розвитку культури України другої половини XVIII століття Навчальні цілі: охарактеризувати стан розвитку української культури XVIII століття; ознайомити учнів з основними культурними діячами вивченої епохи та їхніми здобутками; Розвивати в учнів уміння аналізувати та систематизувати матеріал робити висновок удосконалювати навички роботи з джерелами знань давати історичну характеристику діячам культури; Сприяти патріотичному вихованню учнів а також виховувати в них естетичні смаки та уподобання; Очікувані...
57523. Люблінська унія. Початок польського володарювання на українських землях 89.5 KB
  Мета: розкрити причини основні положення Люблінської унії з’ясувати політику Речі Посполитої щодо України її політичний устрій та державну систему; показати суттєву зміну становища українських земель...