1.1 Цех №1 (ИЗА №1)
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 1.1.1 - Характеристика выделений загрязняющих веществ в атмосферу
Загрязняющее вещество
|
Максимально разовый выброс, г/с
|
Годовой выброс, т/год
|
код
|
наименование
|
301
|
Азота диоксид (Азот (IV) оксид)
|
0,0274991
|
0,501852
|
304
|
Азот (II) оксид (Азота оксид)
|
0,0044686
|
0,081551
|
337
|
Углерод оксид
|
0,071
|
1,29575
|
703
|
Бенз/а/пирен (3,4-Бензпирен)
|
5,0845·10-9
|
0,0000001
|
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
|
Котел №1. Природный газ, газопровод Уренгой-Надым-Пунга-Ухта. Расход: B' = 20 л/с, B = 365 тыс. нм³/год. Камерная топка. Водогрейный котел.
|
Горелка дутьевая напорного типа: βк = 1. 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 составу топлива. Теплонапряжение топочного объема рассчитывается.
|
Qr= 35,5 МДж/нм³; p= 0,724 кг/нм³;
Qн= 0,71 МВт; βa= 1,225;
βr= 0; βδ= 0;
Vt= 1,753086 м³; t= 5070 ч.;
Sr'= 0 %; Sr= 0 %;
q3= 0,2 %; q4= 0 %;
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 при стандартном коэффициенте избытка воздуха α0 = 1,4 и нормальных условиях (температура 273 К и давление 101,3 кПа) определяется по уравнению (1.1.17):
VСГ = V0Г + (α0 - 1) · V0 - V0H2O (1.1.17)
гдеV0,V0ГиV0H2O– соответственно объемы воздуха, дымовых газов и водяных паров при стехиометрическом сжигании одного килограмма (1 нм³) топлива, нм³/кг (нм³/нм³).
Для газообразного топлива расчет выполняют по химическому составу сжигаемого топлива по формулам (1.1.18-1.1.20):
V0 = 0,0476 · [0,5 · CO + 0,5 · H2 + 1,5 · H2S + Σ(m + n / 4) · CmHn - O2] (1.1.18)
V0H2O = 0,01 · [H2 + H2S + 0,5 · Σn · CmHn + 0,124 · dг.тл] + 0,0161 · V0 (1.1.19)
V0Г = 0,01 · [CO2 + CO + H2S + Σm · CmHn] + 0,79 · V0 + N2 / 100 + V0H2O (1.1.20)
где CO, CO2, H2, H2S, CmHn, N2, O2 – соответственно содержание оксида углерода, диоксида углерода, водорода, сероводорода, углеводородов, азота и кислорода в исходном топливе, %;
m и n - число атомов углерода и водорода соответственно;
dг.тл - влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1 нм³ сухого газа, г/нм³.
Расчет максимально разового и годового выделения загрязняющих веществ в атмосферу приведен ниже.
Котел №1
B'p = 20 · (1 - 0 / 100) = 20 л/с;
Bp = 365 · (1 - 0 / 100) = 365 тыс. нм³/год;
Q'T = 20 · 10-3 · 35,5 = 0,71 МВт;
QT = (365 / 5070 / 3600 · 106) · 10-3 · 35,5 = 0,709922 МВт;
K'гNOx = 0,0113 · √0,71 + 0,03 = 0,0395215 г/МДж;
KгNOx = 0,0113 · √0,709922 + 0,03 = 0,039521 г/МДж;
ßt = 1 + 0,002 · (30 - 30) = 1;
ßr = 0;
ßδ = 0,022 · 0 = 0;
K'д = 1,4 · (0,71 / 0,71)2 - 5,3 · 0,71 / 0,71 + 4,9 = 1;
Kд = 1,4 · (0,71 / 0,71)2 - 5,3 · 0,71 / 0,71 + 4,9 = 1,000274;
Kр = 0 · 0 + 1 = 1;
Kст = 0 / 14,22 + 1 = 1;
CCO = 0,2 · 0,75 · 35,5 = 3,55 г/нм³;
qv = 709,9222 / 1,753086 = 404,95562 кВт/м³;
q'v = 710 / 1,753086 = 405 кВт/м³;
C'БП = 10-6 · 0,75 · (0,11 · 405 - 7) / e3,5 · (1,1 - 1) · 1 · 1 · 1 = 0,0000265 мг/нм³;
CБП = 10-6 · 0,75 · (0,11 · 404,95562 - 7) / e3,5 · (1,1 - 1) · 1,000274 · 1 · 1 = 0,0000265 мг/нм³;
∑(m+n/4)∙CmHn = (1 + 4/4) · 98,72 + (2 + 6/4) · 0,12 + (3 + 8/4) · 0,01 + (4 + 10/4) · 0,01 + (5 + 12/4) · 0 = 197,91;
VO = 0,0476 · [0,5 · 0 + 0,5 · 0 + 1,5 · 0 + 197,91 - 0] = 9,42052 нм³/нм³;
∑n · CmHn = 4 · 98,72 + 6 · 0,12 + 8 · 0,01 + 10 · 0,01 + 12 · 0 = 395,78;
VOH2O = 0,01 · [0 + 0 + 0,5 · 395,78 + 0,124 · 1] + 0,0161 · 9,42052 = 2,13181 нм³/нм³;
∑m · CmHn = 1 · 98,72 + 2 · 0,12 + 3 · 0,01 + 4 · 0,01 + 5 · 0 = 99,03;
VOГ = 0,01 · [0,14 + 0 + 0 + 99,03] + 0,79 · 9,42052 + 1 / 100 + 2,13181 = 10,57572 нм³/нм³;
VCГ = 10,57572 + (1,4 - 1) · 9,42052 - 2,13181 = 12,21211 нм³/нм³.
M'NOx301 = 20 · 35,5 · 0,0395215 · 1 · 1 · 1,225 · (1 - 0) · (1 - 0) · 0,001 · 0,8 = 0,0274991 г/с;
MNOx301 = 365 · 35,5 · 0,039521 · 1 · 1 · 1,225 · (1 - 0) · (1 - 0) · 0,001 · 0,8 = 0,501852 т/год.
M'NOx304 = 20 · 35,5 · 0,0395215 · 1 · 1 · 1,225 · (1 - 0) · (1 - 0) · 0,001 · 0,13 = 0,0044686 г/с;
MNOx304 = 365 · 35,5 · 0,039521 · 1 · 1 · 1,225 · (1 - 0) · (1 - 0) · 0,001 · 0,13 = 0,081551 т/год.
M'CO337 = 10-3 · 20 · 3,55 · (1 - 0 / 100) = 0,071 г/с;
MCO337 = 10-3 · 365 · 3,55 · (1 - 0 / 100) = 1,29575 т/год.
M'БП703 = (0,0000265 · 1,1 / 1,4) · 12,21211 · (20 · 3600 · 10-6) · 0,000278 = 5,0821·10-9 г/с;
MБП703 = (0,0000265 · 1,1 / 1,4) · 12,21211 · 365 · 0,000001 = 0,0000001 т/год. |
