Учебник по Природоохранным технологиям на ТЭС

2.4.5. Определение массового выброса окислов азота при сжигании топлива в котлах

Во всех существующих методиках расчет суммарного выброса ок% сида азота NOx = NO + NO2 по сложившейся традиции ведут в пересче% те на NO2. В настоящее время существует несколько методик, позво% ляющих рассчитать концентрации или массовый выброс оксидов азота для паровых и водогрейных котлов в зависимости от их производитель% ности, вида сжигаемого топлива, режимных и конструктивных условий.

В связи с установленными раздельными ПДК на оксид NO и дио% ксид NO2 азота и с учетом трансформации оксидов азота в атмосфер% ном воздухе, суммарные выбросы оксидов азота разделяются на соста% вляющие (с учетом различия в молекулярной массе этих веществ):

где NO и NO2 – молекулярные веса NO и NO2, равные 30 и 46, соответ% ственно; 0,8 – коэффициент трансформации оксида азота в диоксид.

Численное значение коэффициента трансформации устанавлива% ется по методике Госкомэкологии России на основании данных наблю% дений организаций Госкомгидромета, но не более 0,8.

Выброс окислов азота можно определить на основании данных экспериментальных исследований различного типа котлов:

где nNO2 – содержание NO2 на 1 МДж тепла.

Втабл. 2.16 приведены результаты измерения содержания окислов азота в дымовых газах, проведенные ВТИ и рядом других организаций на наиболее крупных отечественных котлах при сжигании основных топлив.

Эти выбросы относятся к нормальным эксплуатационным режи% мам при номинальной нагрузке без применения каких%либо средств снижения выбросов NO2.

Вслучае применения мероприятий по уменьшению выбросов NOx

вформулу (2.37) вводится коэффициент , учитывающий процент сни% жения выброса.

111

Таблица 2.16

Результаты определения nNO2, г/МДж, в дымовых газах котлоагрегатов

112

Втабл. 2.17 приведен возможный процент сжигания выбросов

(%) для наиболее изученных и эффективных мероприятий, обеспечи% вающих сжигание выбросов NOx.

Вслучае отсутствия экспериментальных данных nNO2, выброс оки% слов азота, с учетом применения указанных выше способов уменьше% ния выбросов, определяется по формуле [32]:

где K – коэффициент, характеризующий выход NO2 на 1 т условного то% плива, который определяется по формулам (2.40)–(2.42) в зависимости от тепловой производительности котлов, кг/т; 1 – коэффициент, учи% тывающий влияние на выход NO2 качества сжигаемого топлива: для твердого топлива = 0,178 + 0,47Nг; для газообразного и жидкого (табл. 2.18); 2 – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых 2 = 1; для прямоточных 2 = 0,85); 3 – коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления: при жидком шлакоудалении 3 = 1,6 и во всех остальных случаях 3 = 1; r – степень рециркуляции дымовых газов от расхода дутьевого воздуха, (%); 1 – коэффициент эффективно% сти воздействия рециркуляции газов в зависимости от условий подачи их в топку (табл. 2.19); 2 – коэффициент, характеризующий снижение выброса NO2 при двухстадийном сжигании в зависимости от , процент% ной доли воздуха, подаваемого через фурмы воздушного дутья, располо% женные выше горелок (табл. 2.20); NO – эффективность применяемой установки по уменьшению выбросов NO (азотоочистка, радиационно% химической очистки, каталитического восстановления и т. д.); к, NO – длительность работы котла и применяемой установки, ч/год; kв = 0,9 ко% эффициент, учитывающий впрыск воды (пара) в топку котла.

Для котлов паропроизводительностью 200 т/ч и более при сжига% нии газа и мазута во всем диапазоне нагрузок, а также для котлов, сжи% гающих твердое топливо при нагрузках выше 75 % от номинальной, [46]

где Д и Дф – номинальная и фактическая паропроизводительность котла. Для котлов паропроизводительностью от 30 до 200 т/ч [32]

113

Для водогрейных котлов с тепловой мощностью 125–210 ГДж/ч

где Q и Qф – номинальная и фактическая тепловая производительность котла, ГДж/ч.

При сжигании твердого топлива с температурой факела tф < 1500 °C во всем диапазоне нагрузок вместо Дф и Qф подставляются Д и Q.

При одновременном сжигании в котле двух видов топлива с расхо% дом одного из них более 90 % значение 1 должно приниматься по ос% новному виду топлива. В остальных случаях 1 определяется как сред% невзвешенная по топливу

где 11, 12, B1, B2 – соответственно, значения коэффициента и расхода каждого из видов топлива.

Таблица 2.19

Значение коэффициента 1, при 0 < r < 30 %

114

2.4.7. Определение массового выброса окислов азота при сжигании топлива в камерах сгорания ГТУ (РД 34.02.305–98)

Суммарное количество оксидов азота NOx в пересчете на NO2, поступающих в атмосферу с отработавшими газами газотурбинных установок при сжигании жидкого топлива определяется как

где CNO2 – концентрация оксидов азота в отработавших газах в пересче% те на NO2, мг/нм3 (определяется экспериментально или принимается по табл. 2.21); vсг – объем сухих дымовых газов за турбиной, нм3/кг то% плива (нм3/нм3 топлива), вычисляемый по формуле

vñã (vã0 vH0 2O ) ( îò 1)vâ0,

где vг0 – теоретический объем газов, нм3/кг топлива (нм3/нм3 топлива); vв0 – теоретический объем воздуха, нм3/кг топлива (нм3/нм3 топлива);от – коэффициент избытка воздуха в отработавших газах за турбиной; vH0 2O – теоретический объем водяных паров, нм3/кг; B – расход топлива в камере сгорания, кг/с (тыс. нм3/ч).

При сжигании газообразного топлива в камерах сгорания ГТУ об% разуются окислы азота в пересчете на NO2 в количестве:

Здесь vгн – объем (м3/м3) дымовых газов при сжигании 1м3 топлива сизбытком воздуха > 1; гс – плотность кг/м3 сухого газообразного то% плива; Bгт – количество сжигаемого топлива, кг/с.

115

Эффективным способом снижения концентрации оксидов азота в уходящих газах энергетических ГТУ без коренного изменения конструк% ции камеры сгорания является впрыск воды или пара в зону горения.

2.5.Выбросы в атмосферу продуктов неполного сгорания топлива

Бенз(а)пирен Б(а)П – один из самых токсичных продуктов сгора% ния, принадлежащих к группе полициклических ароматических углеводородов или ПАУ, Б(а)П представляет собой твердое кристалли% ческое вещество желтого цвета с температурами плавления 179 °С и ки% пения 500... 570 °С. Поэтому в газовом тракте котлов бенз(а)пирен в за% висимости от температуры продуктов сгорания может находиться в га% зообразном, жидком (аэрозоли) или твердом состояниях. Вместе с твердыми частицами возможно его удаление из дымовых газов в систе% мах золоулавливания.

116

Определение содержания Б(а)П в дымовых газах, так же как и CO, проводится только путем инструментальных замеров. Непосредствен% ное измерение содержания бенз(а)пирена C20H16 в уходящих газах кот% лов сопряжено с большими трудностями и в настоящее время произво% дится только в некоторых специализированных организациях. Поэто% му в [35] приводится методика для расчетного определения содержания Б(а)П в уходящих газах котлов, основанная на анализе и обобщении большого числа экспериментальных данных. Погрешность данной ме% тодики составляет приблизительно 20 %.

2.5.1. Расчет выбросов бенз(а)пирена для газомазутных котлов

Концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах котлов при сжигании мазута C БПМ и природного газа CБПГ (мкг/м3), приведенная к из% бытку воздуха = 1,4, рассчитывается по формулам:

где qлг – теплонапряжение поверхности зоны активного горения, МВт/м2; qV – теплонапряжение топочного объема, кВт/м3 (является проектной величиной, определяется из технической документации на котел); т" – коэффициент избытка воздуха в дымовых газах на выходе из топки: при т" > 1,08 в формулах (2.44) и (2.45) принимать

exp[25( " – 1)] = 0,135; K – коэффициент, учитывающий влияние ре%

т r

циркуляции; KD – коэффициент, учитывающий нагрузку котла; Kст – коэффициент, учитывающий ступенчатое сжигание топлива; Kвл – ко% эффициент, учитывающий подачу влаги; Kоч – коэффициент, учиты% вающий увеличение выброса бенз(а)пирена при очистке конвективных поверхностей нагрева на работающем котле (табл. 2.22).

Значения qлг и остальных коэффициентов определяются по формулам:

117

Вформулах (2.46)–(2.50):

•Qнr – низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг;

•B – расход топлива на котел, кг/с (м3/с) (при наличии в топке дву% светного экрана B принимается на одну ячейку);

•zяр – число ярусов горелок;

•hяр – расстояние по высоте между осями соседних горелок, м (для

топок с однорядным расположением горелок единичной мощностью от 30 до 60 МВт произведение zяр.hяр = 3 м);

•т – ширина топки (в свету), м (при наличии двусветного экрана – ширина одной ячейки);

•bт – глубина топки (в свету), м; r – степень (доля) рециркуляции дымовых газов;

•d – коэффициент, характеризующий влияние рециркуляции ды% мовых газов на выброс бенз(а)пирена:

–при вводе в под топочной камеры d = 1;

–при вводе в воздух или отдельный канал горелки d = 4;

–при вводе в шлицы (сопла) напротив горелок d = 2;

–при вводе в шлицы над горелками d = 2,7;

•Dф –фактическая нагрузка котла, кг/с;

•Dн –номинальная нагрузка котла, кг/с;

•b – коэффициент, учитывающий воздействие воздуха, подавае% мого во вторую ступень горения:

–при отключении половины горелок верхнего яруса по топли% ву b = –1 (для мазута) и b = –0,2 (для газа);

–для схемы, реализующей ступенчатое сжигание «по вертика% ли», b = 7;

118

–для схемы, реализующей ступенчатое зажигание «по вертика% ли», b = –2,7;

•– доля воздуха, подаваемая во вторую ступень горения;

•g – водотопливное отношение при подаче влаги в зону горения;

•# – коэффициент, учитывающий воздействие влаги при вводе ее:

–в пристенную зону топки и при зольном впрыске # = 15;

–в дутьевой воздух # = 2.

2.5.2. Расчет выбросов бенз(а)пирена для пылеугольных котлов

Концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах котлов за зо% лоуловителями при факельном сжигании углей CБПT (мкг/м3), приведен% ная к избытку воздуха в газах = 1,4, рассчитывается по формуле:

где A – коэффициент, характеризующий конструкцию нижней части топки (при жидком шлакоудалении A = 0,378, при твердом – A = 0,521); Qнr – низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг; т" – ко% эффициент избытка воздуха в газах на выходе из топки; ЗУ – КПД зо% лоуловителя (по золе), %; Z – коэффициент, учитывающий снижение улавливающей способности бенз(а)пирена золоуловителями (для сухих аппаратов Z = 0,7, для мокрых – Z = 0,8).

2.5.3. Определение выбросов оксида углерода

Окись углерода CO образуется при сжигании топлив вследствие плохой организации горения (химический недожог q3 > 0), а также при термической переработке различных топлив методом пиролиза или га% зификации.

Количество окиси углерода (г/с), выбрасываемое в атмосферу определяется по формуле:

где CН – коэффициент, характеризующий выход окиси углерода при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива, кг/т. Для мощ% ных котлоагрегатов с твердым и жидким шлакоудалением СН = 0.

119

2.6.Снижение выбросов в атмосферу парниковых газов

2.6.1.Определение количества выбросов углекислого газа

испособы их снижения

Врезультате сжигания на Земле органических топлив происходит ежегодный прирост выбросов CO2 сверх сбалансированного круговоро% та, что способствует образованию парникового эффекта. На долю ТЭС приходится примерно 22 % общих мировых выбросов CO2.

Согласно рамочной конвенции ООН об изменении климата Земли Россия взяла на себя обязательства до 2008–2012 гг. не превышать вы% бросы парниковых газов относительно уровня 1990 г. Удельный выброс

CO2 на единицу выработанной электрической и тепловой энергии в РФ составляет 0,414 кг/(кВт.ч). Это лучший показатель в мире. Для расче% та выброса углекислого газа применяются коэффициенты эмиссии, ко% торые приведены в табл. 2.23.

Уменьшить выбросы углекислого газа можно за счет:

•сжигания топлив с малым содержанием углерода (природный газ);

•использования энергоносителей, не содержащих углерод (ядерное топливо);

•использования возобновляемых источников энергии;

•энергосбережения;

•теплофикации;

•реализации технических решений, повышающих КПД ТЭС.

2.6.2.Определение количества выбросов водяных паров

испособы их снижения

Основными источниками выброса водяных паров в атмосферу от ТЭС являются системы прямоточного или оборотного охлаждения конденсаторов турбин и дымовые трубы. Водяные пары не оказывают непосредственно вредного воздействия на организм человека, живот% ный и растительный мир. Они приводят к образованию тумана, наледи

120