Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котлов выполнен в соответствии с «Методикой определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 ГКалл в час (с учетом методического письма НИИ Атмосфера № 335/33-07 от 17 мая 2000 г.)», Москва, 1999.
Водогрейный котёл Ишма 100 ES
Исходные данные для расчета выделений загрязняющих веществ приведены в таблице 1.1.2.
Таблица 1.1.2 – Исходные данные для расчета
Данные | Параметры | Коэффициенты | Одновременность |
Водогрейный котёл Ишма 100 ES №1. Природный газ, газопровод Средняя Азия-Центр. Расход: B’ = 2,95 л/с, B = 16,015 тыс. нм³/год. Камерная топка. Водогрейный котел. | Горелка инжекционного типа: βк = 1,6. Котел работает в общем случае. Температура горячего воздуха (воздуха для дутья): tгв = 30°С. Доля воздуха подаваемого в промежуточную зону факела: δ = 0. Рециркуляции нет. Объем сухих дымовых газов рассчитывается по приближенной формуле. Теплонапряжение топочного объема рассчитывается. | Qr= 36,76 МДж/нм³; p= 0,771 кг/нм³; Qн= 0,108442 МВт; βa= 1,225; βr= 0; βδ= 0; Vt= 0,14 м³; t= 8760 ч.; Sr’= 0 %; Sr= 0 %; q3= 0,2 %; q4= 0 %; K= 0,345 ; α”т= 1,1; | – |
Принятые условные обозначения, расчетные формулы, а также расчетные параметры и их обоснование приведены ниже.
Газообразное топливо, водогрейный котел.
Оксиды азота.
Суммарное количество оксидов азота NOx в пересчете на NO2 (в г/с, т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле (1.1.1):
MNOx = Bp · Qri · KrNO2 · ßк · ßt · ßα · (1 – ßr) · (1 – ßδ) · kП (1.1.1)
где Bp – расчетный расход топлива, л/с (тыс. нм³/год);
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³;
KrNO2 – удельный выброс оксидов азота при сжигании газа, г/МДж;
ßk – безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки;
ßt – безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения;
ßα – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота;
ßr – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование оксидов азота;
ßδ – безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру;
kП – коэффициент пересчета, kП = 10-3.
Для водогрейных котлов KгNO2 считается по формуле (1.1.2):
KrNO2 = 0,0113 · √QТ + 0,03 (1.1.2)
где QТ – фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу, МВт.
QT определяется по формуле (1.1.3):
QТ = B’р · Qri · kП (1.1.3)
где Bр – расчетный расход топлива, л/с;
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³.
kП – коэффициент пересчета, kП = 10-3.
Коэффициент ßt определяется по формуле (1.1.4):
ßt = 1 + 0,002 · (tгв – 30) (1.1.4)
где tгв – температура горячего воздуха, °С.
При подаче газов рециркуляции в смеси с воздухом ßr определяется формулой (1.1.5):
ßr = 0,16 · √r (1.1.5)
где r – степень рециркуляции дымовых газов, %.
Коэффициент ßδ определяется формулой (1.1.6):
ßδ = 0,022 · δ (1.1.6)
где δ – доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количества организованного воздуха).
В связи с установленными раздельными ПДК для оксида и диоксида азота и с учетом трансформации оксида азота в атмосферном воздухе суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие по формулам (1.1.7 – 1.1.8):
MNO2 = 0,8 · MNOx (1.1.7)
MNO = 0,13 · MNOx (1.1.8)
Оксиды серы.
Суммарное количество оксидов серы MSO2, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами ( г/с, т/год), вычисляется по формуле (1.1.9):
MSO2 = 0,02 · B · ρ · Sr · (1 – η’SO2) (1.1.9)
где B – расход натурального топлива за рассматриваемый период, л/с (тыс. нм³/год);
ρ – плотность газообразного топлива, кг/нм³;
Sr – содержание серы в топливе на рабочую массу, %;
η’SO2 – доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле.
При отсутствии данных инструментальных замеров оценка суммарного количества выбросов оксида углерода, г/с (т/год), может быть выполнена по соотношению (1.1.10):
MCO = 10-3 · B · CCO · (1 – q4 / 100) (1.1.10)
где B – расход топлива, л/с (тыс. нм³/год);
CCO – выход оксида углерода при сжигании топлива, г/нм³;
q4 – потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %.
Параметр CCO определяется по формуле (1.1.11):
CCO = q3 · R · Qri (1.1.11)
где q3 – потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %;
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³;
R – коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода.
Бенз(а)пирен.
Суммарное количество Mj загрязняющего вещества j, поступающего в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), определяется по формуле (1.1.12):
Мj = cj · Vсг · Bр · kП (1.1.12)
cj – массовая концентрация загрязняющего вещества j в сухих дымовых газах при стандартном коэффициенте избытка воздуха α0 = 1,4 и нормальных условиях мг/нм³;
Vсг – объем сухих дымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 нм³ топлива, при α0 = 1,4, нм³/нм³ топлива;
Bр – расчетный расход топлива; при определении выбросов в г/с, Bр берется в тыс. нм³/ч; при определении выбросов в т/г, Bр берется в тыс. нм³/год;
kП – коэффициент пересчета; при определении выбросов в г/с, kП = 0,278 · 10-3, при определении выбросов в т/г, kП = 10-6.
Расчетный расход топлива Вр, тыс. нм³/ч или тыс. нм³/год, определяется по формуле (1.1.13):
Bp = (1 – q4 / 100) · B (1.1.13)
где B – полный расход топлива на котел тыс. нм³/ч или тыс. нм³/год
q4 – потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %.
Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм³, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоны водогрейных котлов малой мощности определяется следующим образом:
для α’’T = 1,08 ÷ 1,25 по формуле (1.1.14):
сГбп = 10-6 · (0,11 · qv – 7,0) · KД · KР · KСТ / e3,5 · (α’’т – 1) (1.1.14)
для α’’T> 1,25 по формуле (1.1.15):
сГбп = 10-6 · (0,13 · qv – 5,0) · KД · KР · KСТ / (1,3 · e3,5 · (α’’т – 1)) (1.1.15)
где α’’Т – коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки;
qV – теплонапряжение топочного объема, кВт/м³;
KД – коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;
KР – коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;
KСТ – коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорании;
Для расчета максимальных и валовых выбросов концентрация бенз(а)пирена приводятся к избыткам воздуха α0 = 1,4 по формуле (1.1.16):
cj = cГбп · α”T / α0 (1.1.16)
где α”T – коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки.
Объем сухих дымовых газов может быть рассчитан по приближенной формуле (1.1.17):
VСГ = K · Qri (1.1.17)
где K – коэффициент, учитывающий характер топлива.
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг (МДж/нм³).
Расчет максимально разового и годового выделения загрязняющих веществ в атмосферу приведен ниже.
Водогрейный котёл Ишма 100 ES №1
B’p = 2,95 · (1 – 0 / 100) = 2,95 л/с;
Bp = 16,015 · (1 – 0 / 100) = 16,015 тыс. нм³/год;
Q’T = 2,95 · 10-3 · 36,76 = 0,108442 МВт;
QT = (16,015 / 8760 / 3600 · 106) · 10-3 · 36,76 = 0,0186679 МВт;
K’гNOx = 0,0113 · √0,108442 + 0,03 = 0,0337212 г/МДж;
KгNOx = 0,0113 · √0,0186679 + 0,03 = 0,0315439 г/МДж;
ßt = 1 + 0,002 · (30 – 30) = 1;
ßr = 0;
ßδ = 0,022 · 0 = 0;
K’д = 1,4 · (0,108442 / 0,108442)2 – 5,3 · 0,108442 / 0,108442 + 4,9 = 1;
Kд = 1,4 · (0,0186679 / 0,108442)2 – 5,3 · 0,0186679 / 0,108442 + 4,9 = 4,02911;
Kр = 0 · 0 + 1 = 1;
Kст = 0 / 14,22 + 1 = 1;
CCO = 0,2 · 0,5 · 36,76 = 3,676 г/нм³;
qv = 18,66792 / 0,14 = 133,34226 кВт/м³;
q’v = 108,442 / 0,14 = 774,58571 кВт/м³;
C’БП = 10-6 · 1 · (0,11 · 774,58571 – 7) / e3,5 · (1,1 – 1) · 1 · 1 · 1 = 0,0000551 мг/нм³;
CБП = 10-6 · 1 · (0,11 · 133,34226 – 7) / e3,5 · (1,1 – 1) · 4,02911 · 1 · 1 = 0,0000218 мг/нм³;
VСГ = 0,345 · 36,76 = 12,6822 нм³/нм³.
M’NOx301 = 2,95 · 36,76 · 0,0337212 · 1,6 · 1 · 1,225 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,8 = 0,0057338 г/с;
MNOx301 = 16,015 · 36,76 · 0,0315439 · 1,6 · 1 · 1,225 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,8 = 0,0291182 т/год.
M’NOx304 = 2,95 · 36,76 · 0,0337212 · 1,6 · 1 · 1,225 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,13 = 0,0009317 г/с;
MNOx304 = 16,015 · 36,76 · 0,0315439 · 1,6 · 1 · 1,225 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,13 = 0,0047317 т/год.
M’CO337 = 10-3 · 2,95 · 3,676 · (1 – 0 / 100) = 0,0108442 г/с;
MCO337 = 10-3 · 16,015 · 3,676 · (1 – 0 / 100) = 0,0588711 т/год.
M’БП703 = (0,0000551 · 1,1 / 1,4) · 12,6822 · (2,95 · 3600 · 10-6) · 0,000278 = 1,6213·10-9г/с;
MБП703 = (0,0000218 · 1,1 / 1,4) · 12,6822 · 16,015 · 0,000001 = 3,4742·10-9т/год.
Водогрейный котёл Альфа Е-240
Расчет выделений загрязняющих веществ выполнен в соответствии с «Методикой определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 ГКалл в час (с учетом методического письма НИИ Атмосфера № 335/33-07 от 17 мая 2000 г.)», Москва, 1999.
Таблица 1.1.2 – Исходные данные для расчета
Данные | Параметры | Коэффициенты | Одновременность |
Водогрейный котёл Unical ALPHA E 240 №1 . Природный газ, газопровод Средняя Азия-Центр. Расход: B’ = 7,528 л/с, B = 79,158 тыс. нм³/год. Камерная топка. Водогрейный котел. | Горелка дутьевая напорного типа: βк = 1. Котел работает по режимной карте. Температура горячего воздуха (воздуха для дутья): tгв = 30°С. Доля воздуха подаваемого в промежуточную зону факела: δ = 0. Рециркуляции нет. Объем сухих дымовых газов рассчитывается по приближенной формуле. Теплонапряжение топочного объема рассчитывается. | Qr= 36,76 МДж/нм³; p= 0,771 кг/нм³; Qн= 0,2767293 МВт; βa= 1; βr= 0; βδ= 0; Vt= 0,5 м³; t= 4992 ч.; Sr’= 0 %; Sr= 0 %; q3= 0,2 %; q4= 0 %; K= 0,345 ; α”т= 1,1; | – |
Принятые условные обозначения, расчетные формулы, а также расчетные параметры и их обоснование приведены ниже.
Газообразное топливо, водогрейный котел.
Оксиды азота.
Суммарное количество оксидов азота NOx в пересчете на NO2 (в г/с, т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле (1.1.1):
MNOx = Bp · Qri · KrNO2 · ßк · ßt · ßα · (1 – ßr) · (1 – ßδ) · kП (1.1.1)
где Bp – расчетный расход топлива, л/с (тыс. нм³/год);
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³;
KrNO2 – удельный выброс оксидов азота при сжигании газа, г/МДж;
ßk – безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки;
ßt – безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения;
ßα – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота;
ßr – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование оксидов азота;
ßδ – безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру;
kП – коэффициент пересчета, kП = 10-3.
Для водогрейных котлов KгNO2 считается по формуле (1.1.2):
KrNO2 = 0,0113 · √QТ + 0,03 (1.1.2)
где QТ – фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу, МВт.
QT определяется по формуле (1.1.3):
QТ = B’р · Qri · kП (1.1.3)
где Bр – расчетный расход топлива, л/с;
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³.
kП – коэффициент пересчета, kП = 10-3.
Коэффициент ßt определяется по формуле (1.1.4):
ßt = 1 + 0,002 · (tгв – 30) (1.1.4)
где tгв – температура горячего воздуха, °С.
При подаче газов рециркуляции в смеси с воздухом ßr определяется формулой (1.1.5):
ßr = 0,16 · √r (1.1.5)
где r – степень рециркуляции дымовых газов, %.
Коэффициент ßδ определяется формулой (1.1.6):
ßδ = 0,022 · δ (1.1.6)
где δ – доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количества организованного воздуха).
В связи с установленными раздельными ПДК для оксида и диоксида азота и с учетом трансформации оксида азота в атмосферном воздухе суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие по формулам (1.1.7 – 1.1.8):
MNO2 = 0,8 · MNOx (1.1.7)
MNO = 0,13 · MNOx (1.1.8)
Оксиды серы.
Суммарное количество оксидов серы MSO2, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами ( г/с, т/год), вычисляется по формуле (1.1.9):
MSO2 = 0,02 · B · ρ · Sr · (1 – η’SO2) (1.1.9)
где B – расход натурального топлива за рассматриваемый период, л/с (тыс. нм³/год);
ρ – плотность газообразного топлива, кг/нм³;
Sr – содержание серы в топливе на рабочую массу, %;
η’SO2 – доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле.
Оксид углерода.
При отсутствии данных инструментальных замеров оценка суммарного количества выбросов оксида углерода, г/с (т/год), может быть выполнена по соотношению (1.1.10):
MCO = 10-3 · B · CCO · (1 – q4 / 100) (1.1.10)
где B – расход топлива, л/с (тыс. нм³/год);
CCO – выход оксида углерода при сжигании топлива, г/нм³;
q4 – потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %.
Параметр CCO определяется по формуле (1.1.11):
CCO = q3 · R · Qri (1.1.11)
где q3 – потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %;
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³;
R – коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода.
Бенз(а)пирен.
Суммарное количество Mj загрязняющего вещества j, поступающего в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), определяется по формуле (1.1.12):
Мj = cj · Vсг · Bр · kП (1.1.12)
cj – массовая концентрация загрязняющего вещества j в сухих дымовых газах при стандартном коэффициенте избытка воздуха α0 = 1,4 и нормальных условиях мг/нм³;
Vсг – объем сухих дымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 нм³ топлива, при α0 = 1,4, нм³/нм³ топлива;
Bр – расчетный расход топлива; при определении выбросов в г/с, Bр берется в тыс. нм³/ч; при определении выбросов в т/г, Bр берется в тыс. нм³/год;
kП – коэффициент пересчета; при определении выбросов в г/с, kП = 0,278 · 10-3, при определении выбросов в т/г, kП = 10-6.
Расчетный расход топлива Вр, тыс. нм³/ч или тыс. нм³/год, определяется по формуле (1.1.13):
Bp = (1 – q4 / 100) · B (1.1.13)
где B – полный расход топлива на котел тыс. нм³/ч или тыс. нм³/год
q4 – потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %.
Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм³, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоны водогрейных котлов малой мощности определяется следующим образом:
для α’’T = 1,08 ÷ 1,25 по формуле (1.1.14):
сГбп = 10-6 · (0,11 · qv – 7,0) · KД · KР · KСТ / e3,5 · (α’’т – 1) (1.1.14)
для α’’T> 1,25 по формуле (1.1.15):
сГбп = 10-6 · (0,13 · qv – 5,0) · KД · KР · KСТ / (1,3 · e3,5 · (α’’т – 1)) (1.1.15)
где α’’Т – коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки;
qV – теплонапряжение топочного объема, кВт/м³;
KД – коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;
KР – коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;
KСТ – коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорании;
Для расчета максимальных и валовых выбросов концентрация бенз(а)пирена приводятся к избыткам воздуха α0 = 1,4 по формуле (1.1.16):
cj = cГбп · α”T / α0 (1.1.16)
где α”T – коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки.
Объем сухих дымовых газов может быть рассчитан по приближенной формуле (1.1.17):
VСГ = K · Qri (1.1.17)
где K – коэффициент, учитывающий характер топлива.
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг (МДж/нм³).
Расчет максимально разового и годового выделения загрязняющих веществ в атмосферу приведен ниже.
Водогрейный котёл Unical ALPHA E 240
B’p = 7,528 · (1 – 0 / 100) = 7,528 л/с;
Bp = 79,158 · (1 – 0 / 100) = 79,158 тыс. нм³/год;
Q’T = 7,528 · 10-3 · 36,76 = 0,2767293 МВт;
QT = (79,158 / 4992 / 3600 · 106) · 10-3 · 36,76 = 0,1619173 МВт;
K’гNOx = 0,0113 · √0,2767293 + 0,03 = 0,0359444 г/МДж;
KгNOx = 0,0113 · √0,1619173 + 0,03 = 0,034547 г/МДж;
ßt = 1 + 0,002 · (30 – 30) = 1;
ßr = 0;
ßδ = 0,022 · 0 = 0;
K’д = 1,4 · (0,2767293 / 0,2767293)2 – 5,3 · 0,2767293 / 0,2767293 + 4,9 = 1;
Kд = 1,4 · (0,1619173 / 0,2767293)2 – 5,3 · 0,1619173 / 0,2767293 + 4,9 = 2,27821;
Kр = 0 · 0 + 1 = 1;
Kст = 0 / 14,22 + 1 = 1;
CCO = 0,2 · 0,5 · 36,76 = 3,676 г/нм³;
qv = 161,91729 / 0,5 = 323,83459 кВт/м³;
q’v = 276,72928 / 0,5 = 553,45856 кВт/м³;
C’БП = 10-6 · 1 · (0,11 · 553,45856 – 7) / e3,5 · (1,1 – 1) · 1 · 1 · 1 = 0,000038 мг/нм³;
CБП = 10-6 · 1 · (0,11 · 323,83459 – 7) / e3,5 · (1,1 – 1) · 2,27821 · 1 · 1 = 0,000046 мг/нм³;
VСГ = 0,345 · 36,76 = 12,6822 нм³/нм³.
M’NOx301 = 7,528 · 36,76 · 0,0359444 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,8 = 0,0079575 г/с;
MNOx301 = 79,158 · 36,76 · 0,034547 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,8 = 0,0804212 т/год.
M’NOx304 = 7,528 · 36,76 · 0,0359444 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,13 = 0,0012931 г/с;
MNOx304 = 79,158 · 36,76 · 0,034547 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,13 = 0,0130684 т/год.
M’CO337 = 10-3 · 7,528 · 3,676 · (1 – 0 / 100) = 0,0276729 г/с;
MCO337 = 10-3 · 79,158 · 3,676 · (1 – 0 / 100) = 0,290985 т/год.
M’БП703 = (0,000038 · 1,1 / 1,4) · 12,6822 · (7,528 · 3600 · 10-6) · 0,000278 = 2,8505·10-9г/с;
MБП703 = (0,000046 · 1,1 / 1,4) · 12,6822 · 79,158 · 0,000001 = 3,6244·10-8т/год.
Паровой котёл Бустер ВОР 500
Расчет выделений загрязняющих веществ выполнен в соответствии с «Методикой определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 ГКалл в час (с учетом методического письма НИИ Атмосфера № 335/33-07 от 17 мая 2000 г.)», Москва, 1999.
Количественная и качественная характеристика загрязняющих веществ, выделяющихся в атмосферу от котлоагрегата, приведена в таблице 1.1.1.
Таблица 1.1.2 – Исходные данные для расчета
Данные | Параметры | Коэффициенты | Одновременность |
Паровойкотёл BOOSTER BOP-500GN. Природный газ, газопровод Средняя Азия-Центр. Расход: B’ = 11,8 л/с, B = 105,178 тыс. нм³/год. Камерная топка. Паровой котел. | Горелка дутьевая напорного типа: βк = 1. Котел работает по режимной карте. Температура горячего воздуха (воздуха для дутья): tгв = 30°С. Доля воздуха подаваемого в промежуточную зону факела: δ = 0. Рециркуляции нет. Объем сухих дымовых газов рассчитывается по приближенной формуле. Теплонапряжение топочного объема рассчитывается. | Qr= 36,76 МДж/нм³; p= 0,771 кг/нм³; Dн= 0,6 т/ч; Dф= 0,542197 т/ч; D’ф=0,54221т/ч; βa= 1; βr= 0; βδ= 0; Vt= 0,5 м³; t= 8760 ч.; Sr’= 0 %; Sr= 0 %; q3= 0,2 %; q4= 0 %; K= 0,345 ; α”т= 1,1; | – |
Принятые условные обозначения, расчетные формулы, а также расчетные параметры и их обоснование приведены ниже.
Газообразное топливо, паровой котел.
Оксиды азота.
Суммарное количество оксидов азота NOx в пересчете на NO2 (в г/с, т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле (1.1.1):
MNOx = Bp · Qri · KrNO2 · ßк · ßt · ßα · (1 – ßr) · (1 – ßδ) · kП (1.1.1)
где Bp – расчетный расход топлива, л/с;
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³;
KrNO2 – удельный выброс оксидов азота при сжигании газа, г/МДж;
ßk – безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки;
ßt – безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения;
ßα – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота;
ßr – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование оксидов азота;
ßδ – безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру;
kП – коэффициент пересчета, kП = 10-3.
KrNO2 = 0,01 · √D + 0,03 (1.1.2)
где D – фактическая паропроизводительность котла, т/ч.
Коэффициент ßt определяется по формуле (1.1.3):
ßt = 1 + 0,002 · (tгв – 30) (1.1.3)
где tгв – температура горячего воздуха, °С.
При подаче газов рециркуляции в смеси с воздухом ßr определяется формулой (1.1.4):
ßr = 0,16 · √r (1.1.4)
где r – степень рециркуляции дымовых газов, %.
Коэффициент ßδ определяется формулой (1.1.5):
ßδ = 0,022 · δ (1.1.5)
где δ – доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количества организованного воздуха).
В связи с установленными раздельными ПДК для оксида и диоксида азота и с учетом трансформации оксида азота в атмосферном воздухе суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие по формулам (1.1.47 – 1.1.48):
MNO2 = 0,8 · MNOx (1.1.6)
MNO = 0,13 · MNOx (1.1.7)
Оксиды серы.
Суммарное количество оксидов серы MSO2, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами ( г/с, т/год), вычисляется по формуле (1.1.8):
MSO2 = 0,02 · B · Sr · (1 – η’SO2) (1.1.8)
где B – расход натурального топлива за рассматриваемый период, л/с (тыс. нм³/год);
Sr – содержание серы в топливе на рабочую массу, %;
η’SO2 – доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле.
Оксид углерода.
Оценка суммарного количества выбросов оксида углерода, г/с (т/год), может быть выполнена по соотношению (1.1.9):
MCO = 10-3 · B · CCO · (1 – q4 / 100) (1.1.9)
где B – расход топлива, л/с (тыс. нм³/год);
CCO – выход оксида углерода при сжигании топлива, г/нм³;
q4 – потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %.
Параметр CCO определяется по формуле (1.1.10):
CCO = q3 · R · Qri (1.1.10)
где q3 – потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %;
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³;
R – коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода.
Бенз(а)пирен.
Суммарное количество Mj загрязняющего вещества j, поступающего в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), определяется по формуле (1.1.11):
Мj = cj · Vсг · Bр · kП (1.1.11)
где cj – массовая концентрация загрязняющего вещества j в сухих дымовых газах при стандартном коэффициенте избытка воздуха α0 = 1,4 и нормальных условиях, мг/нм³;
Vсг – объем сухих дымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 нм³ топлива, при α0 = 1,4, нм³/нм³ топлива;
Bр – расчетный расход топлива; при определении выбросов в г/сBр берется в тыс. нм³/ч; при определении выбросов в т/гBр берется в тыс. нм³/год;
kП – коэффициент пересчета; при определении выбросов в г/с, kП = 0,278 · 10-3, при определении выбросов в т/г, kП = 10-6.
Расчетный расход топлива Вр, тыс. нм³/ч или тыс. нм³/год, определяется по формуле (1.1.12):
Bp = (1 – q4 / 100) · B (1.1.12)
где B – полный расход топлива на котел тыс. нм³/ч или тыс. нм³/год
q4 – потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %.
Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм3, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоны промтеплоэнергетических котлов малой мощности определяется следующим образом:
для α’’T = 1,08 ÷ 1,25 по формуле (1.1.13):
сГбп = 10-3 · (0,059 + 0,079 · 10-3 · qv) · KД · KР · KСТ / e3,8 · (α’’т – 1) (1.1.13)
для α’’T> 1,25 по формуле (1.1.14):
сГбп = 10-3 · (0,032 + 0,043 · 10-3 · qv) · KД · KР · KСТ / e1,14 · (α’’т – 1) (1.1.14)
где α’’Т – коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки;
qV – теплонапряжение топочного объема, кВт/м³;
KД – коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;
KР – коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;
KСТ – коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания.
Для расчета максимальных и валовых выбросов концентрация бенз(а)пирена приводятся к избыткам воздуха α0 = 1,4 по формуле (1.1.15):
cj = cГбп · α”T / α0 (1.1.15)
где α”T – коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки.
Объем сухих дымовых газов может быть рассчитан по приближенной формуле (1.1.16):
VСГ = K · Qri (1.1.16)
где K – коэффициент, учитывающий характер топлива.
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг (МДж/нм³).
Расчет максимально разового и годового выделения загрязняющих веществ в атмосферу приведен ниже.
Паровой котёл BOOSTER BOP-500GN
B’p = 11,8 · (1 – 0 / 100) = 11,8 л/с;
Bp = 105,178 · (1 – 0 / 100) = 105,178 тыс. нм³/год;
Q’T = 11,8 · 10-3 · 36,76 = 0,54221 МВт;
QT = (105,178 / 8760 / 3600 · 106) · 10-3 · 36,76 = 0,1532512 МВт;
K’гNOx = 0,01 · √0,54221 + 0,03 = 0,0373635 г/МДж;
KгNOx = 0,01 · √0,1532512 + 0,03 = 0,0339147 г/МДж;
ßt = 1 + 0,002 · (30 – 30) = 1;
ßr = 0;
ßδ = 0,022 · 0 = 0;
K’д = 1,4 · (0,54221 / 0,6)2 – 5,3 · 0,54221 / 0,6 + 4,9 = 1,25378;
Kд = 1,4 · (0,1532512 / 0,6)2 – 5,3 · 0,1532512 / 0,6 + 4,9 = 3,637615;
Kр = 0 · 0 + 1 = 1;
Kст = 0 / 14,22 + 1 = 1;
CCO = 0,2 · 0,5 · 36,76 = 3,676 г/нм³;
qv = 122,60094 / 0,5 = 245,20188 кВт/м³;
q’v = 433,768 / 0,5 = 867,536 кВт/м³;
C’БП = 10-3 · (0,59 + 0,079 · 10-3 · 867,536) / e3,8 · (1,1 – 1) · 1,25378 · 1 · 1 = 0,0001094 мг/нм³;
CБП = 10-3 · (0,59 + 0,079 · 10-3 · 245,20188) / e3,8 · (1,1 – 1) · 3,637615 · 1 · 1 = 0,000195 мг/нм³;
VСГ = 0,345 · 36,76 = 12,6822 нм³/нм³.
M’NOx301 = 11,8 · 36,76 · 0,0373635 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,8 = 0,0129657 г/с;
MNOx301 = 105,178 · 36,76 · 0,0339147 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,8 = 0,1049008 т/год.
M’NOx304 = 11,8 · 36,76 · 0,0373635 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,13 = 0,0021069 г/с;
MNOx304 = 105,178 · 36,76 · 0,0339147 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,13 = 0,0170464 т/год.
M’CO337 = 10-3 · 11,8 · 3,676 · (1 – 0 / 100) = 0,0433768 г/с;
MCO337 = 10-3 · 105,178 · 3,676 · (1 – 0 / 100) = 0,386634 т/год.
M’БП703 = (0,0001094 · 1,1 / 1,4) · 12,6822 · (11,8 · 3600 · 10-6) · 0,000278 = 1,2868·10-8г/с;
MБП703 = (0,000195 · 1,1 / 1,4) · 12,6822 · 105,178 · 0,000001 = 0,0000002 т/год.
Водогрейный котёл Турботерм-Стандарт-250
Расчет выделений загрязняющих веществ выполнен в соответствии с «Методикой определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 ГКалл в час (с учетом методического письма НИИ Атмосфера № 335/33-07 от 17 мая 2000 г.)», Москва, 1999.
Таблица 1.1.2 – Исходные данные для расчета
Данные | Параметры | Коэффициенты | Одновременность |
Водогрейный котёл Турботерм-Стандарт-250. Природный газ, газопровод Средняя Азия-Центр. Расход: B’ = 5,56 л/с, B = 20,01875 тыс. нм³/год. Камерная топка. Водогрейный котел. | Горелка дутьевая напорного типа: βк = 1. Котел работает по режимной карте. Температура горячего воздуха (воздуха для дутья): tгв = 30°С. Доля воздуха подаваемого в промежуточную зону факела: δ = 0. Рециркуляции нет. Объем сухих дымовых газов рассчитывается по приближенной формуле. Теплонапряжение топочного объема рассчитывается. | Qr= 36,76 МДж/нм³; p= 0,771 кг/нм³; Qн= 0,2043856 МВт; βa= 1; βr= 0; βδ= 0; Vt= 0,3 м³; t= 2496 ч.; Sr’= 0 %; Sr= 0 %; q3= 0,2 %; q4= 0 %; K= 0,345 ; α”т= 1,1; | – |
Принятые условные обозначения, расчетные формулы, а также расчетные параметры и их обоснование приведены ниже.
Газообразное топливо, водогрейный котел.
Оксиды азота.
Суммарное количество оксидов азота NOx в пересчете на NO2 (в г/с, т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле (1.1.1):
MNOx = Bp · Qri · KrNO2 · ßк · ßt · ßα · (1 – ßr) · (1 – ßδ) · kП (1.1.1)
где Bp – расчетный расход топлива, л/с (тыс. нм³/год);
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³;
KrNO2 – удельный выброс оксидов азота при сжигании газа, г/МДж;
ßk – безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки;
ßt – безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения;
ßα – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота;
ßr – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование оксидов азота;
ßδ – безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру;
kП – коэффициент пересчета, kП = 10-3.
Для водогрейных котлов KгNO2 считается по формуле (1.1.2):
KrNO2 = 0,0113 · √QТ + 0,03 (1.1.2)
где QТ – фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу, МВт.
QT определяется по формуле (1.1.3):
QТ = B’р · Qri · kП (1.1.3)
где Bр – расчетный расход топлива, л/с;
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³.
kП – коэффициент пересчета, kП = 10-3.
Коэффициент ßt определяется по формуле (1.1.4):
ßt = 1 + 0,002 · (tгв – 30) (1.1.4)
где tгв – температура горячего воздуха, °С.
При подаче газов рециркуляции в смеси с воздухом ßr определяется формулой (1.1.5):
ßr = 0,16 · √r (1.1.5)
где r – степень рециркуляции дымовых газов, %.
Коэффициент ßδ определяется формулой (1.1.6):
ßδ = 0,022 · δ (1.1.6)
где δ – доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количества организованного воздуха).
В связи с установленными раздельными ПДК для оксида и диоксида азота и с учетом трансформации оксида азота в атмосферном воздухе суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие по формулам (1.1.7 – 1.1.8):
MNO2 = 0,8 · MNOx (1.1.7)
MNO = 0,13 · MNOx (1.1.8)
Оксиды серы.
Суммарное количество оксидов серы MSO2, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами ( г/с, т/год), вычисляется по формуле (1.1.9):
MSO2 = 0,02 · B · ρ · Sr · (1 – η’SO2) (1.1.9)
где B – расход натурального топлива за рассматриваемый период, л/с (тыс. нм³/год);
ρ – плотность газообразного топлива, кг/нм³;
Sr – содержание серы в топливе на рабочую массу, %;
η’SO2 – доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле.
Оксид углерода.
При отсутствии данных инструментальных замеров оценка суммарного количества выбросов оксида углерода, г/с (т/год), может быть выполнена по соотношению (1.1.10):
MCO = 10-3 · B · CCO · (1 – q4 / 100) (1.1.10)
где B – расход топлива, л/с (тыс. нм³/год);
CCO – выход оксида углерода при сжигании топлива, г/нм³;
q4 – потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %.
Параметр CCO определяется по формуле (1.1.11):
CCO = q3 · R · Qri (1.1.11)
где q3 – потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %;
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³;
R – коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода.
Бенз(а)пирен.
Суммарное количество Mj загрязняющего вещества j, поступающего в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), определяется по формуле (1.1.12):
Мj = cj · Vсг · Bр · kП (1.1.12)
cj – массовая концентрация загрязняющего вещества j в сухих дымовых газах при стандартном коэффициенте избытка воздуха α0 = 1,4 и нормальных условиях мг/нм³;
Vсг – объем сухих дымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 нм³ топлива, при α0 = 1,4, нм³/нм³ топлива;
Bр – расчетный расход топлива; при определении выбросов в г/с, Bр берется в тыс. нм³/ч; при определении выбросов в т/г, Bр берется в тыс. нм³/год;
kП – коэффициент пересчета; при определении выбросов в г/с, kП = 0,278 · 10-3, при определении выбросов в т/г, kП = 10-6.
Расчетный расход топлива Вр, тыс. нм³/ч или тыс. нм³/год, определяется по формуле (1.1.13):
Bp = (1 – q4 / 100) · B (1.1.13)
где B – полный расход топлива на котел тыс. нм³/ч или тыс. нм³/год
q4 – потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %.
Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм³, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоны водогрейных котлов малой мощности определяется следующим образом:
для α’’T = 1,08 ÷ 1,25 по формуле (1.1.14):
сГбп = 10-6 · (0,11 · qv – 7,0) · KД · KР · KСТ / e3,5 · (α’’т – 1) (1.1.14)
для α’’T> 1,25 по формуле (1.1.15):
сГбп = 10-6 · (0,13 · qv – 5,0) · KД · KР · KСТ / (1,3 · e3,5 · (α’’т – 1)) (1.1.15)
где α’’Т – коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки;
qV – теплонапряжение топочного объема, кВт/м³;
KД – коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;
KР – коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;
KСТ – коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорании;
Для расчета максимальных и валовых выбросов концентрация бенз(а)пирена приводятся к избыткам воздуха α0 = 1,4 по формуле (1.1.16):
cj = cГбп · α”T / α0 (1.1.16)
где α”T – коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки.
Объем сухих дымовых газов может быть рассчитан по приближенной формуле (1.1.17):
VСГ = K · Qri (1.1.17)
где K – коэффициент, учитывающий характер топлива.
Qri – низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг (МДж/нм³).
Расчет максимально разового и годового выделения загрязняющих веществ в атмосферу приведен ниже.
Водогрейный котёл Турботерм-Стандарт-250
B’p = 5,56 · (1 – 0 / 100) = 5,56 л/с;
Bp = 20,01875 · (1 – 0 / 100) = 20,01875 тыс. нм³/год;
Q’T = 5,56 · 10-3 · 36,76 = 0,2043856 МВт;
QT = (20,01875 / 2496 / 3600 · 106) · 10-3 · 36,76 = 0,0818965 МВт;
K’гNOx = 0,0113 · √0,2043856 + 0,03 = 0,0351086 г/МДж;
KгNOx = 0,0113 · √0,0818965 + 0,03 = 0,0332338 г/МДж;
ßt = 1 + 0,002 · (30 – 30) = 1;
ßr = 0;
ßδ = 0,022 · 0 = 0;
K’д = 1,4 · (0,2043856 / 0,2043856)2 – 5,3 · 0,2043856 / 0,2043856 + 4,9 = 1;
Kд = 1,4 · (0,0818965 / 0,2043856)2 – 5,3 · 0,0818965 / 0,2043856 + 4,9 = 3,00109;
Kр = 0 · 0 + 1 = 1;
Kст = 0 / 14,22 + 1 = 1;
CCO = 0,2 · 0,5 · 36,76 = 3,676 г/нм³;
qv = 81,89651 / 0,3 = 272,98836 кВт/м³;
q’v = 204,3856 / 0,3 = 681,28533 кВт/м³;
C’БП = 10-6 · 1 · (0,11 · 681,28533 – 7) / e3,5 · (1,1 – 1) · 1 · 1 · 1 = 0,0000479 мг/нм³;
CБП = 10-6 · 1 · (0,11 · 272,98836 – 7) / e3,5 · (1,1 – 1) · 3,00109 · 1 · 1 = 0,0000487 мг/нм³;
VСГ = 0,345 · 36,76 = 12,6822 нм³/нм³.
M’NOx301 = 5,56 · 36,76 · 0,0351086 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,8 = 0,0057406 г/с;
MNOx301 = 20,01875 · 36,76 · 0,0332338 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,8 = 0,0195651 т/год.
M’NOx304 = 5,56 · 36,76 · 0,0351086 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,13 = 0,0009328 г/с;
MNOx304 = 20,01875 · 36,76 · 0,0332338 · 1 · 1 · 1 · (1 – 0) · (1 – 0) · 0,001 · 0,13 = 0,0031793 т/год.
M’CO337 = 10-3 · 5,56 · 3,676 · (1 – 0 / 100) = 0,0204386 г/с;
MCO337 = 10-3 · 20,01875 · 3,676 · (1 – 0 / 100) = 0,0735889 т/год.
M’БП703 = (0,0000479 · 1,1 / 1,4) · 12,6822 · (5,56 · 3600 · 10-6) · 0,000278 = 2,6547·10-9г/с;
MБП703 = (0,0000487 · 1,1 / 1,4) · 12,6822 · 20,01875 · 0,000001 = 9,715·10-9т/год.