1. Расчет выбросов загрязняющих веществ

ОТ КОТЛОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ¹.

1.1. Твердые частицы. Расчет выбросов твердых частиц летучей золы и несгоревшего топлива (т/год, г/с, …) производится по формуле:

, (1.1.)

где В – расчет натурального топлива (т/год, г/с, …); A^r – зольность топлива (%); а_ун – доля золы в уносе;  - доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях (принимается по результатам измерений не свыше годичной давности); Г_ун – содержание горючего в уносе (%).

При отсутствии эксплуатационных данных о содержании горючего в уносе количество выбрасываемых твердых частиц рассчитывается по формуле:

, (1.2.)

где q^ун₄ – потери теплоты с уносом от механической неполноты сгорания топлива (%). Для мазутных котлов q^ун₄ может быть принято равным 0,02%. Если отсутствуют эксплуатационные данные о q^ун₄ при сжигании твердого топлива, то для приближенного расчета в формулу (1.2.) подставляется нормативное значение q^ун₄; Q^r_i – низшая теплота сгорания топлива (кДж/кг).

2. Оксиды серы. Расчет выбросов оксидов серы в пересчете на SO₂ (т/год, г/с, …) выполняется по формуле:

(1.3.)

где S^r – содержание серы в топливе (%); ^’_SO2 – доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле; ^”_SO2 – доля оксидов серы, улавливаемых в золоуловителе попутно с твердыми частицами.

Доля оксидов серы связываемых летучей золой в котле, зависит от зольности топлива и содержания свободной щелочи в летучей золе. Ориентировочные значения ^’_SO2 при факельном сжигании различных видов топлива:

торф 0,15

сланцы эстонские и ленинградские 0,8

остальные сланцы 0,5

экибастузский уголь 0,02

березовские угли Канско-Ачинского бассейна:

для топок с твердым шлакоудалением 0,5

для топок с жидким шлакоудалением при низкотемпературном

сжигании 0,2

остальные угли Канско-Ачинского бассейна:

для топок с твердым шлакоудалением 0,2

для топок с жидким шлакоудалением при высокотемпературном

сжигании 0,05

прочие угли 0,1

мазут 0,02

газ 0,0

Здесь и далее под низкотемпературным сжиганием понимается сжигание всех углей с Q^r_i  23 050 кДж/кг в топках с твердым шлакоудалением при температуре факела Т_ф  1500 ^оС. Под высокотемпературным сжиганием понимается сжигание всех углей в топках с жидким шлакоудалением, а также углей с Q^r_i  23 050 кДж/кг в топках с твердым шлакоудалением при температуре факела Т_ф  1500 ^оС.

Доля оксидов серы (”SO2), улавливаемых в сухих золоуловителях (электрофильтрах, батарейных циклонах), принимается равный нулю. В мокрых золоуловителях типа МВ и МС она зависит в основном от расхода и общей щелочности орашающей воды и от приведенной сернистости топлива при принятых на тепловых электростанциях удельных расходах воды на орошение золоуловителей 0,1 – 0,15 л/м³ (рис. 1.1.).

2. Оксид углерода. Расчет выбросов оксида углерода (т/год, г/с, …) производится по формуле:

(1.4.)

где С_СО – выход оксида углерода при сжигании твердого, жидкого или газообразного топлива (кг/т, кг/тыс. м³) определяется по формуле:

, (1.5.)

где q₃, q₄ – потери теплоты соответственно от химической и механической неполноты сгорания топлива (%); R – коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленной содержанием оксида углерода в продуктах сгорания. Для твердого топлива R = 1,0, для газа. R = 0,5, для мазута R = 0,65; Q^r_н – теплота сгорания натурального топлива (кДж/кг, кДж/м³).

1

2

3

30

20

Рис.1.1. Степень улавливания оксидов серы в

мокрых золоуловителях ” при щелочности 10

орошаемой воды:

1 – 10 мг/(моль л); 2-5 мг/(моль л);

3 – 0 мг/(моль л); S^п – приведенная сернистость

топлива, 0 0,06 0,12 0,18 S^п% кг/мДж

Значения q₃ и q₄ принимаются по эксплуатационным данным или по нормам «Теплового расчета котельных агрегатов. Нормативный метод» (М., Энергия, 1973).

При сжигании газа и мазута с предельно малыми избытками воздуха ( = 1,01 …1,05) следует принимать q₃ = 0,15% согласно «Руководящим указаниям по переводу котлов, работающих на сернистых топливах, в режим сжигания с предельно малыми избытками воздуха» (М., СПО Союзтехэнерго, 1980); при   1,05 следует принимать q₃ = 0.

2. Оксиды ванадия¹. Расчет выбросов оксидов ванадия в пересчете на пентаксид ванадия (т/год, г/с, …) выполняется по формуле:

(1.6.)

где - содержание оксидов ванадия в жидком топливе в пересчете на V₂O₅ (г/т); _ос – коэффициент оседания оксидов ванадия на поверхностях нагрева котлов. Для котлов с промежуточными пароперегревателями, очистка поверхностей нагрева которых производится в остановленном состоянии, _ос = 0,07; для котлов без промежуточных пароперегревателей при тех же условиях очистки _ос = 0,05, для остальных случаев _ос = 0; _у – доля твердых частиц продуктов сгорания жидкого топлива, улавливаемых в устройствах для очистки газов мазутных котлов.

Значение _у оценивается для средних условий работы улавливающих устройств за год.

При отсутствии результатов анализа топлива содержание оксидов ванадия ( ) в мазуте с S^r  0,4 % определяется ориентировочно по формуле:

(1.7.)

где S^r – содержание серы в мазуте (%).

2. Оксиды азота. Расчет выбросов оксидов азота в пересчете на NO2 (т/год, г/с, …), вычисляется по формуле²:

, (1.8.)

где К – коэффициент, характеризующий выход азота (кг/т условного топлива); ₁ – коэффициент, учитывающий влияние содержания азота в топливе на выход оксидов азота; ₂ – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок ₂ = 1, для прямоточных ₂ = 0,85); ₃ – коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления. При жидком шлакоудалении ₃ = 1,4, во всех остальных случаях ₃ = 1; ₁ – коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рецикулирующих газов в зависимости от условий их подачи в топку; ₂ – коэффициент, характеризующий снижение выброса оксидов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок (при двухступенчатом сжигании), определяется по рис. 1.2. при условии сохранения общего избытка воздуха за котлом; r – степень рециркуляции дымовых газов (%).

₂

1

2

1,0

0 ,9

0 ,8

0,7 Рис. 1.2.График для определения

значений коэффициента ₂:

1 – газ, мазут; 2 – уголь; 3 – доля

0 ,6 воздуха, подаваемого помимо

основных горелок.

0,5 0 5 10 15 20  %

Коэффициент К для котлов паропроизводительностью более 70 т/ч при сжигании газа и мазута во всем диапазоне нагрузок, а также при высокотемпературном сжигании твердого топлива с нагрузкой выше 75 % номинальной определяется по формуле:

, (1.9.)

где D и D_ф – номинальная и фактическая паропроизводительность когда (т/ч). Для котлов паропроизводительностью 30 – 70 т/ч.

(1.10.)

Для водогрейных котлов мощностью более 125 ГДж/ч (30 Гкал/ч) коэффициент К определяется по формуле:

(1.11)

где Q, Q_ф – номинальная и фактическая тепловая мощность котла (ГДж/ч).

При высокотемпературном сжигании твердого топлива с нагрузками котла ниже 75% номинальной в формулы (1.9) – (1.11) вместо D_ф подставляется 0,75 D.

При низкотемпературном сжигании твердого топлива и формулы (1.9) – (1.11) вместо D_ф и Q_ф подставляются D и Q.

Значения ₁ для энергетических котлов, в которых сжигается твердое топливо, определяются по формуле:

(1.12)

где N^T – содержание азота в топливе (%).

При сжигании жидкого и газообразного топлива с различными коэффициентами избытка воздуха в топочной камере (б_Т ) коэффициенты ₁ принимаются разными:

б_Т >1,05 1,05 – 1,03 <1,03

в₁ (газ) 0,9 0,8 0,7

в₁ (мазут) 1,0 0,9 0,75

При одновременном сжигании в топках энергетических котлов двух видов топлива с расходом одного из них более 90% значение коэффициента в₁ должно приниматься по основному виду топлива. В остальных случаях коэффициент в₁ определяется как средневзвешенное значение. Так, для двух видов топлива

(1.13)

где в^’₁, в^”₁, В^’,В^” соответствуют значениям коэффициентов и расходов каждого вида топлива на котел.

Значения коэффициента е₁ при номинальной нагрузке и r ≤ 30% принимаются равными:

а) при сжигании газа и мазута и вводе газа рециркуляции в подтопки (при расположении горелок на вертикальных экранах) 0,002

через шлицы под горелками 0,015

по наружному каналу горелок 0,020

в воздушное дутье 0,025

в рассечку двух воздушных потоков 0,030

б) при высокотемпературном сжигании твердого топлива и вводе газов рециркуляции

в первичную аэросмесь 0,010

во вторичный воздух 0,005

При нагрузках меньших номинальной, коэффициент е₁ умножается на коэффициент ѓ, определяемый по графику (см. рис. 1.3.).

ѓ

1,0

0,9

0,8

Рис.1.3. Безразмерный коэфициент ѓ в

0,7 зависимости от парапроизводительности

котла.

0,6

1,0 0,8 0,6 D_ф/D