КОДЫ SNAP: - Eionet Forum
advertisement
ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 КОДЫ SNAP: НАЗВАНИЕ ИСТОЧНИКА: ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Установки сжигания как точечные источники Когда установки сжигания рассматриваются как точечные источники, учитываются процессы сжигания на следующих объектах эксплуатационной деятельности. КОДЫ SNAP97 В данной главе и в разделе В112 “Установки сжигания как площадные источники” рассматриваются установки теплоемкостью <300 МВт, газовые турбины и стационарные двигатели, которые в совокупности могут рассматриваться также как площадные источники, 010101 010201 010301 010401 010501 020101 030101 010102 010202 010302 010402 010502 020102 020201 020301 030102 010103 010203 010303 010403 010503 020103 020202 020302 030103 Код Код NOSE NFR Теплое ЭС и мкость ТЭС [МВт] общего пользо вания 101.01 101.01 101.01 101.01 101.01 101.01 101.01 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 101.03 101.03 101.03 101.03 101.03 101.03 101.03 101.03 101.03 Установки сжигания Котлы/печи Центр Промыш- Коммер- Котель ализов ленные ческие и ные в анное котельные админис жилых теплос и тратив домах набже специфич. ные ние сектор * котель ные Х 1A1a 1A1a 1A1b 1A1c 1A1c 1A4a 1 A 2 a-f ·300 1A1a 1A1a 1A1b 1A1c 1A1c 1.A.4.a ·50 и <300 Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1.A.4.b i 1.A.4.c i 1 A 2 a-f 1A1a 1A1a 1A1b 1A1c 1A1c 1.A.4.a Сель Газо Стацион ское, вые арные лесное турби двигател хоз-во ны и и рыболовство Х Х Х Х <50 Х Х Х Х 1.A.4.b i 1.A.4.c i 1 A 2 a-f Х Х Х Х 010104 101.04 1 A 1 a Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-1 КОДЫ SNAP97 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 010204 010304 010404 010504 020104 020203 020303 030104 010105 010205 010305 010405 010505 020105 020204 020304 030105 Код Код NOSE NFR Теплое ЭС и мкость ТЭС [МВт] общего пользо вания 101.04 101.04 101.04 101.04 101.04 101.04 101.04 101.04 101.05 101.05 101.05 101.05 101.05 101.05 101.05 101.05 101.05 Установки сжигания Котлы/печи Центр Промыш- Коммер- Котель ализов ленные ческие и ные в анное котельные админис жилых теплос и тратив домах набже специфич. ные ние сектор * котель ные 1A1a Не 1 A 1 b сущест 1 A 1 c венно 1A1c 1.A.4.a ps010101 Сель Газо Стацион ское, вые арные лесное турби двигател хоз-во ны и и рыболовство Х Х Х Х Х X X X 1.A.4.b i 1.A.4.c i 1 A 2 a-f Х Х Х Х Х Х X X X 1A1a 1A1a Не 1 A 1 b сущест 1 A 1 c венно 1A1c 1.A.4.a 1.A.4.bi 1.A.4.c i 1 A 2 a-f Х = значимый элемент информации Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-2 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 1 ps010101 ВКЛЮЧАЕМЫЕ ВИДЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В этой главе обсуждаются выбросы от котлов, газовых турбин и стационарных двигателей, рассматриваемых как точечные источники. В соответствии с классификацией CORINAIR 90 установки сжигания: теплоемкостью 300 МВт или выбросами SO2 или NOx или НМ ЛОС > 1.000 Мг/a1 рассматриваются как точечные источники [41]. В рамках программы CORINAIR прочие установки сжигания по усмотрению также могут рассматриваться как точечные источники. Критерии классификации установок сжигания соответствуют тем, которые положены в основу [Large Combustion Plant Directive (88/609/EEC)[9, 42]2. Котлы, газовые турбины и стационарные двигатели должны рассматриваться отдельно (см. Таблицу в начале этой главы). Что касается котлов, то установка сжигания может состоять из одного котла или серии котлов (общий блок) различных размеров. Поэтому там, где находится более одного котла, необходимо принять решение об объединении их в единое целое. Такое решение определяет отнесение данной установки к соответствующему типу согласно системе SNAP. Критерии для объединения изложены в разделе 3,2 и в Приложении 1. В соответствии с CORINAIR 90 при подразделении типов источников SNAP, относящихся к установкам сжигания учитываются следующие два критерия: а) - Использование энергии в экономическом секторе ЭС и ТЭС Централизованное теплоснабжение, Коммерческие предприятия и административные учреждения, Промышленное использование котлов (Примечание: технологические печи относятся к другой категории.) б) - технические характеристики по отношению к котлам - установленная теплоемкость, 300 МВт, 50 до <300 МВт, 50 МВт, прочие технологии сжигания, газовые турбины, стационарные двигатели. Выбросы, рассматриваемые в данном разделе, выделяются в результате управляемых процессов сжигания (выбросы от котлов, выбросы из камер сжигания газовых турбин или стационарных двигателей) с учетом первичных мер по уменьшению выбросов, таких как оптимизация работы печи внутри котла или камеры сжигания и вторичные меры уменьшения выбросов за пределами котла или камеры сжигания. Используется твердое, жидкое топливо или газ, под твердым топливом подразумевается каменный уголь, кокс, Для СО2 добавочным необязательным критерием для точечного источника являются выбросы CO2 >300 103 т/год. 2 Large Combustion Plant Directive охватывает теплоэлектростанции ЕСЕ с тепловой мощностью 50 МВт. Газовые турбины и стационарные двигатели сюда не включаются. Существующие станции с тепловой мощностью >300 МВт должны рассматриваться как точечные источники на индивидуальной основе. 1 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-3 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 биомасса или твердые отходы (если отходы используются для производства тепла или энергии). Кроме того, в результате использования методов уменьшения выбросов NОx процессы, где нет сжигания, могут быть источником выбросов аммиака, а именно аммиачный метод подавления NOx. 2 ВКЛАД В СУММАРНЫЕ ВЫБРОСЫ В данном разделе рассматриваются выбросы SОx, NОx, CO, CO2, НМЛОС, CH4, N2O, NH3 и кроме того тяжелые металлы (As, Cd, Cr, Cu, Hg, Ni, Pb, Se, Zn, V). Вклад выбросов от теплоэлектростанций как точечных источников в рамках стран инвентаризации CORINAIR 90 приводится в Таблице 1. Таблица 1: Вклад выбросов от теплоэлектростанций, рассматриваемых как точечные источники, в суммарные выбросы инвентаризации CORINAIR 90 Категория источника 300 МВт 50-300 МВт <50 МВт 01 01 01 01 02 01 03 01 01 01 01 02 01 02 02 02 00 01 03 01 02 01 01 03 01 02 03 02 00 02 03 01 03 Газовые турбины1 01 01 04 01 02 04 02 00 03 03 01 04 Стационарные двигатели1 01 01 05 01 02 05 02 00 04 03 01 05 0 1 Коды SNAP Вклад в суммарные выбросы [%] НМЛОС CH4 CO CO2 SO2 NOx N2O NH3 85.6 81.4 10.2 5.5 16.8 79.0 35.7 2.4 6.4 5.4 1.1 0.6 3.1 6.5 1.9 0.2 0.2 0.3 0.1 0.05 0.1 0.2 0.1 0 0 0.39 0.07 0.06 0.05 0.35 0.02 - 0.04 0.10 0.04 0 0.01 0.02 0 - данных о выбросах нет данные о выбросах сообщаются, но они ниже предела округления Газовые турбины и стационарные двигатели могут рассматриваться как точечные или площадные источники. В литературе по выбросам тяжелых металлов в Европе выбросы от точечных источников отдельно не сообщаются. Порядки величин выбросов тяжелых металлов от теплоэлектростанций были рассчитаны на имеющихся данных о выбросах от государственных теплоэлектростанций, работающих на угле, в Германии и Австрии, и приведены здесь в качестве примера: Сравнивая выбросы тяжелых металлов в 1982 году (когда не использовались установки десульфуризации отходящих газов (FGD)) с выбросами 1990 г (когда большинство станций Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-4 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 было оборудовано FGD), можно увидеть, что применение технологий FGD привело к значительному сокращению выбросов тяжелых металлов в течение последних лет. Таблица 2: Вклад выбросов тяжелых металлов от государственных электростанций, работающих на угле, в суммарные национальные выбросы Германии1) [36]. Загрязняющее вещество As Cd2) Cr Cu Hg3) Ni Pb Se Zn 1) 2) 3) 3 3.1 Вклад [вес.- %] 1982 38 7 12 22 11 5 8 1 7 1990 27 7 4 8 14 4 1 1 6 Западная часть Германии Например, выбросы Cd в Австрии в 1992 г. 0.2% [37] Например, выбросы Hg в Австрии в 1992 г были 6% ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ Описание В этой главе рассматриваются выбросы от котлов или камер сжигания газовых турбин безотносительно принадлежности источников к SNAP кодам. Выбросы от технологических печей (контактное сжигание), и от сжигания мусора здесь не рассматриваются (см. SNAP код 090200). 3.2 ar Определения «как получено»; исходное состояние угля, определяющее условия, при которых уголь поступает на установку [73]. Наличие (технологии уменьшающей выбросы) Отношение часов работы с полной нагрузкой с использованием технологии, направленной на борьбу с загрязнением атмосферы, к общей продолжительности работы энергетической установки с полной нагрузкой; наличие, определяемое символом , обычно составляет 99%. Очень низкие величины могут уменьшаться до 95%. Принимая во внимание условия пуска установки, при которых происходят технологические процессы снижения выбросов, показатель может снижаться далее до 92%. Рекомендованные (стандартные) величины приводятся в таблицах 7 и 11. Котел Любое техническое средство, в котором происходит окисление топлива с целью производства тепла для использования его в конкретных целях. Коксующийся уголь (NAPFUE 101) подкласс антрацита, качество которого позволяет получать кокс для поддержания завалки доменной печи /114/ Установка для комбинированного производства Производство пара в котлах (один или несколько котлов) для производства как электроэнергии (в паровой турбине), так и тепла. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-5 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 тепловой и электрической энергии Газовая турбина комбинированного цикла (CCGT) Газовая турбина, объединенная с паровой турбиной. Котел может снабжаться топливом отдельно. daf «сухие и без золы», исходное состояние угля, рассчитанное на чисто теоретические условия отсутствия влаги или золы в угольном образце (эквивалентно maf - без влаги и золы) [73] Антрацит Уголь с общей калорийностью более 23.865 кДж/кг с влажной беззольной массой и со среднестатистческим коэффициентом отражения3 витринита (по меньшей мере 0.6). Антрацит включает в себя подклассы кокса и паровичного угля4 [114] Газовая турбина комбинированного цикла, работающая на принципе газификации угля (IGCC) Газовая турбина, работающая на газе, который является продуктом процесса газификации угля. Лигнит (NAPFUE 105) Не агломераты, общей калорийностью менее 17.435 КДж/кг и содержащие более 31% летучего вещества в сухой беззольной массе /114/ maf Исходное состояние угля, в котором нет влаги и золы (эквивалентно daf сухой и без золы) [73] Установка/соединител ьная установка Классификация, применяемая по отношению к котлам (один или несколько котлов) в соответствии с конструкцией котла(ов) на рабочей площадке и принципами объединения. Принцип “труба-за-трубой” рассматривает все котлы, подсоединенные к одной дымовой трубе, как обычную установку. С другой стороны, согласно принципу «виртуальной» трубы, все котлы, которые по техническим и экономическим причинам могут быть подсоединены к одной трубе, рассматриваются как единый агрегат. Возможна разработка еще более широкого объединения, принимая во внимание, например, административный аспект. Газовые турбины и стационарные двигатели рассматриваются отдельно. Типичный пример различных возможных классификаций котлов в SNAP кодах дается в Приложении 1. Энергетическая установка (электростанция) Производство пара в котле (один или несколько котлов) для производства электроэнергии Коэффициент Разность между концентрацией загрязняющего вещества в неочищенном Среднестатистческий коэффициент отражения: характеристическое (собственное) значение, обозначающее определенный состав угля ( модулярным компонентом, например является витринит 4 Следующие коды классификации угля охватывают те угли, которые подпадают под эти категории [114]: Международные коды классификации 323, 333, 334, 423, 433, 435, 523, 533, 534, 535, (UN, Женева, 1995-1996) 623, 633, 634, 635, 723, 733, 823 Американская классификация Класс II, Группа 2 “Средне летучий битумный” Английская классификация Класс 202, 203, 204, 301, 302, 400, 500, 600 Польская классификация Класс 33, 34, 35.1, 35.2, 36, 37 Австралийская классификация Класс 4A, 4B, 5 3 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-6 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 снижения (выбросов) (при использовании технологии снижения выбросов) газе (Craw) и концентрацией этого вещества в очищенном газе (Cclean), деленная на концентрацию вещества в неочищенном газе (при работе с полной нагрузкой); стандартные значения коэффициента снижения =(Craw-Cclean)/Сraw при использовании различных технологий снижения выбросов приводятся в Таблицах 7 и 11 (очень низкие значения могут быть на 10% ниже приведенных значений). Пусковые выбросы Здесь пусковые выбросы рассматривается для котлов, оснащенных вторичными мерами снижения выбросов: Для SO2 и NO2 со времени включения горелок до момента, когда вторичное оборудование по снижению выбросов не начинает работать в оптимальных условиях; для СО до тех пор пока котлоагрегаты работают при минимальной нагрузке Стационарные двигатели Двигатели с искровым зажиганием или двигатели с воспламенением от сжатия (2-х и 4-х тактные). Энергетический (паровичный) уголь (NAPFUE 102) Класс антрацита, который используется для создания пара и обогрева пространства. Паровичный уголь включает все антрациты и битумные угли, которые не входят в коксующиеся угли [114] Полубитуминозный уголь (NAPFUE 103) Неагломерирующийся уголь с общей калорийностью 17435 и 23865 кДж/кг), содержащий более 31% летучего вещества на сухой беззольной массе Величина удержания серы в золе Разность между концентрацией сернистого газа, рассчитанной из общего содержания серы в топливе (Cmax) и концентрацией сернистого газа в топочных газах (Ceff), деленная на концентрацию сернистого газа, полученную из общего содержания серы в топливе. Стандартные значения величины удержания серы в золе s (Cmax-Ceff)/Cmax приведены в Таблице 8. 3.3 Технологии сжигания 3.3.1 Сжигание угля 3.3.1.1 Котлы с сухим золошлакоудалением (ДВВ, СШУ) Котлы с сухим золошлакоудалением характеризуются выходом сухой золы из камеры сгорания, поскольку используются высокие температуры от 900 до 12000С для сжигания угля. Этот тип котлов во всей Европы используется в основном для сжигания антрацита и лигнита. 3.3.1.2 Котлы с мокрым золошлакоудалением (WBB) Обычно температуры сгорания превышают 14000С, что приводит к выходу жидкого шлака из камеры сжигания. Этот тип котлов используется для сжигания антрацита с низким содержанием летучих веществ и в основном используется в Германии. 3.3.1.3 Сжигание в сжиженном слое (FBC) Сжигание угля происходит при подаче в турбулентный слой воздуха через дно котла. Относительно небольшие выбросы обычно достигаются за счет циркуляции воздуха, добавления известняка и низких температур сжигания, около 750-9500С. ССС (FBC) особенно хорошо применять для углей с большим содержанием золы. Этот метод применяется только на нескольких крупных электростанциях; теплостанции мощностью 300 МВт в основном используют сжигание в циркуляционном сжиженном слое (СЦСС, СFBC). Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-7 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 3.3.1.4 Сжигание на колосниковой решетке (GF) Топливо в крупных кусках (уголь, отходы) подается на стационарный или медленно двигающийся колосник. Температуры сжигания от 1000 до 13000С. 3.3.2 Сжигание биомассы Сжигание биомассы (торф, солома, древесина) характерно для некоторых стран (например, Финляндия, Дания). Используется оборудование FBC (в основном CFBC) и DBB. 3.3.3 Сжигание отходов Для сжигания отходов в основном используются установки с колосниковыми решетками. 3.3.4 Сжигание газа/нефти 3.3.4.1 Сжигание в котлах (общие аспекты методов сжигания) При сжигании как газа, так и нефти, топливо и окислитель находятся в газообразном состоянии. Основными отличиями между сжиганием газа/нефти и пылевидного угля являются отличие в конструкции отдельных горелок котлов. Что касается величины выбросов, то основные различия можно сделать между горелками с и без предварительного смешивания топлива и подаваемого воздуха: горелки с предварительным смешиванием характеризуются однородным коротким пламенем и высокой скоростью превращения азота, связанного с топливом; горелки без предварительного перемешивания характеризуются неоднородным пламенем, с реакциями, протекающими ниже стехиометрического соотношения зоной, у них меньшая скорость превращения связанного с топливом азота. Сжигание нефти и газа точечными источниками (см. пункт 1) имеет меньшее значение по сравнению со сжиганием угля, благодаря меньшему объему этих установок. Основные параметры, определяющие выбросы от сжигания нефти и газа, приведены в Таблице 3. Таблица 3: Основные параметры, определяющие выбросы котлов, сжигающих нефть и газ [40]. Загрязняющее вещество SO2 NOx CO 1) - следы; В зависимости В зависимости от топлива от процесса Котлы, сжигающие нефть x x x x х - значительные выбросы; В зависимости В зависимости от топлива от процесса Котлы, сжигающие газ x1) x x - выбросы незначительны 3.3.4.2 Газовые турбины Газовые турбины имеют тепловую мощность от нескольких сот кВт до 500 МВт. В них используется газообразное топливо, например, природный газ или продукт газификации угля (например, установки CCGT или IGCC) или другие виды технологического газа. Может использоваться и жидкое топливо, такое как легкие дистилляты (например, нафта, керосин, или топливный мазут), а в некоторых случаях и другие виды топлива (например, тяжелое дизельное топливо). Температура в камерах сжигания может достигать 13000С, что приводит к значительным выбросам NOx. Газовые турбины устанавливаются как составная часть на установках по сжиганию различного типа, таких как газовые турбины комбинированного цикла (ГТКЦ, ССGT) или комплексные установки с газовыми турбинами комбинированного цикла на основе угольной газификации Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-8 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 (см. также раздел 3.2). Для IGCC здесь рассматривается только один узел, который связан с выбросами, это - газовая турбина (камера сгорания). В CCGT, кроме газовой турбины, выбросы идут и из котла, работающего на природном топливе. 3.3.4.3 Стационарные двигатели Стационарные двигатели (2-х и 4-х тактные) могут быть с искровым зажиганием и с воспламенением при сжатии и с выходной мощностью в диапазоне от менее чем 100 кВт до свыше 10 МВт (например, на предприятиях по выработке тепловой и электрической энергии [46]). Оба типа двигателей являются источниками значительных выбросов. 3.4 Выбросы Важными загрязняющими веществами являются окиси серы (SОx), окиси азота (NОx), диоксиды углерода (CO2) и тяжелые металлы (мышьяк (As), кадмий (Cd), хром (Cr), медь (Cu), ртуть (Hg), никель (Ni), свинец (Pb), селен (Se), цинк (Zn) и в случае использования тяжелого дизельного топлива - также ванадий (V)). Выбросы летучих органических соединений (неметановые ЛОС`ы и метан (CH4)), закись азота (N2О), оксид углерода (СО) и аммиак (NH3) являются менее важными загрязняющими веществами. Состав выбросов некоторых загрязняющих веществ см. в разделе 9. Выбросы проходят через трубу. Утечками из щелей в случае электростанций можно пренебречь. Выбросы оксидов серы (SOx) непосредственно связаны с содержанием серы в топливе, которое для угля обычно колеблется от 0.3 до 1.2 вес.-% (maf) (иногда эта величина достигает 4.5 вес.%) для топочного мазута (включая тяжелое дизельное топливо) от 0.3 до 3.0 вес.-% [15, 16]; содержание серы в газе чаще всего пренебрежимо мало. Сера в угле встречается в виде пиритной серы (FeS2), органической серы, солей серы и элементарной серы. Пиритная и органическая сера чаще всего встречается в угле; оба эти вида являются причиной образования SОx. Общее содержание серы в угле обычно определяют влажными химическими методами; при сравнении с результатами, полученными рентгеновскими методами было установлено, что стандартные аналитические методы могут завышать содержание органической серы в угле [30]. Неопределенность аналитических методов должна быть установлена в будущих исследованиях. Для оксида азота (NО вместе с NО2 обычно рассматриваемые как оксида азота NОx) следует различать три различных механизма образования (см. также раздел 9): образование “топливного NO” путем преобразования химически связанного азота в топливе (NОтопл.) образование “термического NO” путем фиксации связанного азота из воздуха участвующего в сжигании (NОтерм.) образование “быстрого NO”. В рассматриваемом диапазоне температур (до 17000С) образованием “быстрого NO” можно пренебречь. Основные выбросы NOx от 80 до более 90% обусловлены топливным азотом. В зависимости от температуры сжигания доля образования термического NOx составляет менее 20%. Содержание азота в твердом топливе колеблется, например, для антрацита между 0.2 и 3.5 вес.-% (maf), для лигнита между 0.4 и 2.5 вес.-% (maf), для кокса между 0.6 и 1.55 вес.-% (maf), для торфа между 0.7 и 3.4 вес.-% (maf), для древесины между 0.1 и 0.3 вес.-% (maf) и для отходов между 0.3 и 1.4 вес.-% (maf) [17]. Содержание азота в жидких видах топлива колеблется для тяжелого дизельного топлива от 0.1 до 0.8 вес.-% и для топочного мазута Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-9 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 между 0.005 до 0.07 вес.-% [17]. В природном газе не содержится органически связанного азота. Содержание в природном газе молекулярного азота не влияет на образование топливного - NO, может образоваться только термический - NO. Выбросы неметановых летучих органических соединений (HMЛОС), таких как олефины, кетоны, альдегиды являются результатом неполного сжигания. Более того, могут происходить выбросы несгоревших составляющих топлива, таких как метан (CH4). Выбросы HMЛОС/CH4 из котлов, часто представляемые вместе в виде ЛОС, очень низкие для крупных электростанций. Выбросы ЛОС сокращаются при увеличении размера станции (см. [24]). Образование оксида углерода (СО) всегда сопровождает любой процесс сжигания и особенно в условиях стехиометрического горения, при которых занижены количественные отношения, в которых вещества вступают в химические взаимодействия друг с другом. Однако, величина выбросов СО при сжигании не столь велика по сравнению с выбросами СО2. На механизм образования СО, термического - NO и ЛОС одинаково влияют условия сжигания. Двуокись углерода (СО2) является основным продуктом процессов сжигания любого ископаемого топлива. Выбросы СО2 непосредственно связаны с содержанием углерода в топливе. Содержание углерода варьирует в антраците и буром угле между 61 и 87 вес.-% (maf), в древесине - около 50 вес - % и в газовом и дизельном топливе - около 85 вес.-%. Механизм образования закиси азота (N2O) все еще до конца не выяснен. Возможно механизм образования базируется на промежуточных продуктах (HCN, NH3), аналогично образованию NO [55]. Было установлено, что при более низких температурах особенно ниже 10000С, выброс N2O увеличивается [13]. При более низких температурах молекула N2O относительно устойчива; при более высоких температурах образованная N2O восстанавливается в N2 [55]. Выбросы закиси азота при сжигании в барботирующем, циркулирующем или в окисленном слое под давлением относительно велики [13,14] по сравнению с выбросами от обычных стационарных установок сжигания. Лабораторные эксперименты показали, что закись азота образуется при процессах селективного каталитического восстановления (CKB, SCR) с максимумом при прохождении, или около “окна” оптимальной температуры процесса CKB (SCR) [13]. При процессах сжигания ископаемого топлива выбросов аммиака (NH3) не происходит. Выбросы аммиака являются результатом неполной реакции NH3, добавленного в процессе подавления выбросов оксидов азота в CKB (SCR) и SNCR блоках. Большинство из рассматриваемых металлов (As, Cd, Cr, Cu, Hg, Ni, Pb, Se, Zn, V) выбрасываются как смеси (например, оксиды, хлориды) связанных частиц. Только Hg и Se частично присутствуют в паровой фазе. Менее летучие элементы конденсируются на поверхности более мелких частиц в потоке дымовых газов. Поэтому наблюдается обогащение фракций мельчайших частиц. Содержание тяжелых металлов в угле обычно на несколько порядков выше, чем в нефти (за исключением иногда Ni и V в тяжелом дизельном топливе). В природном газе существенны только выбросы ртути. Ее концентрации, по сообщениям, составляют 2-5 г/м3 природного газа [35, 63]. В процессе сжигания угля частицы претерпевают сложные изменения, которые приводят к испарению летучих элементов. Скорость испарения соединений тяжелых металлов зависит от характеристик топлива (например, их концентрации в угле, наличия фракций неорганических компонентов, таких как кальций) и от технологических характеристик (например, типов котлов и способов сжигания). Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-10 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Из установок DBB все рассматриваемые тяжелые металлы выбрасываются в виде взвешенных частиц, за исключением Hg и Se. Выбросы при сжигании лигнита в установках DBB потенциально ниже, чем при сжигании антрацита, поскольку содержание трассерных элементов в лигните и температуры горения ниже. В WBB рециркуляция зольной пыли является общепринятым операционным процессом, который создает значительное увеличение концентрации тяжелых металлов в неочищенном газе. Выбросы тяжелых металлов при использовании установок FBC несколько ниже вследствие более низких температур и меньшей фракции мелкодисперсных частиц. Добавление известняка в FBC могло бы сократить выбросы некоторых тяжелых металлов за счет удерживания тяжелых металлов в золе, собравшейся на дне. Этот эффект частично компенсируется увеличением фракции мелкодисперсных частиц в дымовом газе, что приводит к увеличению выбросов взвешенных частиц с высоким содержанием тяжелых металлов. Высокие концентрации As отравляют катализаторы, используемые для денитрификации. Поэтому, установки избирательного каталитического восстановления (SCR) при высоком содержании пыли требуют принятия специальных мер (например, снижения рециркуляции зольной пыли [10,11,12]. 3.5 Меры по снижению выбросов Ниже описываются соответствующие технологии по снижению выбросов SОx, NОx, а также тяжелых металлов. Технологии сокращения выбросов отдельно рассматриваются для газовых турбин и стационарных двигателей. В Таблицах 7, 10 и 11 приводятся средние величины эффективности сокращения выбросов, а также данные о наличии технологий сокращения выбросов для SОx и NОx. Вследствие того, что в большинстве опубликованных работ не делается четкого различия между SОx и SО2 в последующих главах предполагается, что SО2 включает SО3, если не оговаривается иначе. Оксиды серы: Процессы десульфуризации дымового газа (FGD). Вторичные меры [18] Процессы FGD предназначены для удаления SO2 из отходящих газов установок по сжиганию. Большинство процессов, подобных влажной газоочистке (WS), адсорбции распыленным поглотителем (SDA), инжекции сухого сорбента (DSI) и процессу Уолтера (WAP), основывается на реакции SO2 с щелочным веществом, которое добавляется или как твердое вещество, или как суспензия/раствор в воду для образования соответствующих солей. Во вторичных реакциях удаляются SO3, фтористые соединения и хлориды. В процессе DESONOX (см.раздел 3.5.4.2) SO2 каталитически окисляется в SO3 и вступает в реакцию с водой, образуя серную кислоту. В процессе очистки активированным углем (см. раздел 3.5.4.1) и процессе Веллмана-Лорда удаляется SO2 для дальнейшего получения обогащенного сернистого газа, который затем может быть превращен в серу или серную кислоту. 3.5.1 3.5.1.1 Мокрая очистка в скруббере при использовании извести/доломита (WS) Загрязняющие вещества удаляются из топочного газа с помощью химических реакций со щелочной жидкостью (суспензия соединений кальция в воде). Основным продуктом является гипс. Процесс ВС (WS) используется на 90% электростанций, оборудованных FGD в европейских странах OЕCP (OECD). Эти скрубберы используются на электростанциях, использующих антрацит, лигнит и нефть с содержанием серы от около 0.8 до более чем 3.0 вес.-%. Другое ископаемое топливо (например, торф) в настоящее время редко используется на Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-11 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 теплоэлектростанциях с тепловой мощностью 300 МВт. Эффективность снижения выбросов SO2 составляет >90%. 3.5.1.2 Очистка распыленным поглотителем (SDA) При применении процесса SDA загрязняющие вещества удаляются из отходящих газов при сжигании природного топлива за счет инжекции Ca(OH)2. При этом образуется (CaSO31/2H2O) как сухой побочный продукт. Эта технология применяется на приблизительно 8% электростанций, оборудованных FGD в европейских странах OЕCP. Чаще всего SDA процесс используется для сжигания антрацита (содержание серы до 3 вес.-%). Последние экспериментальные исследования показали, что этот метод эффективен и для других ископаемых видов топлива (жидкое топливо, лигнит, торф). Эффективность снижения выбросов SO2 - >90%. 3.5.1.3 Инжекция сухого сорбента (DSI, LIFAC процесс)) DSI-процесс основывается на реакции газа/твердого вещества топочного газа и сухого сорбента (например, известь/доломит, бикарбонат натрия NaHCO3) внутри котла. Существует три разновидности этого процесса в зависимости от точки инжекции добавки в котел (например, первичный или вторичный воздух, фронт пламени). Побочными продуктами является сухая смесь соответствующих солей (чаще всего CaSO4). Лишь небольшое количество электростанций (около 5% от электростанций, оборудованных FGD в европейских странах OЕCP) используют эту технологию, так как у них неэффективное сокращение выбросов SO2 - 40-50%, что не отвечает стандартам некоторых стран. В настоящее время DSI процессы используются для котлов на коксе, лигните, жидком топливе и угле/жидком топливе. Оптимальная эффективность снижения выбросов достигается при содержании серы в топливе от 0.5 до 1.7 вес.-% (максимальное содержание 2 вес.-%). LIFAC процесс является прогрессивным процессом инжекции сухого сорбента при использовании дополнительной инжекции воды в котел для повышения эффективности сокращения эмиссии. Обычно эффективность уменьшения SO2 составляет >50%. В настоящее время LIFAC процесс используется на одной электростанции в Финляндии, где сокращение выбросов SO2 достигает 70%. 3.5.1.4 Процесс Веллмана - Лорда (WL) WL процесс - это регенерируемый процесс FGD, в котором используется равновесие сульфита натрия (Nа2SO3)/ бисульфита натрия (NaHSO3) для удаления из дымового газа удаляется SO2. Получается газ с высоким содержанием SO2, который используется для получения серной кислоты. В настоящее время только три такого рода установки с общей тепловой мощностью 3300 МВт используются в Германии из-за сложности процесса, высоких капиталовложений и эксплуатационных затрат (эта технология вырабатывает около 30% общей тепловой мощности в Европейских странах ОЭСР). WL - процесс может применяться при использовании различных видов топлива (например, антрацита, жидкого топлива) особенно с высоким содержанием серы (около 3.5 вес.-%). Эффективность уменьшения содержания SO2 составляет > 97%. 3.5.1.5 Процесс Уолтера (WAP) Для удаления SO2 из дымового газа в WAP процессе используется аммиачная вода. Побочным продуктом является сухая смесь соответствующих солей аммиака (в основном сульфат аммония (NH4)2SO4). Известно, что одна установка в настоящее время работает в Германии. Этот процесс можно использовать при сжигании всех видов топлива. При этом максимальное Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-12 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 содержание серы не должно превышать 2 вес.-% (вследствие увеличения образования аэрозолей сульфата аммония). Эффективность снижаения SO2 в этом процессе составляет 88%. 3.5.2 Окислы азота: первичные меры - методы денитрификации [17, 18,19] 3.5.2.1 Горелка с пониженным выходом NОx (LNB) Для этого процесса характерно определенное отношение ступенчатой подачи воздуха на горелку к топливу. Используются три различные технические модификации этого процесса: LNB со ступенчатой подачей воздуха: Зона недостаточного стехиометрического горения создается за счет смеси топлива-воздуха и первичного воздуха. За счет закрытия потока первичного воздуха создается внутренняя ре циркуляционная зона. Зона выжигания создается за счет подачи вторичного воздуха из сопел, расположенных вокруг сопел подачи первичного воздуха. LNB со ступенчатой подачей воздуха и рециркуляцией дымового газа (FGR). Этот метод аналогичен LNB со ступенчатой подачей воздуха. Расстояние между соплами первичной и вторичной подачей воздуха здесь больше, поэтому образуется слой дымового газа. В результате время пребывания в разреженной среде увеличивается и уменьшается концентрация кислорода. LNB со ступенчатым отношением воздух/топливо: дополнительная зона снижения создается вокруг первичной зоны вследствие сверх стехиометрического добавления вторичного топлива вокруг вторичного пламени. LNB можно использовать с любым топливом и любыми типами горелок. Сокращение выбросов NОx для котлов, работающих на угле, варьируется в пределах 10 и 30% (см. таблицу 10). 3.5.2.2 Ступенчатая подача воздуха (SAS) Ступенчатая подача воздуха означает создание двух разделенных зон сжигания - первичной с недостатком кислорода и зоны сжигания с избытком кислорода (LEA). SAS включает процессы подачи небольшого избытка воздуха (LEA), процессы в нерабочих горелках (BOOS) и смещенных горелках (BBF): Процесс подачи небольшого избытка кислорода (LEA) предполагает уменьшение содержания кислорода в зоне первичного сгорания. Опыт показал что при сжигании антрацита основными недостатками этой технологии являются образование нагара и коррозия в результате разрежения газовой среды и неполного сжигания. При сжигании газа эффективность снижения выбросов ограничена за счет образования СО. LEA больше подходит для лигнита и часто используется для модернизированных установок сгорания. Для котлов, работающих на нефти, эффективность снижения выбросов составляет 20%. Понятие нерабочие горелки (BOOS) означает, что более низкие ряды горелок в котле работают при недостатке кислорода (при большом количестве топлива), а верхние горелки не используются. Эта технология особенно подходит для старых установок, при этом теплоемкость котла падает приблизительно на 15-20%. Горение на смещенных горелках (BBF) означает, что более низкие ряды горелок в котле работают при недостатке кислорода (на большом количестве топлива) а верхние горелки при избытке кислорода. Эффективность котла меньше, чем при использовании метода BOOS и уменьшение выбросов NОx также меньше. Эффективность снижения выбросов NОx для котлов, работающих на угле составляет от 10 до 40% (см. Таблицу 10). Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-13 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 3.5.2.3 Пережог топлива (OFA) Все ряды горелок в котле работают при недостатке кислорода. Воздух частично (5-20%) подается через отдельные отверстия, расположенные над самым верхнем рядом горелок. OFA может использоваться с большинством типов как топлива, так и котлов. Для котлов, работающих на газе эффективность снижения выбросов составляет 10-30%, а для котлов на жидком топливе - 10-40%. Эффективность уменьшения выбросов NОx для котлов, работающих на угле, варьируется между 10 и 40% (см.Таблицу 10). 3.5.2.4 Рециркуляция дымового газа (FGR) Рециркуляция дымового газа в воздухе для горения является эффективным методом сокращения выбросов NОx для установок, где горение происходит при высоких температурах, например, для установок с влажным шлакоудалением и особенно для котлов, работающих на газе и жидком топливе. Рециркуляционный дымовой газ добавляется во вторичный или первичный воздух, подающийся для сжигания топлива. В первом случае на сердцевину пламени воздействие не оказывается, и единственным эффектом является уменьшение температуры пламени, что благоприятно сказывается на тепловом сокращении выбросов NОx. Таким образом, для котлов с сухим удалением шлака этот метод имеет ограниченное использование, учитывая тот факт, что около 80% образований NОx происходит из связанного азота. FGR можно использовать в качестве дополнительной меры. Более эффективным методом является инжекция дымового газа в первичный воздух неступенчатой горелки. Высокая эффективность снижения выбросов (15 –20%) в рамках использования процесса FGR при расходе теплоносителя в первом контуре достигается в котлах, работающих на газе и жидком топливе. Уменьшение выбросов NОx от котлов, работающих на угле колеблется от 5 до 25% (см. Таблицу 10). 3.5.2.5 Расщепление первичного потока (SPF) Расщепление первичного потока означает ступенчатую подачу топлива в печь. Этот метод включает инжекцию топлива в печь выше основной зоны сжигания, вследствие чего образуется вторичная подстехиометрическая зона сжигания. В первичной зоне котла основное топливо сжигается в условиях недостатка топлива. За этой зоной следует вторичная зона с разреженной газовой средой, в которую впрыскивается вторичное топливо. Наконец, вторичный воздух инжектируется в зону сжигания. Этот метод повторного сжигания в принципе может использоваться для любого типа ископаемого топлива, используемого в котлах, и в сочетании с методами уменьшающими выброс NОx от первичного топлива. Если азот присутствует в топливе при повторном сжигании, часть его будет превращена в NОx в зоне выжигания. Поэтому, наиболее подходящим топливом для повторного сжигания является природный газ. Относительно эффективности уменьшения выбросов NОx пока данных нет. 3.5.3 Окислы азота: Вторичные меры. Процессы денитрификации [18,19] 3.5.3.1 Селективное некаталитическое восстановление (SNCR) Восстановление оксидов азота в дымовом газе основывается на селективной реакции NОx с инжектируемым аммиаком, мочевиной или каустическим аммиаком, при этом образуется азот и вода. SNCR процесс был внедрен на нескольких установках (например, в Германии, Австрии и в Швеции) и доказал, что может эффективно использоваться с различными типами классов топлива. Эффективность снижения NOx составляет около 50%, а в некоторых установках до 80%. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-14 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 3.5.3.2 Селективное каталитическое восстановление (SCR) Восстановление окиси азота в данном процессе основывается на избирательных реакциях горения с инжектированными добавками в присутствии катализатора. В качестве добавок чаще всего используется газообразный аммиак, а также жидкий каустический аммиак или мочевина. На долю технологии SCR приходится почти 95% всех процессов денитрификации. SCR используется главным образом для антрацита. При использовании бурых углей более низкая температура приводит к меньшему образованию NOx, так что для уменьшения выбросов вполне достаточны первичные меры. Некоторые тяжелые металлы, присутствующие в дымовом газе, могут привести к быстрому снижению активности катализатора. Эффективность снижения выбросов NОx колеблется между 70 и 90%. 3.5.4 Окислы азота и оксиды серы: Одновременные процессы [18,19] 3.5.4.1 Процессы использования активированного угля (АС) АС процесс - сухой процесс, при котором одновременно удаляется SO2 и NO2. Он основан на адсорбции загрязняющих веществ при движении в слое активированного угля. Окиси серы подвергаются каталитическому окислению во влаге топочного газа и образуют серную кислоту. NO2 полностью восстанавливаются в N2; NO в присутствии катализатора реагирует с поступающим аммиаком и образует N2 и Н2О. Процесс АС применяется на электростанциях в Германии (в двух случаях он работает после SDA процесса). Содержание серы в используемом топливе не должно превышать 2.3 вес.-%. Эффективность снижения выбросов SO2 - > 95%, NОx > 70%. 3.5.4.2 DESONOX - Процесс/SNOX - Процесс (DESONOX) Очистка топочного газа с помощью DESONOX - процесс основывается на одновременном каталитическом восстановлении оксидов азота (NOx) в азот (N2) и воду H2O и каталитического окисления диоксида серы (SO2) в триоксид серы (SO3). Побочным продуктом является серная кислота. Этот процесс используется на одной из электростанций в Германии, на которой используется антрацит с содержанием серы около 1 вес.-%. Следует принимать во внимание концентрацию токсичных веществ, которые используются как катализаторы (в основном мышьяк, а также хром, селен и др.). Эффективность снижения выбросов SO2 достигает 95%, NОx - также до 95%. В процессе SNOX используется тот же основной принцип, что и в процессе DESONOX, основным различием между ними является то, что восстановление и окисление происходят в двух отдельных реакторных башнях. Процесс SNOX применяется на одной из электростанций в Дании. Пока нет данных об эффективности снижения выбросов при использовании этого метода. Известно, что процесс SNOX является комбинацией процесса Topsǿe WSA-2 и процесса SCR. 3.5.5 Тяжелые металлы: вторичные меры [12, 20, 21, 22, 23] Выбросы тяжелых металлов в основном сокращаются с помощью пылеулавливающего оборудования. Системы сокращения выбросов взвешенных частиц, которые используются на электростанциях, работающих на угле, - это циклоны, влажные скрубберы, электростатические осадители (ESP) и фильтры из ткани. На большинстве электростанций 99% взвеси дымового газа удаляется с помощью ESP и тканевых фильтров. Последние более эффективны для улавливания мелких частиц, влажные скрубберы и циклоны - менее эффективны. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-15 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Уменьшение выбросов твердых элементов при использовании ESP составляет >99%. Однако для некоторых более летучих элементов, таких как Cd, Pb, Zn и Se эта эффективность ниже, но все же она превышает 90%. Эффективность снижения Hg при процессе ESP зависит от рабочей температуры ESP. ESP с холодными стенками с температурой 140о имеет эффективность снижения выбросов Hg около 35%. Влияние блоков FGD и DENOX на выбросы тяжелых металлов в основном изучалось в рамках исследований баланса масс. Блоки WS-FGD после первой фильтрации пыли удаляют следующую фракцию взвешенного вещества. Компоненты связанных частиц удаляются в блоках FGD с эффективностью около 90%. В блоках FGD и в особенности в блоках WS газообразные соединения дополнительно конденсируются и затем в основном удаляются в прескрубберах. Что касается газообразных элементов, различные исследования показали, что эффективность их удаления составляет 30-50% для Hg и 60-75% для Se. Более 90% выбросов As, Cd, Pb и Zn в процессе FGD происходит за счет известняка. На сокращение выбросов Hg опосредовано влияют блоки DENOX. Блок SCR, обладающий высокой пылеулавливающей способностью, улучшает удаление Hg в последующем блоке FGD с помощью известняковой системы скруббера. Блок SCR увеличивает долю ионной ртути (HgCl2) до 95%, которая может быть вымыта в прескрубберах блока FGD. Исследование, проведенное в Нидерландах, не обнаружило влияние LNB на выбросы тяжелых металлов. 3.5.6 Газовые турбины [68, 69] Для газовых турбин особенно актуальны выбросы NОх. Основными методами сокращения выбросов NОх являются: “сухие” методы (например, сжигание в сухой горелке с низким содержанием NOx с = 0.6 - 0.8, которое является относительно новой разработкой в качестве первичной меры) и “влажные” методы (инжекция воды и/или пара с 0.6 [114]), которые регулируют температуру горения. На больших газовых турбинах также используются вторичные меры, например, селективное каталитическое восстановление (SCR). 3.5.7 Стационарные двигатели [70] Двигатели с искровым зажиганием в основном выбрасывают NОx, CO и несгоревшие углеводороды (ЛОС). Дизельные двигатели также выбрасывают SO2. Выбросы сажи также вносят вклад в выбросы тяжелых металлов и стойких органических соединений, но на данном этапе об этих выбросах нет достаточной информации [35]. Первичные меры снижения этих выбросов заключаются в оптимизации процессов горения (воздушный фактор, уменьшенная нагрузка, инжекция воды, рециркуляция выхлопного газа, оптимизированные камеры сжигания и т.д.). Эффективность снижения может составлять, например, для рециркуляции выхлопного газа от 6.5 до 12% и для внутренней рециркуляции выхлопного газа от 4 до 37%. Внутренняя рециркуляции выхлопного газа (турбо снаряженные модели) может уменьшить выхлоп NOx от 25 до 34% (см. п.114). Используются и вторичные меры, если пороги выбросов не преодолеваются регулировкой самого двигателя. В зависимости от воздушного фактора используются следующие методы: =1 Уменьшение выбросов NОx, CO и ЛОС путем использования трехкомпонентного каталитического конвертера (NSCR) >1 Уменьшение выбросов NОx с помощью селективного каталитического восстановления с использованием NH3 (SCR). Уменьшение выбросов других соединений (СО, ЛОС) достигается с помощью окислительного каталитического конвертера (NSCR) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-16 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Характерная скорость преобразования NOx составляет диапазон от 80 до 95% при соответствующем уменьшении СО и ЛОС. В зависимости от конструкции системы можно достичь сокращение от 80 до 90% [114]. 4 УПРОЩЕННАЯ МЕТОДИКА 4.1 Общие положения 4.1.1 Общий и заданный коэффициенты эмиссии Все “более простые методики” относятся к расчетам выбросов с использованием коэффициентов эмиссий (отношение массы отдельных загрязняющих веществ в выбросе к массе используемого сырья). Более простая методика должна использоваться только в тех случаях, когда нет данных измерений. Более простая методика охватывает выбросы всех важных загрязняющих веществ (SO2, NОx, НМЛОС, CH4, CO, CO2, N2O, NH3, тяжелые металлы). Особое внимание уделяется SОx, NОx и тяжелым металлам, поскольку энергетические установки как точечные источники вносят существенный вклад в суммарные выбросы этих загрязняющих веществ. Энергетическое предприятие может рассматриваться в целом независимо от используемых типов размеров отдельных котлов, или размещения котлов относительно друг друга. Различия в конструкции и работе котлов, используемого топлива и/или очистных установок, требуют учета различных коэффициентов. Это же можно сказать о газовых турбинах и стационарных двигателях. Годовой выброс Е выводится из данных производительности А и фактора, определяющего их линейную связь (см.уравнение (1)): Ei = EFi A Ei EFi A (1) годовой выброс загрязняющего вещества i коэффициент эмиссий (в отношении загрязняющего вещества i) Производительность (установки) Одна и та же степень агрегации устанавливается для определения производительности А и коэффициента эмиссии EF1 путем использования имеющихся данных (например, потребление топлива (см. раздел 6)). Для определения производительности используется потребляемая энергия в (ГДж), но в принципе применимы и другие отношения. Для получения коэффициента эмиссии предлагаются два различных подхода: Общий коэффициент эмиссий EFGi Общий коэффициент эмиссий – это средняя величина для определенных категорий котлоагрегатов с учетом мер по снижению выбросов (первичных и вторичных). Общий коэффициент эмиссий соотносится только с видом используемого топлива и применим ко всем рассматриваемым загрязняющим веществам за исключением SO25. Его нужно использовать при отсутствии конкретных технических данных (только как паллиатив). Заданный (обусловленный техническими условиями работы установки) коэффициент эмиссии EFRi Заданный коэффициент эмиссии является величиной отдельно определенной для котлоагрегатов с учетом мер по снижению выбросов (первичных и вторичных). Заданный для определения выбросов SO2 необходимо знать содержание серы в топливе. Следовательно, следует применить подход определения заданного коэффициента эмиссий 5 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-17 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 коэффициент эмиссии соотносится с индивидуальными характеристиками топлива (например, содержание серы в топливе), а также с конкретными технологическими параметрами. В последующих разделах дается описание заданных коэффициентов эмиссий для масс NОx, SОx и тяжелых металлов в выбросе. В принципе для определения коэффициентов эмиссии следует использовать данные для конкретной установки, если таковые имеются. В последующих разделах 4.1 и 4.8 приведены рекомендации по оценке и использованию общих и заданных коэффициентов эмиссии, представленных в Таблице 4. Точное определение выбросов при работе с полной нагрузкой можно получить, только используя заданные коэффициенты эмиссий для данной конкретной установки. Для расчета таких коэффициентов для масс SOx и NOx в выбросе при сжигании угольной пыли была разработана компьютерная программа (см. Приложения 2-6 и Приложение 14). Таблица 4: Применимость общих коэффициентов EFGi и заданных коэффициентов EFRi Загрязняющее вещество Общий коэффициент выброса EFGi Конкретный коэффициент выброса EFRi SOx NOx + Тяжелые металлы + НМЛОС, CH4, CO, CO2, N2O, + NH3 + возможный, но не рекомендуемый метод; ++ возможный и рекомендуемый метод; не применим; * отсутствует 1) детальные схемы расчета даются для сжигания угольной пыли; 2) детальные схемы расчета даются для сжигания угля. + ++1) ++2) * Если не оговаривается иначе, представленные общий и заданный коэффициенты определяются в условиях работы установки с полной нагрузкой. Выбросы при запуске должны определяться отдельно (см. раздел 4.1.2). 4.1.2 Зависимость выбросов от условий запуска Выбросы в начале работы зависят от нагрузки и от типа запуска (см. Таблицы 5 и 6). Предприятие может быть сконструировано для: максимальной нагрузки: для удовлетворения краткосрочной потребности в энергии, средней нагрузки: для удовлетворения потребности в энергии на рабочий день, базовой нагрузки: для непрерывной работы. Таблица 5: Тип нагрузки Максимальная 1 Средняя Базовая Тип нагрузки и количество запусков в год. Количество запусков в год диапазон значение 150 - 500 200 50 - 250 150 10 - 20 15 Руководство по инвентаризации выбросов Количество часов работы с полной годовой нагрузкой диапазон значение 1.000 - 2.500 2.000 3.000 - 5.000 4.000 6.000 - 8.000 7.000 15 февраля 1996 г. Выбросы2 х1 ххх х В111-18 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 1 2 ps010101 для работы с максимальной нагрузкой часто используется высококачественное топливо (например, газ, нефть) и газовые турбины х: малая; ххх: большая. Таблица 6: Состояние котлоагрегата во время пуска для обычной электростанции Тип Время простоя [час] [65] Состояние котла запуска Горячий <8 горячий Теплый 8 - около 50 теплый Холодный > 50 холодный 1 обычно раз в году, только для ремонта 2 х: низкие; хх: средние; хх: высокие. Частота2 Выбросы2 ххх хх х1 х хх ххх Для того чтобы учесть выбросы при запуске работы, было проведено детальное исследование. В рамках этого исследования были определены выбросы при пуске котлоагрегата и коэффициенты эмиссий, определяемые при пуске котла, для различных типов котлоагрегатов (DBB, WBB и котлов, работающих на газе, см. Приложение 15.). Приведенные пусковые выбросы относятся к котлам, при эксплуатации которых используются вторичные меры по снижению выбросов. Учитывая характеристики котлоагрегатов, приведенные в Приложении 15, были получены следующие общие тенденции пусковых выбросов SOx, NOx, и СО в зависимости от типа топлива и типа котлоагрегата (на основании [116]). В этом детальном исследовании было установлено, что для рассмотренных котлоагрегатов пусковые выбросы при сжигании угля значительно выше, чем при сжигании газа. Пусковые выбросы выше в котлоагрегатах с сухим золошлакоудалением, чем в котлоагрегатах с влажным золошлакоудалением и газовых котлах. В последующих разделах пусковые выбросы и стартовые коэффициенты эмиссий даются как отношения: FEF = EFA/EFV FEF EFA EFV (2) отношение пусковых коэффициентов выбросов и коэффициентов выбросов при работе с полной нагрузкой коэффициент выбросов в пусковой период [г/ГДж] коэффициент выбросов в условиях полной нагрузки [г/ГДж] FE = EA/EV FE EA EV (3) отношение пусковых выбросов и выбросов при работе с полной нагрузкой [ ] выбросы в течение пуска (см.раздел 3.2) [т] выбросы для условий полной нагрузки в течение стартового периода [т] Количество пусковых выбросов и выбросов при работе с полной нагрузкой сравнимо по периодам времени; потребляемая энергия (расход топлива) во время запуска котла ниже, чем в течение периода работы с полной нагрузкой. Соотношение коэффициента эмиссий FEF часто выше, чем соотношение FE. Значительные удельные выбросы во время запуска котлоагрегата компенсируются более низким потреблением топлива. Отношение выбросов FE, равное 1, означает, что пусковые выбросы имеют тот же порядок величин, что и выбросы при работе с полной нагрузкой. Результаты этого исследования, полученные для конкретных загрязняющих веществ приведены в разделах 4.2 - 4.9. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-19 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Если принимаются во внимание пусковые выбросы, то соответствующая производительность установок определяется следующим образом: А = Аполн.нагрузка + Ахол. + Атепл. + Агор. (4а) А производительность в рассматриваемый период (ГДж) Аполн.нагрузка производительность в период эксплуатации котла с полной нагрузкой (ГДж) Ахол. производительность в период пуска двигателя из холодного состояния (ГДж) Атепл. производительность в период пуска двигателя из теплого состояния (ГДж) Агор. Производительность в период пуска двигателя из горячего состояния (ГДж) Каждая категория производительности котла (например, Ахол.) определяется отдельно путем суммирования потребляемой тепловой энергии в соответствующие периоды работы (например, периоды пуска двигателя из холодного состояния). Соответственно, уравнение (1) выглядит следующим образом: E = EFV · (Аполн.нагрузка + FEFхол. · Ахол. + FEFтепл. · Атепл. + FEFгор. · Агор. ) · 10-6 (4b) E выброс в рассматриваемый период (Mг) EFV нагрузкой (г/ГДж) коэффициент эмиссии в условиях эксплуатации котла с полной FEFхол.тепл.гор. соотношение коэффициента эмиссий, определяемого при пуске (из холодного, теплого и горячего состояния) и коэффициента эмиссии при эксплуатации котла с полной нагрузкой Аполн.нагрузка/хол/ производительность при эксплуатации котла с полной нагрузкой /пуск из холодного состояния/ (ГДж) Коэффициент эмиссии в условиях эксплуатации котла с полной нагрузкой может быть аппроксимирован с использованием коэффициентов эмиссий, приведенных в Таблицах 24 и 25 (для NOx) и в Таблице 28 (для СО); коэффициенты эмиссии для SO2 могут определяться с помощью уравнения (5).. Поправочный коэффициент для годового выброса можно получить с помощью cоотношения годовых выбросов в соответствии с уравнением [4b] и выбросов, определяемых без учета количества выбросов в условиях пуска. Выбросы в зависимости от нагрузки 4.1.3 Зависимость выбросов от нагрузки была определена только для выбросов NOx из более старых типов котлоагрегатов (см. раздел 4.3). Коэффициенты эмиссий при выбросах SO2 4.2 Для SO2 здесь рекомендуются только заданные коэффициенты эмиссий EFRSO . Для 2 определения этих коэффициентов рекомендуется использовать следующее основное уравнение (для выбросов SO3 см. раздел 9): EFRSO 2 CSfuel 1 S 2 1 Hu 106 1 cåê EFRSO заданный коэффициент эмиссий [г/ГДж] CSfuel содержание серы в топливе [кг/кг] S содержание серы в золе [ ] (5) 2 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-20 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 низкая теплота сгорания топлива [МДж/кг] коэффициент снижения выбросов при использовании вторичных мер[ ] наличие вторичных мер [ ] Hu cек Уравнение (5) может использоваться для любого топлива, но не все параметры можно использовать для некоторых видов топлива (например, S для газа). Рекомендованные величины эффективности вторичных мер для снижения количества выбросов приведены в Таблице 7. Технологии, приведенные в Таблице 7, в основном применяются в случае котлоагрегатов, работающих на угле, но их можно использовать и при использовании других видов топлива. Таблица 7: Рекомендованные величины для вторичных мер сокращения выбросов SO2 (все классы топлива [18,19] Тип вторичной меры WS SDA DSI LIFAC WL WAP AC DESONOX No. 1 2 3 4 5 6 7 8 Коэффициент снижения cек[ ] 0.90 0.90 0.45 0.70 0.97 0.88 0.95 0.95 Наличие 0.99 0.99 0.98 0.98 0.99 0.99 0.99 0.99 [] 4.2.1 Сжигание угля Для определения коэффициентов выбросов SO2 для котлов, работающих на угле, может использоваться уравнение (5). Если нет некоторых входных данных можно использовать величины, рекомендованные в справочных источниках. CSfuel cм. Приложения 7 и 8, Таблицу 23, S сек и Hu cм. Таблицу 8, cм. Таблицу 7, cм. Приложения 7 и 8 Более подробная информация расчета коэффициентов эмиссий при выбросах SO2 приводится в Приложениях 2 (алгоритм) и 3 (описание компьютерной программы). Рекомендованные величины содержания серы в золе в котлоагрегатах, работающих на угле, приведены в Таблице 8. Таблица 8: Рекомендованные величины содержания серы в золе (S) для котлоагрегатов при сжигании пылевидного угля. Тип котла 1) S [ ] Антрацит Бурый уголь DBB 0.05 0.31) WBB 0.01 средняя величина, на практике можно получить величины 0.05-0.60 (например, в Чешской Республике используется величина 0.05) Коэффициенты эмиссий, получаемые с помощью уравнения [5] относятся к условиям работы с полной нагрузкой; выбросы при пуске котла не учитываются. Если есть блок десульфуризации Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-21 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 газа, выбросы при пуске следует учитывать, как это описано в разделе 4.1.2. Целесообразность учета пусковых выбросов SO2 в значительной мере зависит от следующих параметров: тип топлива (например, выбросы SO2 напрямую зависят от содержания серы в топливе); состояние котлоагрегата во время запуска (горячий, теплый, холодный пуск, см. также Таблицу 6); начало работы блока десульфуризации газа (десульфуризация дымовых газов напрямую или при использовании обходной конфигурации блока); установленный предел выбросов SO2 (конкретные пределы для котлоагрегата могут быть установлены ниже требований директивы LCP). Следующие пределы и величины FEF, FE для сжигаемого угля в котлоагрегатах с сухим шлакоудалением, полученные в рамках исследования, представлены в Приложении 15. Величины десульфуризации дымовых газов напрямую показывают, что пусковые выбросы SO2 невелики (отношение FE около 1). В случае обходного запуска блока FGD пусковые выбросы SO2 значительны при пуске двигателя как из холодного, теплого, так и из горячего состояния; пусковые выбросы могут быть в 4 раза больше; чем выбросы за сравнительный период времени при работе котла с полной нагрузкой (на основании [116]). Таблица 9: Отношения коэффициентов выбросов при пуске к коэффициентам при работе с полной нагрузкой FEF и отношения выбросов при запуске к выбросам при работе с полной нагрузкой FE для SO2 для котлоагрегатов с сухим золошлакоудалением. Отношение коэффициентов выбросов при запуске к коэффициентам выбросов при работе с полной нагрузкой FEF [ ] Отношение выбросов при пуске к выбросам при работе с полной нагрузкой FE [ ] 3 max.16 1 - max.4 Диапазон Величины для прямого пуска FGD FEFхолодный: 5 FEхолодный: 1 FEFтеплый: 5 FEтеплый: 1 4 FEгорячий: 1 Величины для обходного пуска FGD FEFхолодный: 8.5 -16 FEхолодный: 2 - 4.5 FEFтеплый: 5 - 14.5 FEтеплый: 1 - 3.5 5 - 5.5 FEгорячий: 1.5 FEFгорячий: FEFгорячий: FEFхолодный, теплый, горячий отношение коэффициентов выбросов при запуске к коэффициентам выбросов при работе котла с полной нагрузкой при пуске двигателя из холодного, теплого и горячего состояния (см.также Таблицу 6). FE холодный, теплый, горячий соотношение количества выбросов при запуске и выбросов при работе котла с полной нагрузкой при пуске двигателя из холодного, теплого и горячего состояния (см. также Таблицу 6). 4.2.2 Сжигание других видов топлива (биомасса, отходы, жидкие топлива, газообразное топливо) Выбросы SO2 непосредственно связаны с содержанием серы в биомассе, отходах, жидком и газообразном топливе (см. уравнение (5)). Содержание серы в золе S не играет большой роли. Коэффициент снижения выбросов сек и наличие вторичных мер должны приниматься во внимание (в частности при сжигании отходов). Рекомендованные величины для и Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-22 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 приводятся в Таблице 7. Содержание серы в различных видах топлива приводится в Таблице 23 и Приложениях 7 и 8. 4.3 Коэффициенты эмиссий при выбросах NOx При определении выбросов NОx можно использовать как общий так и заданный коэффициенты эмиссий. Коэффициенты эмиссий представлены в Таблицах 24 и 25 в зависимости от мощности, типа котла, первичных мер по сокращению выбросов и типа используемого топлива. 4.3.1 Сжигание пылевидного угля Для котлов, сжигающих пылевидный уголь, заданные коэффициенты эмиссий при выбросах NОx могут быть рассчитаны индивидуально. Из-за сложности процесса реакции при образовании NOx (см.также раздел 3.4) расчет заданных коэффициентов эмиссий NOx может быть произведен на основе эмпирических соотношений, которые даны в уравнении (6). Важным моментом в уравнении (6) является чистое образование NОx (без использования первичных мер) внутри котла. ( CNO2boiler ) CNO2boiler определяется с помощью эмпирического соотношения в зависимости только от параметров топлива, как описано в Приложении 5. EFR NO 2 C NO2 b o iler 1 prim 1 10 6 1 Hu cåê (6) EFRNO заданный коэффициент эмиссий [г/ГДж] CNO2boiler общее содержание диоксида азота, образованного в котле без учета первичных мер 2 сокращения выбросов (в массе NO2/масса топлива [кг/кг]6 prim эффективность первичных мер снижения выбросов [ ] Hu низшая теплота сгорания топлива [МДЖ/кг] cек коэффициент снижения выбросов при использовании вторичных мер [ ] наличие вторичных мер[ ] Более детально расчет заданных коэффициентов эмиссий NO2 дается в Приложениях 4 (алгоритм) и 5 (описание компьютерной программы). Если отсутствуют некоторые входные данные, рекомендованные величины, на базе опубликованных источников, представлены следующим образом: CN, fuel содержание азота в топливе Cvolaties содержание летучих соединений в топливе prim сек и Hu Рекомендованные величины эффективности первичных мер приведены в Таблицах 10 и 11. 6 Примечание: сокращения см.Приложение 7 и 8 см.Приложение 7 и 8 см.Таблицу 10 см.Таблицу 11 см. Приложения 7 и 8 выбросов от использования Компьютерная программа, которая дается в Приложении 5 представляет CNO2boiler как отношение (масса загрязняющего вещества/масса дымового газа [кг/кг]) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-23 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 10: Коэффициент снижения выбросов NOx при использовании выбранных первичных мер для котлов, работающих на угле [17, 18, 19, 28, 31, 32, 33, 34, 53] (рекомендованные величины) Первичная мера1 Отсутствие мер4 LNB SAS OFA FGR LNB/SAS LNB/OFA LNB/FGR SAS/OFA SAS/FGR OFA/FGR LNB/SAS/OFA LNB/SAS/FGR LNB/OFA/FGR Устаревшая установка/оптими зированные условия эксплуатации Старая установка/ модернизированн ая2) Новая установка2) Коэффициент снижения DBB Антрацит диапазон величина3 0 0 0.10 - 0.30 0.20 0.10 - 0.40 0.30 0.10 - 0.40 0.30 0.05 - 0.15 0.10 0.20 - 0.60 0.45 0.20 - 0.60 0.45 0.15 - 0.40 0.30 0.20 - 0.65 0.50 0.15 - 0.50 0.40 0.15 - 0.50 0.40 0.30 - 0.75 0.60 0.25 - 0.65 0.50 0.25 - 0.65 0.50 Лигнит диапазон величина3 0 0 0.10 - 0.30 0.20 0.10 - 0.40 0.30 0.10 - 0.35 0.25 0.05 - 0.20 0.15 0.20 - 0.60 0.45 0.20 - 0.55 0.40 0.15 - 0.45 0.30 0.20 - 0.60 0.40 0.15 - 0.50 0.40 0.15 - 0.50 0.35 0.30 - 0.75 0.60 0.25 - 0.70 0.50 0.25 - 0.65 0.50 Коэффициент снижения WBB Антрацит диапазон величина3 0 0 0.10 - 0.30 0.20 0.10 - 0.40 0.30 0.10 - 0.35 0.25 0.05 - 0.25 0.20 0.20 - 0.60 0.45 0.20 - 0.55 0.40 0.20 - 0.50 0.35 0.20 - 0.60 0.40 0.20 - 0.55 0.45 0.20 - 0.50 0.40 0.30 - 0.75 0.60 0.30 - 0.70 0.55 0.30 - 0.65 0.50 0.15 0.15 0.20 0.50 0.50 0.50 0.40 0.35 0.40 Выборка из базы данных DECOF, разработанной и имеющейся в Институте промышленного производства IIP Величины, рекомендованные при отсутствии информации о первичных мерах Рекомендованные величины, использованные в компьютерной программе Отсутствие первичных мер. Этот случай относится к старым установкам. 1) 2) 3) 4) Таблица 11: N 1 2 3 4 Рекомендованные величины эффективности сокращения и наличие вторичных мер сокращения выбросов NОx [18,19] (для всех видов топлива) Тип вторичной меры SNCR SCR AC DESONOX Коэффициент снижения сек [ ] Руководство по инвентаризации выбросов 0.50 0.80 0.70 0.95 15 февраля 1996 г. Наличие вторичных мер [ ] 0.99 0.99 0.99 0.99 В111-24 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Коэффициенты эмиссий NO2 при сжигании угля различного состава рассчитывались с использованием вышеприведенных и представленных в Таблице 22 рекомендованных величин Зависимость выбросов NОx от нагрузки можно разделить на два различные явления (раздел 4.1.2 и 4.1.3): а) Вариация нагрузки во время нормальной работы: В литературе сведения о вариации нагрузки очень разноречивы. Часто отмечают большую корреляцию между выбросами NОx и нагрузкой. Поправки на влияние нагрузки, как это дается, например, в [66] могут относиться к более старому типу котлов. Отмечалось, что для современных котлов с оптимизированными условиями сжигания, например, за счет первичных мер, такая зависимость выбросов от нагрузки ничтожна [64]. Это объясняется тем, что для современных котлов (с применением первичных мер) в условиях эксплуатации котла с уменьшенной нагрузкой для обеспечения приемлемого процесса сжигания топлива применяются сверх стехиометрические отношения относительно пропорции подаваемого воздуха, что приводит к тому, что коэффициенты эмиссий NOx подобны полученным в условиях работы котла с полной нагрузкой. Поэтому для модернизированных котлов не предлагается поправка на влияние нагрузки. Для более старых котлов (без первичных мер) зависимость коэффициента эмиссий от нагрузки может быть рассчитана в соответствии с уравнением (7), которое было получено для немецких котлоагрегатов с сухим золошлакоудалением (сжигание антрацита) [71]: EF = 1.147 + 0.47 L, (7) EF коэффициент эмиссий [г/МВтчас]7), L фактическая нагрузка в [МВт]. На данном этапе не существует общего подхода для оценки зависимости нагрузки и выбросов NOx. Однако можно получить коэффициент поправки на нагрузку путем применения соотношения между коэффициентами эмиссий при сниженной нагрузке и при работе котла с полной нагрузкой: k нагру зка EFсокращен. нагру зка 1.147 0.47 L V 1.147 0.47 L номинал EF (8) kнагрузка отношение коэффициента эмиссий при сокращенной нагрузке к коэффициенту эмиссий при полной нагрузке [ ] EFсокращ. Нагрузка коэффициент эмиссий в условиях работы котла с уменьшенной [г/МВтчас]6) EFV коэффициент эмиссий при работе с полной нагрузкой [г/МВтчас]6) L фактическая нагрузка [МВт] Lноминал номинальная нагрузка [МВт] Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-25 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Рис. 1.1 графически представляет результаты уравнения (8). Рис. 1.1: Вариант kload с нагрузкой Если учитывается эксплуатация агрегата с уменьшенной нагрузкой, то соответствующая производительность котла рассчитывается следующим образом: А = Аполн..нагрузка + Анагрузка 1 + Анагрузка 2 + ... (9а) А производительность в рассматриваемый период (ГДж) Аполн.нагрузка производительность в периоды работы котла с полной нагрузкой (ГДж) Анагрузка i производительность в периоды работы котла со сниженной нагрузкой на уровне i (ГДж) Каждая категория производительности (например, Анагрузка 1 ) определяется отдельно суммированием количества потребляемой тепловой энергии в соответствующие периоды эксплуатации, например, при нагрузке уровня i. Выбросы рассчитываются в соответствии с уравнение (9b). Е = EFV · (Аполн. нагрузка + kнагрузка 1 · Анагрузка 1 + kнагрузка 2 · Анагрузка 2 + ...) · 10-6 (9b) Е выброс за рассматриваемый период времени [т] коэффициент эмиссий в условиях работы котла с полной нагрузкой [г/ ГДж] V EF Анагрузка i производительность при нагрузке уровня i Kнагрузка i отношение коэффициента эмиссий в условиях работы агрегата со сниженной нагрузкой к коэффициенту при работе с нагрузкой уровня i [ ] Если используются вторичные меры условий эксплуатации, то поправка на влияние нагрузки при выбросах NOx не учитывается. b) Вариации нагрузки в связи с условиями запуска. Коэффициенты эмиссий NOx, приведенные в таблицах 24 и 25, относятся к условиям работы с полной нагрузкой, пусковые выбросы не учитываются. Если установлена SCR, пусковые выбросы должны учитываться, как описано в разделе 4.1.2. Наличие пусковых выбросов NOx в значительной степени зависят от следующих параметров: Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-26 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 типа котлоагрегата (например, выбросы NOx из котлоагрегатов с влажным золошлакоудалением всегда выше, чем из котлов с сухим золошлакоудалением вследствие более высоких температур сжигания), типа используемого топлива (например, содержание азота в топливе всегда способствует образованию NOx), состояния котлоагрегата во время запуска (горячий, теплый или холодный пуск), технических характеристик любого отдельного пуска, таких как: продолжительности и скорости запуска, уровня нагрузки (сокращенная или полная), установок для вторичных мер сокращения выбросов (например, время запуска высокопылевых установок (SCR - осадитель - FGD) зависит от нагрузки котлоагрегата вследствие того, что катализатор SCR непосредственно подогревается топочным газом; хвостовые установки (осадитель - FGD - SCR) могут иметь более короткий период запуска за счет того, что катализатор SCR может быть подогрет дополнительной печью, нормы выбросов газообразных отходов, которые должны выполняться (конкретные величины норм выбросов для котлоагрегата могут быть установлены ниже, чем предписано директивой LCP). В исследовании, о котором говорилось в Приложении 15, были проанализированы измеренные данные по котлам различного типа. Для сжигания угля были получены следующие величины (на основании [116]): Для сжигания угля в котлоагрегатах с сухим золошлакоудалением могут быть даны следующие диапазоны и величины: Таблица 12: Отношения коэффициентов эмиссий при запуске к коэффициентам при работе с полной нагрузкой FEF и отношения выбросов при запуске к выбросам при работе с полной нагрузкой FE при выбросах NO2 для котлоагрегатов с сухим золошлакоудалением. Отношение коэффициентов эмиссий при запуске к коэффициентам при работе с полной нагрузкой FEF [ ] Диапазон Значения для DBB 2 - max.6 3.5 - 6 3 - 6.5 2.5 - 3 FEFхолодный: FEFтеплый: FEFгорячий: Отношение выбросов при запуске к выбросам при работе с полной нагрузкой FE [ ] 1-2 1.5 - 2 1-2 1 - 1.5 FEхолодный: FEтеплый: FEгорячий: FEFхолодный, теплый, горячий отношение коэффициентов эмиссий при запуске к коэффициентам эмиссий при работе с полной нагрузкой в условиях пуска двигателя из холодного, теплого или горячего состояния (см.также Таблицу 6) FE холодный, теплый, горячий отношение выбросов при запуске к выбросам при работе с полной нагрузкой в условиях пуска двигателя из холодного, теплого или горячего состояния (см.также Таблицу 6) В исследовании пусковые выбросы NO2 были гораздо выше, чем выбросы при работе с полной нагрузкой. Существует зависимость между пусковыми выбросами (см.раздел 3.2) и временем простоя котла: при пусках двигателя из холодного состояния выбросы приблизительно в 2 раза выше, из теплого состояния – примерно в 1 - 2 раза выше и при начале работы котла с пуском Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-27 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 двигателя из горячего состояния - от 1 до 1.5 раз выше, чем при работе с полной нагрузкой. Коэффициенты эмиссий при запуске агрегата могут быть в 6 раз выше, чем эти же коэффициенты в условиях работы котла с полной нагрузкой. На исследуемых котлоагрегатах установка SCR имела конфигурацию, обладающую мощной пылеудерживающей способностью. - Было обнаружено, что при сжигании угля в котлах с влажным золошлакоудалением (SCR в хвостовой конфигурации) пусковые выбросы не были выше, чем выбросы при работе с полной нагрузкой (отношение 1). Однако, эти соображения основываются только на данных, полученных для двух котлоагрегатов. Данные измерений для котлов с запуском двигателя из горячего состояния отсутствуют. Выбросы NOx, в частности при сжигании угля в DBB, могут быть занижены, если эти явления не принимаются во внимание. 4.3.2 Сжигание других видов топлива (биомасса, отходы, жидкие топлива, газообразные топлива) Расчет выбросов производится по формуле (1). При сжигании твердого и жидкого топлива образуется NO топливного и теплового происхождения. При сжигании газообразного топлива образуется NO, полученный только в результате образования тепловой энергии, поскольку в самом топливе азота не содержится. При сжигании газообразного топлива снижения выбросов достигаются, в основном, привлечением первичных мер. В Швеции есть несколько установок, работающих на сжигании биомассы в качестве топлива. Анализ данных выбросов из котлоагрегатов, работающих на газе, оснащенных SCR, показали, что пусковые выбросы невелики (отношение FE были меньше 1) (на основании данных [116]). 4.4 Коэффициенты эмиссий НМЛОС/CH4 Расчет выбросов производится по уравнению (1). Виды топлива и методы определения общих и заданных коэффициентов эмиссий приведены в Таблицах 26 и 27. 4.5 Коэффициенты эмиссий CО Расчет выбросов производится по уравнению (1). Виды топлива и методы определения конкретных коэффициентов эмиссий приведены в Таблице 28 (условия работы с полной нагрузкой). Выбросы СО при пуске и при работе на полной нагрузке в основном зависят от условий сжигания (наличие кислорода, распыление нефти и т.д.). При детальном исследовании было обнаружено, что пусковые выбросы СО существенны при сжигании угля. Пусковые выбросы СО определяются для периода от начала работы горелок до времени, когда котлоагрегат работает при минимальной нагрузке. При сжигании угля и газа были получены следующие результаты (на основании [116], см. также раздел 4.1.2): Для процессов сжигания угля в котлоагрегатах с сухим золошлакоудалением приводятся следующие диапазоны: Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-28 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 Таблица 13: ps010101 Отношения коэффициентов эмиссий СО при запуске к коэффициентам при работе с полной нагрузке FEF и отношения выбросов СO при запуске к выбросам при работе с полной нагрузкой FE для котлоагрегатов с сухим золошлакоудалением. Отношение коэффициентов эмиссий при пуске и работе при полной нагрузке FEF [ ] Диапазон Значения для DBB 0.5 - 3.5 1.5 - 3.5 1 0.5 FEFхолодный: FEFтеплый: FEFгорячий: Отношение начальных выбросов при пуске к выбросам при работе с полной нагрузкой FE [ ] 0.1 - 0.7 0.4 - 0.7 0.2 - 0.7 0.1 FEхолодный: FEтеплый: FEгорячий: FEFхолодный, теплый, горячий отношение коэффициентов эмиссий при пуске к коэффициентам эмиссий при работе с полной нагрузкой для котлов с запуском двигателя из холодного, теплого и горячего состояния (см.также Таблицу 6) FE холодный, теплый, горячий отношение выбросов при пуске к выбросам при работе с полной нагрузкой для котлов с запуском двигателя из холодного, теплого и горячего состояния (см.также Таблицу 6) Величины, приведенные в Таблице 13, показывают, что начальные выбросы СО для DBB ниже, чем при работе с полной нагрузкой для рассматриваемых котлоагрегатов. Пусковые выбросы от котлоагрегатов с влажным золошлакоудалением могут быть в 1.2 раза выше, чем выбросы при работе с полной нагрузкой при запусках из холодного состояния (FEF = 4); для запусках из теплого состояния выбросы ниже (FE = 0.3; FEF = 0.8). Пусковые выбросы СО от газовых котлоагрегатов пренебрежимо малы. 4.6 Коэффициенты эмиссий CО2 Расчет выбросов делается по уравнению (1). Коэффициенты удельных выбросов при сжигании топлива приведены в Таблице 29. Для определения заданных коэффициентов эмиссий CO2 можно использовать следующее общее уравнение (10): EFRCO2 44 1 C C fuel 10 6 12 Hu EFRCO заданный коэффициент эмиссий [г/ГДж] CCfuel содержание углерода в топливе (в масса С/масса топлива [кг/кг]) Hu доля окисленного углерода низшая теплота сгорания топлива [МДж/кг] (10) 2 Рекомендованные величины содержания углерода и низшие величины сгорания различных сортов угля, имеющегося на мировом рынке, приводятся в Приложениях 7 и 8. Доля окисляемого углерода (Е) определена как главная часть углерода который окисляется в СО2, небольшие количества углерода могут оставаться не окисленными. Рекомендованная величина для в соответствии с МГЭИК [61] для жидких видов топлива составляет 0.99, для твердых видов топлива - 0.98 и газообразного 0.995. При этом подходе предполагается, что единственным продуктом окисления является CO2. Тем не менее, требуется избегать двойного учета СО2: продукты неполного окисления, например СО, не должны преобразовываться в СО2. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-29 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Организации МГЭИК/ОЭСР (ООН) представили общую модель (так называемый эталонный подход) специально предназначенную для расчета выбросов СО2 на государственном уровне (не на уровне установки) [61]. Для этой методики взят за основу энергетический баланс страны. 4.7 Коэффициенты эмиссий N2О Расчет выбросов производится по уравнению (1). Виды топлива и методы определения коэффициентов эмиссий для удельных величин выбросов приведены в Таблице 30. В настоящее время в литературе представлены несколько пилотных исследований, в которых использованы данные измерений [13, 14, 25, 26, 27]. Полный перечень воздействующих факторов пока не определен. 4.8 Коэффициенты эмиссий NH3 Пока не определены коэффициенты эмиссий относительно потребляемой энергии. Имеющиеся данные по утечкам аммиака на SCR/SNCR установках основывается на измерениях и относятся к объему дымового газа: SCR/SNCR - установки часто проектируются под утечки аммиака около 5 ppm (3.8 мг NH3/м3 дымового газа) [45,62]. Утечка аммиака на установках SCR и SNCR увеличивается с увеличением отношения NH3/NOx, а также с уменьшением действия катализатора. 4.9 Коэффициенты эмиссий тяжелых металлов Для тяжелых металлов могут быть использованы общие и заданные коэффициенты эмиссий. Коэффициенты эмиссий в зависимости от потребляемого топлива, установленного оборудования и технологических приемов приведены в Таблице 31. 4.9.1 Сжигание угля Для определения коэффициентов эмиссий в рамках определения отношений удельных величин тяжелых металлов в выбросе к массе сырья можно использовать три различные методики, принимая во внимание: состав топлива (выбросы газов и твердых частиц) состав зольной пыли (выбросы твердых частиц), концентрация зольной пыли в очищенном газе (выбросы твердых частиц). Выбор методики зависит от имеющихся в наличии данных. 4.9.1.1 Расчет заданных коэффициентов эмиссий, основанный на данных состава топлива (см. п. 35) Оценка выбросов тяжелых металлов в виде взвешенных частиц и в виде газа последовательно представлена в уравнении (11). Поведение тяжелых металлов в плане концентрации твердых частиц учитывается как фактор обогащения (см. также раздел 3.4). Выбросы в виде газов должны учитываться дополнительно в случае, когда речь идет о мышьяке, ртути и селене. EFRHM CHMcoal fa fe 102 1 ð ÑHMcoal fg 102 1 g (11) EFRHM заданный коэффициент эмиссий тяжелого металла, (масса загрязняющего CHMcoal вещества/масса угля [г/т]) концентрация тяжелого металла в угле [мг/кг] fa твердые частицы золы, выбрасываемые из топочной камеры [вес.-%] Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-30 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 фактор обогащения [ ] фракция тяжелого металла в виде газа [вес.-%] эффективность оборудования пылеподавления [ ] эффективность устройств снижения токсичности отработавших газов тяжелых fe fg p g металлов Характеристики топлива и технологии учитываются параметрами fa и fe. и предлагаются следующие стандартные значения: Таблица 14: Рекомендованные величины для fа при различных технологиях сжигания (основаны на [35]) Тип котла DBB (пылевидный уголь) Сжигание на колосниковой решетке Сжигание в псевдоожиженном слое fa [вес.-%] 80 50 15 Таблица 15: Рекомендованные величины fe для тяжелых металлов, выбрасываемых при сжигании угля [cм. п. 35] Тяжелый металл fe [ ] диапазон Мышьяк 4.5 - 7.5 Кадмий 6-9 Медь 1.5 - 3 Хром 0.8 - 1.3 Никель 1.5 - 5 Свинец 4 - 10 Селен 4 - 12 Цинк 5-9 1 рекомендуемая величина, если нет другой информации величина1) 5.5 7 2.3 1.0 3.3 6 7.5 7 Газообразные выбросы (мышьяка, ртути и селена) рассчитываются по данным содержания тяжелого металла в угле. Значения выбросов в газообразной форме приводятся в таблице 16. Эффективность устройств снижения выбросов в отношении этих элементов рассматривается в разделе 3.5.5. Таблица 16: угля [35] Фракции тяжелых металлов, выбрасываемые в виде газов (fg) при сжигании Тяжелый металл Мышьяк Ртуть Свинец fg [вес.-%] 0.5 90 15 Расчет заданных коэффициентов эмиссий, основанный на данных состава зольной пыли [39] Если концентрация тяжелых металлов в зольной пыли неочищенного газа известна, то коэффициенты эмиссий тяжелых металлов можно оценить с помощью уравнения (12). Газообразные выбросы должны учитываться отдельно, как это описано в разделе 4.9.1.1. 4.9.1.2 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-31 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 EFRHM.P EFf CHMFA,raw 10 3 1 p ps010101 (12) EFRHM.P коэффициент эмиссий тяжелого металла в виде твердых частиц (масса загрязняющего вещества/масса угля [г/т]) коэффициент выброса зольной пыли в неочищенном газе (масса взвешенного вещества/масса угля [кг/т]) CHMFA,raw концентрация тяжелого металла в зольной пыли неочищенного газа (масса EFf p загрязняющего вещества/масса взвешенного вещества [г/т]) эффективность оборудования пылеподавления[ ] Значения EFf могут быть рассчитаны в рамках конкретных технологических решений с использованием параметров по умолчанию (см. Таблицу 17 в зависимости от содержания золы в угле (а) в [вес.-%]. Таблица 17: Коэффициент выбросов зольной пыли в составе неочищенного газа (EFf) как функция содержания золы в угле (а) [вес.-%] [см. п. 39] Технология Циклон Механическая топка Сжигание пылевидного угля EFf (масса взвеси/масса угля) [кг/Мг] 1.4а 5.9a 7.3a Коэффициенты эмиссий, рассчитанные с учетом состава угля или зольной пыли, в основном зависят от эффективности оборудования пылеподавления. 4.9.1.3 Расчеты заданных коэффициентов эмиссий с учетом данных концентрации зольной пыли в очищенном топочном газе [см. п. 36] Если концентрация тяжелых металлов в зольной пыли в очищенном дымовом газе известна, то коэффициенты выбросов тяжелых металлов могут быть оценены по уравнению 13). Газообразные выбросы должны учитываться отдельно, как в разделе 4.9.1.1. EFRHM,P CHMFA,clean CFG VFG 109 (13) заданный коэффициент выбросов тяжелого металла во взвешенном веществе (масса EFRHM,P загряз. вещества/ масса угля [г/т] CHMFA,clean концентрация тяжелого металла в зольной пыли в очищенном дымовом газе (масса загряз.вещества/масса зольной пыли [г/т] CFG VFG концентрация зольной пыли в очищенном дымовом газе (масса зольной пыли/объем дымовогогаза [т/м3] удельный объем дымового газа (объем дымового газа/масса угля [м3/т]) Топливо и удельные концентрации тяжелых металлов в зольной пыли очищенного дымового газа ( CHMFA,clean ) приводятся в Таблице 18 [36]. Таблица 18: Концентрация тяжелых металлов в зольной пыли очищенного дымового газа [36] CHMFA,clean Тяжелый металл As Cd Cr DBB/hc [г/т] диапазон значение WBB/hc [г/т] диапазон значение DBB/hc [г/т] диапазон значение 61 - 528 0.5 - 18 73 - 291 171 - 1378 18 - 117 84 - 651 70 - 120 7 - 12 10 - 250 Руководство по инвентаризации выбросов 300 10 210 15 февраля 1996 г. 690 80 310 100 10 70 В111-32 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 Cu Ni Pb Se1 Zn 1) 25 - 791 58 - 691 31 - 2.063 18 - 58 61 - 2405 290 410 560 45 970 223 - 971 438 - 866 474 - 5249 7-8 855 - 7071 480 650 2210 7 3350 13 - 76 нет данных 10 -202 нет данных 50 - 765 ps010101 50 90 90 нет данных 240 газообразный Se не включен Рекомендованные величины концентрации взвешенного вещества после процесса FGD (CFG) приведены в Таблице 19. Таблица 19: Концентрация взвешенных частиц после процесса FGD (CFG) при сжигании угля по данным [18] Тип FGD WS SDA WL WAP AC DESONOX 1) CFG [мг/м3] диапазон значение1 20 - 30 25 20 - 30 25 5 - 10 8 5 - 10 8 < 40 20 < 40 20 рекомендованная величина, если нет другой информации Концентрация зольной пыли в дымовом газе часто измеряется непрерывно. В этом случае суммарный годовой выброс зольной пыли можно получить по данным этих измерений: см. раздел 5.2. 4.9.2 Сжигание других видов топлива Общие коэффициенты эмиссий сжигании нефтепродуктов и газа приведены в Таблице 31. Среди других видов топлива только отходы имеют существенные выбросы тяжелых металлов. Коэффициенты эмиссий от сжигания отходов в настоящее время отсутствуют (коэффициенты эмиссий, имеющиеся в опубликованных материалах, в основном относятся к сжиганию отходов на мусоросжигательных заводах). 5 ДЕТАЛИЗИРОВАННАЯ МЕТОДИКА Детализированная методика относится к обработке измеренных данных для определения годовых выбросов или для верификации коэффициентов эмиссий (в целях сравнения). Годовые выбросы от больших источников выбросов загрязняющих веществ могут быть получены только при использовании данных, измеряемых на непрерывной основе, которые обычно бывают, если на предприятии установлено вторичное технологическое оборудование для вторичных процессов снижения выбросов. Более того, детализированная методика должна использоваться везде, где есть данные измерений. Например, для установок по сжиганию среднего и небольшого размера, для которых часто проводятся периодические измерения. Измерения проводятся за котлоагрегатами или у трубы; могут использоваться величины, полученные в обоих вариантах. Государственные программы наблюдения должны включать руководства по обеспечению качества измерений (места измерения, методы, процедуры отчетности и т.д.). Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-33 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 На электростанциях обычно измеряют, такие загрязняющие вещества как SO2, NOx, CO и взвешенные вещества. Выбросы газов SO2, NOx и CO рассматриваются в разделе 5.1. данные непрерывных измерений взвешенного вещества можно использовать для оценки выбросов тяжелых металлов (см. раздел 5.2). Выбросы примесных газов 5.1 Желательно получить годовые выбросы в [т]. Годовой выброс как функция времени обычно определяется по уравнению [14]: E e(t) dt (14) T выбросы в течение периода Т [т] выброс в единицу времени в периоды работы [т/час] время [час] годовой период времени (см. также рис.1) E e(t) t T Обычно выброс е(t) не может быть измерен или не измеряется непосредственно. Поэтому из практических соображений для определения e(t) по уравнению (15) используется величина концентрации загрязняющих веществ и объем дымового газа: e(t) V(t) С(t) e(t) = V(t) C(t) выброс в периоды работы [т/час] расход объема дымового газа [м3/час] концентрации загрязняющих веществ в дымовом газе [мг/м3] (15) Обычно колебание выбросов в течение года (см. рис.1) происходит так: периодические колебания (например, суточные, недельные, сезонные) вследствие изменения нагрузки в зависимости от потребностей, например, районном тепло- или электроснабжении, рабочие колебания (например, пуски/остановки, свойства сырья, рабочие условия/условия реакции). Рис. 1: Периоды эксплуатации установок по сжиганию Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-34 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 V cкорость потока дымового газа С концентрация загрязняющего вещества в дымовом газе (включено установленное технологическое оборудование [мг/м3] t время (час) tbn начало эксплуатации (например, пуск котла) [час] ten завершение процесса эксплуатации (напр. остановка котла) [час] T годовой период времени Можно использовать следующие подходы для определения годовых выбросов в зависимости от уровня детализации имеющихся данных измерений. Первый подход: Объем дымовых газов и концентрация загрязняющих веществ измеряются на непрерывной основе (например, в Финляндии). Затем годовой выброс можно непосредственно получить с помощью уравнения 16: E = 10-9 V(t) C(t)d(t) (16) T E V(t) С(t) t T выбросы в течение периода Т [т] расход объема дымового газа [м3/час] концентрации загрязняющих веществ в дымовом газе (включается оборудование по снижению выбросов) [мг/м3] время [час] годовой период времени (см. также рис.1) Точность измерений V(t) и C(t) зависит от используемых аналитических методов (например, современных технологий). Особенно важна регулярная калибровка приборов измерения. Обычно используемые аналитические методы для NOx прослеживают только NO, а аналитические методы, используемые для SOx - только SO2. Неявным образом предполагается, что содержание NO2 в дымовом газе обычно ниже 5% и что содержание SO3 в дымовом газе пренебрежимо мало. Тем не менее, для некоторых установок по сжиганию количества образуемых NO2 и/или SO3 могут быть значительными, и эти содержания должны определяться с помощью соответствующих аналитических методов. Измеренные величины определяются по отношению к сухим/влажным условиям выброса дымового газа и нормам концентрации кислорода7. Для рассматриваемого годового периода Т, должны быть учтены различные обстоятельства: календарный год Т1 (например, включая время простоя), действительное время работы Т2 котлоагрегата/установки (например, сообщается время начала работы, когда “горелка” включается/выключается), официальное время работы Т3, определенное законодательством (например, сообщается время пуска, когда содержание кислорода в отходящем газе составляет менее 16%), где Т3Т2Т1. Если C(t) допустимо только для Т3, то должны быть сделаны соответствующие поправки. В некоторых странах полученные измеренные величины автоматически преобразуются в величины норм концентраций кислорода (например, в Германии) 7 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-35 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Второй подход: Из-за трудностей непрерывного измерения V при трубах с большим диаметром, в большинстве случаев объемный расход газа V(t) не измеряется. Тогда годовой выброс можно определить с помощью уравнения (17): C(t) d(t) E = 10-9 V (17) T выбросы в течение периода Т [т] E V средний объемный расход дымового газа [м3/час] концентрации загрязняющих веществ в отходящем газе (включается оборудование по снижению выбросов) [мг/м3] время [час] годовой период времени (см.рис.1) С(t) t T (сухие условия) можно определить, используя уравнения Средний расход дымового газа V (18) и (19). = VFG m fuel V V VFG fuel m (18) средний объемный расход дымового газа [м3/час] объем сухого дымового газа на массу топлива [м3/час] скорость расхода топлива [кг/час] VFG 1.852 [м3/кг] Сс + 0.682 [м3/кг] Сs + 0.800 [м3/кг] СN + VNair VFG Сс Сs CN VNair (19) объем сухого дымового газа на массу топлива [м3/кг] концентрация углерода в топливе [кг/кг] концентрация серы в топливе [кг/кг] концентрация азота в топливе [кг/кг] удельный объем азота в воздухе (объем/масса топлива [м3/кг] Расчет V с использованием уравнения (19) можно сделать с помощью компьютерной программы (см.Приложение 6), используя рекомендованные величины для Cc, Cs, CN и VNair. Третий подход: В некоторых странах член уравнения „(t )dt имеется в виде годовой функции плотности Р(С) T (гистограмма). В этом случае уравнение (17) можно упростить: C top 10-9 E= V (20) где „ т(„) С dС (21) 0 Е выброс в течение периода Т [т] V средний объемный расход дымового газа [м3/час] C ожидаемая величина (средняя величина) концентрации каждого загрязняющего вещества в дымовом газе (с учетом оборудования по снижению выбросов) [мг/м3] top время работы в течение года [час] Р(С) функция плотности [ ] С концентрация дымового газа на загрязняющее вещество на гистограмме [мг/м3] Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-36 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 и C в соответствии с периодами Т1 и Должна быть введена переменная top, согласованная с V Т2 или Т3, упомянутыми выше. Если, например, пуски не включены, их следует учитывать, как описано в разделах 4.1, 4.2 и 4.4. Четвертый подход: Если нет Т2 и Т3, можно использовать количество рабочих часов с полной нагрузкой в течение года. Тогда уравнение (20) принимает вид: normed C topfull load 10-9 E= V Е normed V (22) выброс в течение рассматриваемого периода [т] C topfull load средний объемный расход дымового газа, отнесенный к работе с полной нагрузкой [м3/час] средняя величина концентрации каждого загрязняющего вещества в дымовом газе (с учетом оборудования по снижению выбросов) [мг/м3] время работы в течение года, выраженное в виде количества часов работы с полной нагрузкой [час] Теперь на основании измеренных величин можно получить коэффициент эмиссии, например, в целях верификации: EF = E A 106 (23) EF коэффициент эмиссии [г/ГДж] E выброс в течение рассматриваемого периода [т] A производительность работы в течение рассматриваемого периода [ГДж]. 5.2 Выбросы тяжелых металлов Измерения на непрерывной основе выбросов тяжелых металлов (в частицах или в газообразном состоянии) отсутствуют для сжигания ископаемого топлива. В соответствии с законодательством страны могут потребоваться периодические измерения, например, недельные измерения выбросов тяжелых металлов [мг/м3] в случае сжигания мусора/топлива. Выбросы тяжелых металлов в частицах зависят от выброса твердых частиц, выбросы которых обычно периодически измеряются. Поэтому выбросы тяжелых металлов можно получить из состава элементов в твердых частицах. Коэффициент выбросов тяжелых металлов можно снова рассчитать как: EF FA CHM m FA.clean A (24) EF FA m CHMFA.clean коэффициент эмиссии [г/ГДж] масса зольной пыли за рассматриваемый период [т] средняя концентрация тяжелого металла в зольной пыли (масса загрязняющего A вещества/масса зольной пыли [г/т] производительность за рассматриваемый период [ГДж] Могут быть использованы измеренные величины вместо рекомендованных величин в уравнении (13) для CHMFA.clean и CFG. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-37 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 6 ps010101 СТАТИСТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ В целом, опубликованные статистические данные не включают отдельно точечные источники. Информацию на этом уровне можно получить непосредственно от оператора каждой установки. На государственном уровне статистические данные могут быть использованы для определения потребления топлива, установленной мощности производства и/или типов используемых котлоагрегатов. Можно рекомендовать следующие опубликованные статистические данные: Office for Official Publication of the European Communities (ed.): Annual Statistics 1990; Luxembourg 1992 Commission of the European Communities (ed.): Energy in Europe - Annual Energy Review, Brussels 1991 Statistical Office of the European Communities (EUROSTAT) (ed.): CRONOS Databank, 1993 OECD (ed.): Environmental Data, Donnees OCDE sur l`environnement; compendium 1993 Commission of the European Communities (ed.): Energy in Europe; 1993 - Annual Energy Review; Special Issue; Brussels 1994 Eurostat (ed.): Panorama of EU Industry`94; Office for official publications of the European Communities; Luxembourg 1994 7 КРИТЕРИИ ТОЧЕЧНОГО ИСТОЧНИКА В соответствии с классификацией CORINAIR критерии для такого точечного источника, как электростанция приводятся в главе AINT и в [41]. 8 КОЭФФИЦИЕНТЫ ЭМИССИЙ, КОДЫ КАЧЕСТВА И ССЫЛКИ В Таблицах 23-31 приводятся коэффициенты эмиссий для всех рассматриваемых загрязняющих веществ в выбросе, кроме SO2. Для SO2 коэффициенты эмиссий рассчитываются отдельно (см. уравнение (2)). Приводится содержание серы в различных видах топлива. Коэффициенты эмиссий получены на базе данных справочной литературы, приведенных здесь расчетов (см. также раздел 4) и рекомендаций членов экспертной группы. Все таблицы, содержащие коэффициенты эмиссий, имеют аналогичную структуру. Таблица 20 содержит информацию о трех электростанциях, разделенных по кодам SNAP на три класса в зависимости от их установленной мощности. Таблица 21 включает основные виды используемого топлива в рамках инвентаризации CORINAIR90. Таблица 22 содержит данные о методах сжигания (типы котлов); эта стандартная таблица используется для всех загрязняющих веществ. Последовательность таблиц с коэффициентами эмиссий такова: Таблица 20: Таблица 21: Таблица 22: SNAР-код и SNAР-активность в отношении теплоемкостей в установках сжигания Выбор подходящих видов топлива в соответствии с NAPFUE и низшие величины теплоты сгорания для котлов, газовых турбин и стационарных двигателей Стандартная таблица коэффициентов эмиссий для соответствующих загрязняющих веществ Таблица 23: Содержание серы в выбранном топливе Таблица 24: Коэффициенты эмиссий NОx [г/ГДж] из установок сжигания Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-38 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 25: Определенные с помощью модельных расчетов коэффициенты эмиссий для NОx [г/ГДж] при сжигании угля (см. Приложения 4 и 5) Таблица 26: Коэффициенты эмиссий НМЛОС [г/ГДж] для установок сжигания, работающих на угле Таблица 27: Коэффициенты эмиссий СН4 [г/ГДж] для установок сжигания Таблица 28: Коэффициенты эмиссий СО [г/ГДж] для установок сжигания Таблица 29: Коэффициенты эмиссий CO2 [г/ГДж] для установок сжигания Таблица 30: Коэффициенты эмиссии N2O [г/ГДж] для установок сжигания Таблица 31: Коэффициенты эмиссий тяжелых металлов [г/Мг] для установок сжигания Ссылки перечисленных коэффициентов эмиссий даны в примечаниях последующих таблиц. Коды качества в литературе не приводятся. Таблица 20: SNAP код и SNAP-активность в отношении теплоемкостей в установках сжигания Теплоемк SNAP код ость [MW] SNAP-активность 01 01 01 Государственные электростанции для производства тепла электроэнергии 01 02 01 Тепловые сети 01 03 01 Нефте и/или газоперерабатывающие заводы 01 04 01 Предприятия по переработке твердого топлива 01 05 01 Предприятия по добыче и распределению угля, нефти и газа 02 01 01 Коммерческие и учрежденческие котельные 03 01 01 Установки сжигания в промышленности и > = 50 до < 300 01 01 02 Государственные электростанции для производства электроэнергии 01 02 02 Тепловые сети 02 01 02 Коммерческие и учрежденческие котельные 02 02 01 Коммунальные котельные 02 03 01 Котельные в сельском, лесном и рыбном хозяйстве 03 01 02 Установки сжигания в промышленности тепла и < 50 01 01 03 Государственные электростанции для производства электроэнергии 01 02 03 Тепловые сети 02 01 03 Коммерческие и учрежденческие котельные 02 02 02 Коммунальные котельные 02 03 02 Котельные в сельском, лесном и рыбном хозяйстве 03 01 03 Установки сжигания в промышленности тепла и > = 300 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-39 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 21: Выбор подходящих видов топлива в соответствии с NAPFUE и низшие величины теплоты сгорания для котлов, газовых турбин и стационарных двигателей Вид топлива в соответствии с NAPFUE Hu NAPFUE код [MДж/кг]2) s уголь s уголь коксующийся1) GHV11) > 23865 кДж/кг паровичный1) GHV11) > 23865 кДж/кг полубитуминозный 17435 кДж/кг< GHV11) < 23865 кДж/кг s уголь из каменного/ s уголь hc/b патентованное суббитуминозного угля топливо c 11) s уголь bc бурый уголь/лигнит GHV < 17435 кДж/кг s уголь bc брикеты s кокс hc из коксовый печи s кокс bc из коксовый печи нефтяной s кокс древесная s биомасс древесного угля s биомасс торфяная s биомасс городские s отходы промышленные s отходы кроме отходов, сходных с древесные s отходы древесиной сельскохозяйствен кочерыжки кукурузных s отходы початков, солома и т.д. ные l l l l l l l нефть нефть нефть керосин бензин нафта черный щелок hc hc hc мазут газойль дизельное автомобильный g газ природный g газ сжиженный нефтяной газ коксовый доменный коксовый и доменный газ отходящий газ нефтепереработки g газ g газ g газ g газ g газ для дорожного транспорта Руководство по инвентаризации выбросов кроме сжиженного природного газа 101 102 103 104 105 106 107 108 110 111 112 113 114 115 116 9.510) 7.54) 8.48) 203 204 205 206 208 210 215 41.04) 42.74), 42.510) 301 тяжелый 39.7 МДж/м3 3), легкий 32.5 МДж/м3 3), 45.410) 304 305 306 15 февраля 1996 г. 12.1 19.54), 18.65) 26.310) 29.97) 3010) 12.44), 1610) 117 303 не конденсирующийся 29.34) 29.34) 20.6 308 309 43.54) 19.810) 3.010) 48.46), 87 Мдж/м3 10) В111-40 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 g газ g газ 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) биогаз с газовых заводов 311 ps010101 34.79) Основные различия между коксующимся и паровичным углем даны в разделе 3.2. Дополнительные различия между коксующимися углями и паровичными углями можно установить исходя из содержания в них летучих веществ: коксующийся уголь содержит 3020 вес.-% (maf), паровой уголь - 9.5 - 20 вес.-% (maf) (на основании официального разделения в Великобритании). Это необходимо использовать если нет данных относительно среднестатистического коэффициента отражения витринита (см. раздел 3.2). Нu - низшая величина теплоты сгорания; низшие величины теплоты сгорания для углей из разных стран приведены в Приложениях 7 и 8 и для твердого, жидкого и газообразного топлива в ([88], Таблице 1-2). при нормальных условиях Kolar 1990 [17] [98] MWV 1992 [97] Boelitz 1993 [78] Shenkel 1990 [105] Steinmüller 1984 [107] NL-handbook 1988 [99] GHV = Теплота сгорания по Гроссу Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-41 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 22: Стандартная таблица коэффициентов эмиссий для соответствующих загрязняющих веществ Теплоемкость котла [MВт] Тип котла FBC7) DBB WBB GF8) WBB Тип котла FBC7) DBB код NAPFUE1) Вид топлива1) Тип котла Hu2) первич первич FBC7) [МДж/ P13) ные. ные. CFBC кг] меры меры DBB5) WBB6) < 50 > = 50 и < 300 > = 300 CFBC PFBC ST1 ST2 s уголь уголь уголь s уголь s кокс s биомасса s отходы l нефть g газ GT10) GF Стац. нет спедвигате цифика ли11) ции CORIN AIR9012) AFBC CFBC PFBC ST1 ST2 SC CC CI SI hc hc hc bc Вид топлива представлен на основании данных NAPFUE-кода, см.табл.21 Hu - низшая величина теплоты сгорания, когда нет данных в табл.21 3) соответствующий параметр состава топлива для SO2,: P1 - содержание серы в топливе 4) соответствующие SNAP коды, указанны в табл.20 5) DBB - котел с “сухим золошлакоудалением” 6) WBB - котел с влажным золошлакоудалением” 7) FBC - горение в сжиженном слое, ); CFBC - FBC в циркуляционном сжиженном слое; PFBC - FBC под давлением (FBC в плотном слое) AFBC - атмосферное FBС 8) GF - сжигание на колосниковой решетке; ST1,ST2 - тип механических топок (стокеров), например, передвижной стокер, распределительный стокер 9) первичные меры характеризуются эффективностью сокращения выбросов 10) GT = газовая турбина; SС - простой цикл, СС - комбинированный цикл 11) стационарный двигатель, CI - компрессионное зажигание, SI - искровое зажигание 12) данные CORINAIR90 по теплоэлектростанциям, как точечным источникам 1) 2) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-43 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 Таблица 23: Вид топлива Содержание серы в выбранном топливе1) NAPFUE код Содержание серы в топливе значение2) диапазон 0.4 - 6.2 0.4 - 6.2 0.4 - 6.2 0.4 - 6.2 0.25 0.4513) < 15) 0.5 - 15) 6) s s s s s уголь уголь3) уголь3) уголь3) уголь hc hc hc bc bc коксующийся паровичный полубитуминозный бурый уголь/лигнит брикеты 101 102 103 105 106 s s s s s s кокс кокс кокс hc bc из коксовый печи из коксовый печи нефтяной древесная древесного угля торфяная 107 108 110 111 112 113 s s s s l l l l l l l отходы городские 114 отходы промышленные 115 отходы древесные 116 отходы сельскохозяйственные 117 нефть мазут 203 0.38) - 3.59) 11) нефть газойль 204 0.3 0.08 - 1.0 нефть дизельное 205 0.311) керосин 206 бензин автомобильный 208 < 0.0512) нафта 210 черный 215 щелок (0.0075)10) газ4) природный 301 газ сжиженный нефтяной 303 8 газ коксовый 304 45 10-3 10) газ доменный 305 газ коксовый и доменный 306 газ от отходов 307 газ газ нефтепереработки 308 < = 810) газ биогаз 309 газ с газовых заводов 311 для расчета коэффициента эмиссий см. раздел 4.1 и Приложения 2 и 3 рекомендуемое значение полный состав топлива см. в Приложениях 7 и 8 только в незначительных количествах Marutzky 1989 [94] Boelitz 1993 [78] Mr.Hietamaki (Финляндия): персональное сообщение диапазон 2.0-3.5 в соответствии с NL-handbook 1988 [99] NL-handbook 1988 [99] /87/219 СЕЕ 1987 [113] s ~ 0 Davids 1986 [46] g g g g g g g g g 1) 2) 3) 4) 5) 6) 8) 9) 10) 11) 12) 13) 3) биомасса биомасса биомасс Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. ps010101 < 0.03 5) < 0.03 5) Ед.измер. вес.-% (maf) вес.-% (maf) вес.-% (maf) вес.-% (maf) вес.-% (maf) вес.-% (maf) вес.-% (maf) вес.-% (maf) вес.-% (maf) вес.-% вес.-% вес.-% вес.-% г м-3 г м-3 г м-3 г м-3 В111-45 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 24: Коэффициенты эмиссий NОx [г/ГДж] из установок сжигания Вид топлива s s s s s s s s s s s s s s s уголь уголь уголь уголь уголь кокс кокс кокс биомасса биомасса биомасса отходы отходы отходы отходы l нефть l нефть l l l l нефть керосин бензин нафта hc hc hc bc bc hc bc код NAPF UE коксующийся паровичный полубитуминозный бурый уголь/лигнит брикеты из коксовый печи из коксовый печи нефтяной древесная древесного угля торфяная городские промышленные древесные сельскохозяйственн ые мазут газойль 101 102 103 105 106 107 108 110 111 112 113 114 115 116 117 см.табл.25 см.табл.25 см.табл.25 см.табл.25 203 204 2101) 29), 2601) 28), 155-29619) 20) дизельное топливо 205 206 208 210 автомобильный Руководство по инвентаризации выбросов Теплоемкость котла [МВт] > = 50 и < 30032) Тип котла 27) FBC DBB/котел WBB CFB C см.табл.25 701) см.табл.25 см.табл.25 см.табл.25 701) см.табл.25 см.табл.25 см.табл.25 701) см.табл.25 см.табл.25 701) см.табл.25 > = 30032) Тип котла) DBB/котел27) WBB 3001) 2001) 15) 3001) 28) 64-68 21) 15 февраля 1996 г. 3001) 1501) 29), 1701) 29), 1901) 30), 2101) 30) 1001) В111-47 FBC PFBC CFBC 1501) 1501) 1501) 1501) 701) 701) 701) 701) 1601) 1001) ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 l черный щелок g газ g газ g g g g газ газ газ газ g газ g газ g газ 215 природный сжиженный нефтяной газ коксовый доменный коксовый и доменный газ от отходов газ нефтепереработки биогаз с газовых заводов Руководство по инвентаризации выбросов 301 303 1701), 48-33322) 23) 88-333 23) 24) 1251) 25), 1501) 26), 48-33322) 23) 24) 304 305 306 1501), 88-33323) 24) 951), 88-33323) 24) 88-33323) 24) 1101) 25), 1301) 26),88-33323) 24) 651) 25), 801) 26), 88-33323) 24) 88-33323) 24) 307 88-33323) 24) 88-33323) 24) 308 309 311 88-33323) 24) 88-33323) 24) 1401), 88-33323) 24) 88-33323) 24) 15 февраля 1996 г. 88-333 23) 24) В111-48 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 24: Продолжение 50 и 300 Тип котла FBC GF Теплоемкость котла (МВт) < 5032) Тип котла 27) DBB/котел FBC WBB 32 PFBC CFBC 1501) 1501) 1501) 1501) 701) 701) 701) 701) 1501) 1501) 1501) 1501) 1801) 31), 2301) 29) 1801) 31), 2301) 29) 1801) 31), 2301) 29) 1801) 31), 2301) 29) PF CFB AF BC C BC 701) 701) 701) 701) 3001) 300 3001 GF Газовая турбина SC CC Стационарный двигатель CI SI нет спецификац ии CORINAIR` 9044) 54544) 36.5 - 76144) 20.5 1.68344) 180 - 38044) 1501) 1501) 1501) 1501) 1) 2001), 2001), 3315) 33-115 115 2001) 15) 33.3 - 17544) 15) 160 1) 1) 100 1) 2301) 280 9046316) 160 1001) 1) 90-46316) 17) 17) 139-14018) 13914018) 886) 22044) 80 - 20044) 16044) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-49 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 1401) 29), 1801) 25045) 120 , 3501) 33), 3801) 34), 7801) 36) 100 - 70045), 30046) 30) 1) 35) 801), 1001) 1001), 48-333 22) 23) 24) 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) 12) 13) 14) 15) 16) 1884) 41) 150 - 36045) 1874),41) 1.090 - 1.20045) 100 - 120045) 6001) 37) 42), 12001)38) 10001) 40) 42), 18001) 39) 42) 6001) 37) 42), 12001),38),42) 10001) 40) 42), 18001) 15 февраля 1996 г. В111-50 18044) 20 - 44044) 22 - 35044) 39) 42) 88-33323) 24) 901) 23) 24) 88-33323) 24) 88-33323) 24) 88-33323) 24) 150 - 15145) 1) 23) 24) 140 88-33323) 24) CORINAIR 1992 [80], без первичных мер Ratajczak 1987 [103], Kolar 1990 [17] Lim 1982 [91], Kolar 1990 [17] Mobley 1985 [96], Kolar 1990 [17] Lis 1977 [92] Radian 1990 [102], IPCC 1994 [88], без первичных мер UBA 1985 [111], Kolar 1990 [17] Kolar 1990 [17] Bartok 1970 [75], Kolar 1990 [17] Kremer 1979 [90], Kolar 1990 [17] UBA 1981 [110], Kolar 1990 [17] Lis 1987 [93] Davids 1984 [81], Kolar 1990 [17] Ministry 1980 [95], Kolar 1990 [17] коммунальный котел: 1126), коммерческий котел: 336), промышленный котел: 1156) коммунальный котел (GF): 1406), коммерческий котел: 4636), коммерческое открытое горение: 36) кг/т отходов Руководство по инвентаризации выбросов 24 - 37044) 50 - 26944) 35 - 10044) 70 - 57144) 6.7 - 33044) 35 - 32744) 35 - 14044) 6044) ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 17) GF: 90-1808) промышленное сжигание (большие печи): 1406), промышленное сжигание (маленькие печи): 1396) 19) DBB (ТЭС): 24011), 24510), 29669), 27010) 20) коммунальный котел: 2016), коммерческий котел: 1556), промышленный котел: 1616) 21) коммунальный котел: 686), коммерческий котел: 646) 22) коммунальный котел: 2676), коммерческий котел: 486), промышленный котел: 676) 23) ЭС: 1609), 17010), 18510), 19011), 21510), 33313) 24) промышленность: 889), 10011) 25) 50-100 MВт тепловые 26) 100-300 MВт тепловые 27) DBB для сгорания угля; котел для сжигания других видов топлива 28) зажигание от стенки 29) тангенциальное зажигание 30) зажигание от стенки/дна 31) зажигание от стенки/тангенциальное 32) Коэффициенты эмиссий г/ГДж] представлены для режима полной нагрузки 33) нет спецификации 34) с диффузионной форсункой 35) модернизирован аппаратом для предварительного смешивания 36) получен из воздушного двигателя 37) ввод в форкамеру 38) прямой ввод 39) 4-х тактовый двигатель 40) 2-х тактовый двигатель 41) 801) 35), 2501) 33), 160-4801)34), 6501) 36) 42) 10001) 33) 43) На образование термического NO в гораздо большей степени влияет температура сгорания, нежели распределение форсунок внутри котла [64]. Поэтому коэффициенты эмиссий для различных типов распределения форсунок, (например, тангенциальное зажигание) не представлены 44) Данные CORINAIR`90 об установках сжигания как точечных источников с теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт. 45) Данные CORINAIR`90 об установках сжигания как точечных источников 46) АР42 [115] 18) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-51 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 25: Вид топлива Определенные с помощью модельных расчетов коэффициенты эмиссий NОx [г/ГДж] при сжигании угля (см. Приложения 4 и 5) Страны, добывающие уголь Теплоемкость котла [МВт] Тип котла NAP Hu[МДж/ FUE кг] код (maf) DBB РМ02) =0 s угол hc Австралия ь Канада Китай Колумбия Чешская Республика Франция Германия, Рейнские земли Другие земли Германии СНГ Венгрия Индия ЮАР США Венесуэла > = 501) РМ1 РМ2 WBB РМ3 РМ4 =0.20 =0.45 =0.45 =0.60 РМ0 РМ1 РМ2 РМ3 РМ4 =0 =0.20 =0.45 =0.40 =0.60 (101) (101) (101) (101) (101) 34 33 32 32 34 568 500 413 535 483 454 405 331 428 387 312 278 227 394 266 312 278 227 394 266 227 202 165 214 193 703 627 512 662 598 562 501 409 529 479 387 345 281 364 329 422 376 307 397 359 281 251 205 265 239 101 35 374 299 205 205 149 463 370 254 278 185 102 101 (101) 101 103 (101) (101) (101) 35 30 32 34 30 32 34 34 384 495 308 401 551 569 563 588 307 396 247 320 441 456 450 471 211 272 169 220 303 313 310 324 211 272 169 220 303 313 310 324 154 198 123 160 220 228 225 235 476 613 382 496 682 705 697 728 381 490 305 397 545 504 558 583 262 337 210 273 375 388 383 401 285 368 229 298 409 423 418 437 190 245 153 198 273 282 279 291 =0 =0.20 =0.45 =0.40 =0.60 s угол bc Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-52 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 ь Чешская 105 28 506 405 278 304 202 Республика Германия - Рейнские земли 105 27 325 260 179 195 130 - Средняя 105 25 504 403 277 302 202 Германия - Восточная 105 26 539 431 296 323 215 Германия 105 36 379 303 208 227 151 Венгрия - 1 103 28 379 304 209 228 152 Венгрия - 2 105 25 531 425 292 319 213 Польша 105 25 461 369 254 277 185 Португалия 103 27 725 580 399 435 290 Турция - 2 1) Коэффициенты эмиссии [г/ГДж] даны для режима полной нагрузки 2) РМ0...РМ4 - наиболее употребляемые комбинации первичных мер [ ]; - коэффициент снижения; РМ0 - без первичных мер РМ1 - одна первичная мера: LNВ РМ2 - две первичные меры: LNВ/SAS РМ3 - две первичные меры: LNВ/OFA РМ4 - три первичные меры: LNВ/SAS/OFA Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-53 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 26: Вид топлива s s s s s s s s s s s уголь уголь уголь уголь уголь кокс кокс кокс биомасса биомасса биомасса s s s s отходы отходы отходы отходы l l l l l l l нефть нефть нефть керосин бензин нафта черный щелок Коэффициенты эмиссий НМЛOC [г/ГДж] для установок сжигания Теплоемкость котла [MВт] код > = 50 < 50 NAPF котел GF котел газовая UE турбина 5) 2) 2) 1) hc коксующийся 101 3 , 30 50 600 hc паровичный 102 35), 302) 502) 6001) hc полубитуминозный 103 35), 302) 502) 6001) bc бурый уголь/лигнит 105 302) 3) 502) bc брикеты 106 1501) hc из коксовый печи 107 121) bc из коксовый печи 108 нефтяной 110 древесная 111 802) 1005) , 1501), 4004) древесного угля 112 торфяная 113 городские промышленные древесные сельскохозяйственн ые мазут газойль дизельное топливо 114 115 116 117 автомобильный Руководство по инвентаризации выбросов 203 204 205 206 208 210 215 15 февраля 1996 г. стационарный двигатель нет спецификации CORINAIR`906) 36) 1 - 156) 1.5 - 156) 1.5 - 156) 5 - 156) 1.56) 10 -486) 3 - 486) 302),3) 302) 106) 40 - 486) 506) 102) 3) 52) 15 1) 37) 5 , 1.5 - 27) 2) 507) 1.5 - 1002) , 1002) 1.5 - 47.66) 1.5 - 9.36) 36) 36) 36) В111-54 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 g g g g g g g g g газ газ газ газ газ газ газ газ газ природный сжиженный нефтяной газ коксовый доменный коксовый и доменный газ от отходов газ нефтепереработки биогаз с газовых заводов 301 303 52) 52), 2.5 - 47) 2002) 304 305 306 2.5 - 1676) 1 2.56) 307 2.56) 308 309 311 252) 2.57) 1) Lis 1977 [92] CORINAIR 1992 [80] 3) только DBB 4) мелкие потребители [24] 5) ЭС [24] 6) данные CORINAIR90 из установок сжигания как точечных источников с теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт 7) данные СORINAIR90, точечные источники 2) Руководство по инвентаризации выбросов 2 - 46) 2 - 2.66) 15 февраля 1996 г. В111-55 2.1 - 106) 2.56) ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 27: Коэффициенты эмиссий СН4 [г/ГДж] для установок сжигания Тип сжигания Сжигание в коммунальных Коммерчес Промышленное сжигание котельных кие котельные Вид код DBB/W GF котел GF котел GF GТ Стац.дв нет BB иг. спецификации топлива NAPF FBC/ стокер стокер SC CC CORINAIR`905) UE котлы3) распреде передви распред передви л. ж. ел ж. 1) 1) 1) 1) s уголь hc коксующийся 101 0.6 0.7 10 2.4 0.3 - 155) 1) 1) 1) 1) s уголь hc паровичный 102 0.6 0.7 10 2.4 1.5 - 155) s уголь hc полубитуминозный 103 0.61) 0.71) 101) 2.41) 0.3 - 155) 1) 1) 1) 1) s уголь bc бурый уголь/лигнит 105 0.6 0.7 10 2.4 s уголь bc брикеты 106 s кокс hc из коксовый печи 107 0.2 - 155) s кокс bc из коксовый печи 108 s кокс нефтяной 110 1.55) s биомас древесная 111 181) 151) 151) 1 - 405) s биомас древесного угля 112 s биомас торфяная 113 1 - 395) са s отходы городские 114 6.51) 4) 15) s отходы промышленные 115 105) s отходы древесные 116 4 - 405) 1) 4) s отходы сельскохозяйственн 117 9 325) ые l нефть мазут 203 0.71) 1.61) 2.91) 35) 36) 0.1 - 105) l нефть газойль 204 0.031) 0.61) 1 - 85) 1.56) 0.1 - 85) l нефть дизельное топливо 205 l керос. 206 75) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-56 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 автомобильный g бензин нафта черный щелок газ природный 301 g g g g g g g g газ газ газ газ газ газ газ газ сжижен. нефт. газ коксовый доменный коксовый и дом.газ от сжигания отход. газ нефтепереработ. биогаз с газовых заводов 303 304 305 306 307 308 309 311 l l l 208 210 215 35) 1 - 17.75) 0.11) 1.21) 2) 1.41) 2.56) Radian 1990 [102], МГЭИК [88] для всех типов газа 3) DBB/WBB/FBC для сжигания угля; котел для сжигания топлива 4) открытое сжигание 5) данные CORINAIR90 от установок сжигания как точечных источников с теплоемкостью> 300, 50 - 300, < 50 МВт 6) данные CORINAIR90, точечные источники 2) 15 февраля 1996 г. 0.3 - 45) 1 - 2.55) 0.3 - 45) 0.3 - 2.55) 2.55) 0.1 - 2.55) 0.5 - 2.55) 1) Руководство по инвентаризации выбросов 2.5 - 46) 5.91) 6.11) В111-57 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 28: Коэффициент эмиссий СО [г/ГДж] для установок сжигания Тип сжигания Коммунальные котельные Коммерчес Промышленное сжигание кие котельные Вид код DBB/W BB/ NAPF котлы1) UE топлива s s s s s уголь уголь уголь уголь уголь s кокс s кокс s кокс s s s s s s s биомасса биомасса биомасса отходы отходы отходы отходы l нефть коксующийся паровичный полубитуминозны й бурый уголь/лигн. брикеты 101 102 103 105 106 hc из коксовый печи bc из коксовый печи нефтяной 107 108 110 hc hc hc bc bc древесная древесного угля торфяная городские промышленные древесные сельскохозяйствен ные мазут Руководство по инвентаризации выбросов 111 112 113 114 115 116 117 143) 143) 143) 143) GF стокер DBB/WB B/ котел GF котлы1) распреде передви л. ж. 3) 121 1953) 3) 121 1953) 3) 121 1953) 3) 121 1953) 9.72), 134) 9.72), 134) 9.72), 134) 162), 134) GF нет специфи к. CORINA IR909) GT стац.Е стокер распред передвиж ел . 2) 81 , 97.22) 4) 115 9.72) 4) 115 97.22) 2) 81 , 1602) 1154) 1332), 1154) 159) 10 175.29) 12 246.99) 9.6 64.49) 102 1219) 1.4733) 1993) 983) 6) 159) 30 - 3009) 1.5043) 193) 30- 1609) 309) 193)7), 963)7), 42 кг/т3) 8) 12 - 3009) 209) 58 кг/Мг3) 8) 203 15 3) 15 февраля 1996 г. 17 3) 153) В111-58 10 - 10010) 3 - 32.69) ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 l l l l l l g g g g g g g g g нефть нефть керосин бензин нафта черный щелок газ газ газ газ газ газ газ газ газ газойль дизельное топливо автомобильный природный сжижен. нефт. газ коксовый доменный кокс. и домен. газ от сжиг. отходов газ нефтеперераб. биогаз с газовых заводов 204 205 206 208 210 215 153) 301 303 304 305 306 307 308 309 311 193) DBB/WBB для сжигания угля, котел для сжигания других видов топлива EPA 1987 [85], CORINAIR 1992 [80] 3) Radian 1990 [102], IPCC 1994 [88] без первичных мер с теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт 4) OECD 1989 [100], CORINAIR 1992 [80] 5) CORINAIR 1992 [80], раздел 8 6) сжигание от решетки - без спецификации 163) 9.63) 173), 133) 12 1.13010) 10 -46.49) 129) 10 - 2010), 323) 159) 11.1 3149) 0.05 609) 10 -139) 0.03 1309) 0.3 64.49) 0.1 25.59) 2 - 159) 139) горение небольших количеств топлива 19 г/ГДж, больших 96 г/ГДж открытое сжигание 9) данные CORINAIR90 от установок сжигания как точечных источников 7) 2) 8) 15 февраля 1996 г. 1510) 10 2010) 20.611) 1010) 1) Руководство по инвентаризации выбросов 123) данные CORINAIR90, точечные источники АР42 [115] 10) 11) В111-59 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 29: Вид топлива Коэффициенты эмиссий СО2 [кг/ГДж] для установок сжигания код Коэффициенты эмиссии величина NAPFUE интервал примечания s уголь hc коксующийся s уголь hc паровичный 102 93.7 ,92 s уголь hc полубитуминозный 103 94.73) 91 - 115.23) s уголь bc бурый уголь/лигнит 105 100.23) s уголь bc брикеты 106 98 94 - 107.92), 110 1135) 5) 101 92-93 , 89.6 - 94 3) 5) 2) 92-935), 10 - 982) 97-995) s кокс hc из коксовый печи 107 s кокс bc из коксовый печи 108 95.94), 1081) 100-1052), 105 1082) 5) 121.24) 96 - 111 s кокс нефтяной 110 1012)5), 100.82) s биомасса древесная 111 1001), 124.94) 92 - 1002) s биомасса древесного угля 112 s биомасса торфяная 113 982) 102 - 1152) s отходы городские 114 155), 282) 109 - 1411) s отходы промышленные 115 13.5 - 205) s отходы древесные 116 83 - 1002) s отходы сельскохозяйственн ые 117 l нефть мазут 203 75.84), 76.63), 785) 15 - 932) l нефть газойль 204 72.74), 745), 751) l нефть дизельное топливо 205 72.74), 735) 206 73.32) 72 - 745) 208 70.83), 71.74), 72 - 745) l керосин l бензин автомобильный Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. 73 - 745), 57 - 752) нефтяное топливо 72.63) В111-60 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 l нафта 210 72.21) l черный щелок 215 72.63), 742) 100 - 1102) 55.53),60.84) 55-565), 44 - 572) g газ природный 301 g газ сжиж. нефтяной газ 303 g газ коксовый 304 445) 44-495), 41.6 - 902) g газ доменный 305 1055) g газ кокс. и домен. газ 306 100-1055), 2802) g газ от сжигаем отходов 307 g газ газ нефтеперераб. 308 605) 44.4 - 572) g газ биогаз 309 752) g газ с газовых заводов 311 522) 1) 2) 3) 4) 5) 64-655), 57 - 652) 92 - 10.5 - 73.32) Shenkel 1990 [105] данные CORINAIR90 по выбросам из установок сжигания как точечных источников с теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт МГЭИК 1993 [87] Kamm 1993 [89] BMU 1994 [77] Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-61 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 30: Вид Топлива Коэффициенты эмиссии NО2 [г/ГДж] для установок сжигания Тип котла NAPFUE код DBB WBB FBC GF величина примечания величинапримечания величина примечания величина примечания s s s s s уголь уголь уголь уголь уголь hc hc hc bc bc коксующийся паровичный полубитуминозн ый бурый уголь/лигнит брикеты 101 102 103 105 106 0.81) 0.81) 0.81) 0.81) коммун.,без РМ3) коммун.,без РМ3) коммун.,без РМ3) коммун.,без РМ3) 0.81) 0.81) 0.81) коммун.,без РМ3) коммун.,без РМ3) коммун.,без РМ3) коммун.,без РМ3) коммун.,без РМ3) коммун.,без РМ3) коммун.,без РМ3) 0.81) 0.81) 0.81) 0.81) нет GT стац. спецификац ии CORINAIR9 04) 144) 2.5 - 1004) 2.5 - 3004) 1.4 - 304) 1.4 - 254) s s s кокс hc кокс bc кокс из коксовый печи 107 из коксовый печи 108 нефтяной 110 s s s Биом Биом Биом древесная древесного угля торфяная s s s s Отхо Отхо отхо Отхо городские промышленные древесные сельскохозяйстве нные 144) 14 - 754) 111 112 113 4.3 1) коммерч.,без РМ3) 114 115 116 117 4.3 коммерч.без РМ3) 1) 14-165 2) г/т отходов коммерч.,без РМ3) 1) 4.3 11-270 2) 2 - 754) 44) 1.44) 2 - 64) 54) г/т отходов 2.5- Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-62 2.55 1.4 - 14.84) ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Нефть Нефть Нефть Керос Бенз Лигро Чернй щелок l l l l l l l мазут газойль дизельное топливо автомобильный 203 204 205 206 208 210 215 46.51) 15.71) коммерч.,без РМ3) коммерч.,без РМ3) 145) 2 - 35) 1) 4) 0.6 - 144) 5 2.5 ) 144) 144) 1 - 21.44) 135) газ газ газ газ газ газ газ газ газ g g g g g g g g g ) 0.1 - 34) 2 - 4.34) 1.1 - 34) 1.1 - 34) природный 301 2.41) коммерч.,без РМ3) сжиж. нефтяной 303 газ 304 коксовый 305 доменный 306 1.1 - 2.54) кокс. и домен. газ 307 2.5 - 144) 5 от сжиг. отходов 308 2.5 1.4 - 2.54) ) газ нефтеперераб. 309 биогаз 311 с газовых заводов 2) 5) Radian 1990 [102], IPCC 1994 [88] DeSoete 1993 [83], IPCC 1994 [88] 3) РМ: Первичная мера данные CORINAIR90, точечные источники данные CORINAIR90 по выбросам из установок сжигания как точечных источников с теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-63 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Таблица 31: Коэффициенты эмиссий тяжелых металлов [г/т топлива) для установок сжигания Тяжелый металл Вид топлива код NAPFUE Теплоемкость котла [MВт] > = 300 Тип котла очистка пыли1) s уголь hc 101/10 Ртуть 0.05 - 0.2 2 Кадмий 0.003 - 0.01 Свинец 0.02 - 1.1 Медь 0.01 - 0.4 Цинк 0.03 - 1.3 Мышьяк 0.03 - 0.3 Хром 0.04 - 0.2 Селен 0.01 - 0.03 Никель 0.03 - 0.4 s уголь bc 105 Ртуть Кадмий Свинец Медь Цинк Мышьяк Хром Селен Никель Руководство по инвентаризации выбросов DBB очистка пыли и FGD2) 0.05 - 0.2 0.002 - 0.004 0.003 - 0.06 0.004 - 0.02 0.01 - 0.2 0.03 - 0.04 0.003 - 0.07 0.02 - 0.04 15 февраля 1996 г. 0.02 - 0.08 0.0001 - 0.004 0.007 - 0.5 0.006 - 0.2 0.01 - 0.5 0.01 - 0.1 0.02 - 0.06 0.004 - 0.01 0.01 - 0.5 очистка пыли1) 0.05 - 0.2 0.01 - 0.07 0.3 - 3 0.05 - 0.4 0.5 - 0.4 0.1 - 0.8 0.05 - 0.4 0.2 - 0.5 WBB очистка пыли и FGD2) 0.02 - 0.08 0.004 - 0.03 0.1 - 1.2 0.05 - 0.2 0.2 - 1.6 0.04 - 0.3 0.02 - 0.2 0.1 - 0.2 0.02 - 0.08 0.0008 - 0.001 0.001 - 0.02 0.002 - 0.01 0.006 - 0.1 0.008 - 0.01 0.001 - 0.03 0.01 В111-64 > = 50 и < 300 Тип котла DBB WBB FBC < 50 GF GF ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 l нефть, тяжелая фракция 203 Ртуть Кадмий Свинец Медь Цинк Мышьяк Хром Селен Ванадий Никель g газ, природн ый 301 Ртуть 1.04) 1.04) 1.34) 1.04) 1.04) 0.54) 2.54) 4.45) 354) 0.05 - 0.15 г/TДж3) концентрация частиц в очищенном газе50 мг/м3 FGD = десульфуризация дымового газа, концентрация частиц в очищенном газе 20 мг/м3 3) 2 мг/м3 газ UBA 1980 [63]; 5мг/м3 PARCOM 1992 [101] 4) общий коэффициент эмиссии в соответствии с Stobbelaar 1992 [37] 5) Jockel 1991 [37] 1) 2) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-65 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 9 СОСТАВ ХИМИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ 9.1 Выбросы SОx ps010101 Диоксид SО2 и триоксид SО3 образуются в пламени. Выбросы SО2 и SО3 часто рассматриваются вместе как SОх. За счет условий равновесия при температуре в печи SО3 обычно разлагается на диоксид серы SО2. Тогда количество SО2 в дымовом газе составляет приблизительно 99%. Поэтому SOx рассматривается в этой главе как SО2. 9.2 Выбросы NОx Наиболее важными оксидами азота, образующимися при сжигании является окись азота NO и двуокись азота NО2, которые рассматриваются как NОх. 90% от общего содержания NOx приходится на NО. Другие окиси азота, например, динитроген-триокись (N2O3,) динитрогентетроксид (N2O4) и динитроген-двупятиокись (N5O5) образуются в ничтожных количествах. 9.3 Выбросы HMЛOC Вследствие незначительных выбросов НMЛOC на электростанциях отдельные вещества, входящие в состав НМЛОС не рассматриваются. 9.4 Выбросы тяжелых металлов К тяжелым металлам, наиболее опасным для окружающей среды, относятся: мышьяк (As), кадмий (Cd), хром (Cr), медь (Cu), ртуть (Hg), никель (Ni), свинец (Pb), селен (Se) и цинк (Zn). Этот перечень соединений был определен целевой рабочей группой по тяжелым металлам ЕЭК ООН, программой PARCOM/ATMOS [см. п. 35] и программой HELCOM. При сжигании тяжелых фракций нефти становятся актуальными выбросы ванадия (V). На частицах зольной пыли большинство этих элементов встречается в виде окисей и хлоридов. Вклад различных разновидностей ртути в выбросы от категорий источников сжигания в Европе приводится на следующем Рисунке 2: Рисунок 2: Вклад различных разновидностей ртути в выбросы от различных категорий источников сжигания в Европе в 1987 г. (в % от общих выбросов) [29] Категория выбросов Hg-соединения1) Сжигание угля Hgo HgII HgP Сжигание отходов Hgo HgII HgP 1) 10 Hgo элементарная ртуть; 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100% НgII окисленная ртуть; HgP связанные частицы ОЦЕНКИ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ Неопределенности воздействия данных выбросов являются результатом использования несоответствующих или неточных коэффициентов эмиссий и неполных или несоответствующих статистических данных по источникам выбросов. Оценки Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-68 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 неопределенностей, о которых говорится в данной главе, относятся к использованию коэффициентов эмиссий, рассчитанных на основании различной фоновой информации. На данном этапе количественное определение неопределенности, относящейся к использованию коэффициентов эмиссий невыполнимо, вследствие ограниченной информации. Однако точность оценок выбросов можно улучшить путем использования рассчитанных в отдельности коэффициентов эмиссий. Цель описанной ниже методики показать пользователю данного Руководства как недостаток информации, касающейся топлива и технических характеристик установок сжигания приводит к высокой степени неопределенности воздействия загрязнителя при применении соответствующего коэффициента эмиссий. Весь разброс возможных коэффициентов эмиссий определяется характеристикой используемого топлива, типом котлоагрегата и типом первичных и вторичных мер по снижению выбросов. Чем больше информации можно собрать по этим вопросам, тем уже будет разброс возможных коэффициентов эмиссий. Следующая диаграмма (рис.3) является примером диапазона коэффициентов эмиссий NOx [г/ГДж] в выбросе при сжигании угольной пыли в зависимости от градации характеристик топлива. Рисунок 3: Диапазоны коэффициентов эмиссий NOx в выбросе при сжигании угольной пыли. Представлены следующие определения спецификации: “без детализации” принимается во внимание весь диапазон источников сжигания “solid” учитывается только твердое топливо “solid - hc” рассматривается только антрацит “solid-hc-DBB-no PM учитывается антрацит и технология сжигания (котлоагрегат с сухим золоудалением (DBB) без первичных мер по снижению выбросов “solid-hc-DBB-PM1” учитываются антрацит, DBB и первичные меры с эффективностью снижения выбросов 0.2 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-69 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 “solid-hc-DBB-PM2” учитываются антрацит, DBB и первичные меры с эффективностью снижения 0.45 “solid-hc- DBB-PM3” учитываются антрацит, DBB и первичные меры с эффективностью снижения 0.6 Большое различие между минимальным и максимальным коэффициентом эмиссий указывает на значительные неопределенности воздействия загрязнителей при распределении соответствующих коэффициентов. Градация коэффициентов эмиссий только на основании используемого топлива (например, антрацита) недостаточна. Диапазон коэффициентов эмиссий NOx при сжигании угольной пыли значительно сократится, если при рассмотрении технических условий будет учитываться методический аспект. 11 НЕДОСТАТКИ/ПРИОРИТЕТНЫЕ СФЕРЫ ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ПРЕДЛОЖЕННОЙ МЕТОДИКИ Самым слабым звеном обсуждаемых здесь аспектов является определение коэффициентов эмиссий. В данном разделе обсуждаются недостатки предлагаемой методики для основных загрязняющих веществ SO2, NОx и тяжелых металлов. 11.1 Выбросы SO2 Определение коэффициентов эмиссий SO2 основано на расчете простого баланса масс, поскольку механизмы образования сернистого газа в котле почти полностью зависят от поступления серы. Поэтому на образование сернистого газа влияют главным образом характеристики топлива. Точность этого подхода определяется следующими параметрами топлива: низшей теплотой сгорания, содержанием серы в топливе и содержанием серы в золе (см уравнение 2). Содержание серы и значения низшей теплоты сгорания весьма разные для разных видов топлива и более того, могут в значительной степени варьироваться при использовании одного и того же виде топлива. Поэтому следует избегать рекомендованных значений (значений по умолчанию) содержания серы и низкой теплоты сгорания. Однако, если необходимо рассчитать коэффициенты эмиссий SO2, то при использовании репрезентативных значений содержания серы и низшей теплоты сгорания должны быть взяты за основу измеренные данные, полученные в результате анализа отдельного вида топлива. Содержание серы в золе s главным образом зависит от содержания щелочных компонентов в топливе. Это относится только к углю (например, СаО, MgO, Na2O, K2O) и к случаю внесения добавок. Для более точного определения s следует учитывать отношение Са/S (количество кальция/серы в топливе)8 диаметр частиц, характер поверхности СаО, температуру (оптимальная около 800оС), давление, время пребывания и т.д. Следовательно, оценка s должна основываться на большом количестве параметров. 11.2 Выбросы NOx Метод расчета коэффициентов эмиссий NOx основан на эмпирических отношениях. Для топливного NO учитываются только свойства топлива. Образование термического NO экспоненциально увеличивается с повышением температуры сжигания более 1300оС (см. [56]). На этой стадии не было получено удовлетворительных результатов при определении образования термического NO с помощью кинетических уравнений. Для инвентаризации был введен эмпирический параметр (см. Приложение 5), который представляет долю Альтернативно, отношение Ca/S определяется как количество добавок в сере, содержащейся в дымовом газе, и представлено для бурого угля, сжигаемого в котле с сухим золоудалением как величина 2.5 – 5, для стационарных процессов FBC (сжигание в псевдосжиженном слое) – как величина 2 –4, для циркуляционных FBC - 2 и т.д. [55] 8 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-70 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 образованного термического NO. На данном этапе представлены стандартные значения , зависящие от вида топлива. В дальнейшей работе должно быть обращено внимание на более точное определение этого коэффициента. Должна также учитываться зависимость выброса загрязняющего вещества NOx от рабочей нагрузки. Для старых установок количественное отношение давалось на примере электростанций Германии. Обоснованность этого отношения должна быть проверена для других стран. Более того, уменьшение эффективности снижения выбросов при использовании первичных и вторичных мер имеет прямое отношение к определению коэффициентов эмиссий NОx. Рекомендованные величины для эффективности сокращения выбросов и наличия технологий сокращения приводятся в Таблицах 10 и 11, но лучше использовать данные измерений, проводимых на отдельных установках сжигания. 11.3 Тяжелые металлы Тяжелые металлы подвергаются сложным преобразованием во время процесса сжигания и за пределами котла, например, при образовании зольной пыли. Подходы для определения коэффициентов эмиссий для тяжелых металлов базируются на эмпирических отношениях, где главную роль играют технические характеристики и топливо. Содержание тяжелых металлов может быть числом непостоянным в зависимости от вида топлива (например, уголь и тяжелое нефтяное топливо) и, более того, содержание тяжелых металлов сильно варьируется в одном и том же виде топлива (до 2 порядков величин). Поэтому для оценок содержания тяжелых металлов следует по возможности использовать измеренные величины. В целях инвентаризации вводятся такие параметры как коэффициенты обогащения, доли зольной пыли, вылетающей из камеры сгорания, доля тяжелых металлов, выделяемая в газообразной форме. Для точного определения этих параметров необходимо проводить дальнейшее исследование. Кроме того, следует учитывать, что коэффициент снижения выбросов (пыли) зависит от тяжелых металлов. Необходимо определить коэффициент снижения выбросов различных тяжелых металлов. 11.4 Другие аспекты Коэффициенты эмиссий для SO2, NO2 и СО, рассчитанные или приведенные в таблице, относятся к условиям эксплуатации установок с полной нагрузкой. Для оценки величины выбросов при запуске было проведено детальное исследование при использовании данных измерения для различных типов котлоагрегатов (см. также приложение 15). Качественные и количественные оценки, полученные при этом подходе должны быть проверены. Коэффициенты эмиссий должны рассчитываться для каждого загрязняющего вещества отдельно. Возможные взаимодействия между механизмами образования различных загрязняющих веществ (например, NO и N2O) не рассматривались и должны быть оценены в будущем. 12 КРИТЕРИИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОЩАДНЫХ ИСТОЧНИКОВ Этот раздел не относится к установкам сжигания, рассматриваемым как точечные источники. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-71 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 КРИТЕРИИ ВРЕМЕННÒГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ 13 Временное распределение данных годовых выбросов (нисходящий принцип) обеспечивает разделение данных выбросов на месячные, недельные, суточные и почасовые выбросы. Временное распределения годовых выбросов из установок сжигания, рассматриваемых как точечные источники, можно получить исходя из изменения производства электроэнергии в отрезки времени или изменения ее потребления с учетом разделения на: летнее и зимнее время, рабочие дни и дни отдыха, время простоя, время работы не в полную мощность и число запусков / тип загрузки. Такое разделение проводится для определенных категорий электростанций с учетом соответствующих комбинаций видов используемого топлива и типов котлоагрегатов (аналогичное разделение использовано в таблицах коэффициентов эмиссий, приведенных в разделе 8). Разделение годовых выбросов на месячные, суточные или почасовые может базироваться на поэтапном подходе [76] согласно следующим уравнениям: Месячные выбросы: EMn EA 12 fn (25) EMn выброс в месяц n; n = 1, ..., 12 [т] EA fn годовой выброс [т] месячный коэффициент n: n = 1, ...., 12 [ ] Суточный выброс: E Dn,k E Mn Dk fk 1 CFn (26) EDn,k выброс в день k в месяце n; k = 1, ..., Dk; n = 1, ..., 12 [т] EMn выброс в месяце n; n = 1, ..., 12 [т] Dk fk CFn число дней в месяце n [ ] дневной коэффициент k; k =1, ..., Dk [ ] поправочный коэффициент для месяца n [ ] Почасовой выброс: E Hn,k, l E Dn,k 12 fn.l (27) EHn,k,l выброс в час l, в день k и в месяце n; l = 1, ...24, k = 1, ..., Dk; n = 1, ..., 12 [т] EDn,k выброс в день k и в месяце n; k = 1, ..., Dk; n = 1, ..., 12 [т] fn.l Dk коэффициент для часа l в месяце n; l = 1, ...24; n = 1, ..., 12 [ ] число дней в месяце n[ ] Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-72 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Коэффициенты (сравнительных видов деятельности) для месяца fn, дня fk и часа fn,l могут соотноситься, например, с общим потреблением топлива или чистым производством электроэнергии на электростанциях общего пользования. На рис.4 дается пример разделения месячных коэффициентов, основанных на потреблении топлива, например, для электростанций общего пользования: Рисунок 4: Пример месячных коэффициентов суммарного потребления топлива на электростанциях общего пользования. Разделение на режимы, связанные с условиями работы с разной нагрузкой, которые определяют число запусков, может быть представлено следующим образом (см.также Таблицу 11): Базисная нагрузка: Котлоагрегат/электростанция обычно работает непрерывно в течение года, пуски бывают относительно редко (около 15 раз в год) в зависимости от периодов ремонта, который чаще всего проводится летом. При базисной нагрузке в качестве топлива используется, в основном, бурый уголь. Средняя нагрузка: Котлоагрегат/электростанция работает в режиме, способном удовлетворить потребность в электроэнергии в рабочие дни (с понедельника по пятницу); запуски осуществляются до 150 раз в год. При средней нагрузке в качестве топлива используется антрацит. Пиковая нагрузка: Котлоагрегат/электростанция работает в режиме, способном удовлетворить краткосрочные потребности в электроэнергии; запуски могут осуществляться до 200 раз в год. При пиковом режиме работы в качества топлива для котлоагрегата используется газ или нефть. На рисунке 5 дается в качестве примера соотнесение работы электростанций с режимами эксплуатации с разной нагрузкой. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-73 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 Рисунок 5: ps010101 Изменение нагрузки и организация работы электростанций в соответствии с характеристикой регулирования напряжения (см. [117], [118]) * Прочее включает: гидроагрегат ГАЭС, электроснабжение от промышленности Можно допустить, что все электростанции страны с таким же распределением топлива, котлоагрегатов и нагрузки будут иметь такие же временные закономерности. 14 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ КОММЕНТАРИИ 15 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДОКУМЕНТЫ 15.1 Компьютерная программа Была разработана компьютерная программа для расчета коэффициентов эмиссий SO2 и NO2 при сжигании пылевидного угля, которую можно получить на дискете. Она была разработана в MICROSOFT EXEL 4.0 (английская версия). Потребителю предлагаются рекомендованные величины (стандартные величины, величины по умолчанию) для необходимых входных данных; подробное руководство для пользователей дается в Приложении 14. Например, концентрации NOx в [мг/м3] были рассчитаны по компьютерной программе и представлены вместе с коэффициентами эмиссий в [г/гДж], как приведено в таблицах приложений 10 и 11. Неотъемлемой частью этой программы является расчет объема дымового газа (см. Приложение 6). 15.2 Перечень приложений Приложение 1: Пример различных обычных установок Приложение 2: Определение коэффициентов эмиссий SO2 (алгоритм) Приложение 3: Определение коэффициентов эмиссий SO2 в выбросе (описание) Руководство по инвентаризации выбросов вариантов 15 февраля 1996 г. рассмотрения котлоагрегатов как В111-74 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Приложение 4: Определение коэффициентов эмиссий NOx в выбросе (алгоритм) Приложение 5: Определение коэффициентов эмиссий NOx в выбросе (описание) Приложение 6: Определение удельного объема дымового газа (алгоритм и описание) Приложение 7: Состав и низшая теплота сгорания (Hu) антрацита в угледобывающих странах Приложение 8: Состав и низшая теплота сгорания (Hu) бурого угля в угледобывающих странах Приложение 9: Условия для примерного расчета коэффициентов эмиссий NOx Приложение 10: Коэффициенты эмиссий и концентрации дымовых газов для NOx, полученные с помощью модельных расчетов (см.Приложения 4 и 5); для антрацита (см. Приложение 7). Приложение 11: Коэффициенты эмиссий и концентрации дымовых газов для NOx, полученные с помощью модельных расчетов (см.Приложения 4 и 5); для бурого угля (см. Приложение 8). Приложение 12: Сравнение измеренных и расчетных величин выбросов SO2 и NOx. Приложение 13: Анализ чувствительности результатов расчетов по компьютерной программе. Приложение 14: Руководство для пользователей программы расчета коэффициента эмиссий (для версии, подготовленной в сентябре 1995 г.) Приложение 15: Определение пусковых выбросов и коэффициентов эмиссий при пусковых выбросах. Приложение 16: Перечень сокращений 16 МЕТОДЫ ВЕРИФИКАЦИИ Как говорилось в главе “Концепции верификации инвентаризации выбросов” рекомендуются различные методы верификации. Задачей этого раздела является разработка конкретных методов верификации данных выбросов от установок сжигания, рассматриваемых как точечные источники. Рассматриваемые здесь методы основаны на верификации данных на государственном уровне и на уровне установки. Более того, можно сделать различие между верификацией данных производственного процесса, коэффициентов эмиссий и данных выбросов. 16.1 Верификация на государственном уровне Для установок по сжиганию топлива, рассматриваемых как точечные источники, данные по выбросам и по производительности должны быть проверены. Общие выбросы от точечных источников складываются и получаются суммарные выбросы, разработанные на уровне государства (восходящий принцип). Эти «национальные» суммарные выбросы сравниваются с данными выбросов, полученными независимо (нисходящий принцип). Независимые оценки выбросов можно получить, используя средние коэффициенты эмиссий и соответствующие статистические данные, такие как общее потребление топлива всеми источниками, общая теплоемкость и общая производимая тепловая и электрическая энергия или за счет использования оценок выбросов от других источников (например, из энергетических агентств). Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-75 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 Суммарное потребление топлива должно быть согласовано с энергетическими балансами, которое часто нарушается для больших точечных источников (например, котлоагрегаты для производства электричества, тепла и промышленные котлоагрегаты). Более того, общее число установок и их оборудование должны быть проверены с использованием национальных статистических данных. Сравнения плотности выбросов можно сделать путем сравнения, например, выбросов на душу населения или выбросы из расчета на ВВП с выбросами стран со сравнимой экономической структурой. 16.2 Верификация на уровне установок Сначала нужно удостовериться, что была проведена отдельная инвентаризация выбросов для котлоагрегатов, стационарных двигателей и газовых турбин (в соответствии с кодом SNAP). Верификация на уровне установки основывается на сравнении расчетных коэффициентов эмиссий с коэффициентами, полученными на основании измерений. Пример такого сравнения дан в Приложении 12. 17 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. ССЫЛКИ Bretschneider, B.: Paper presented at the second panel meeting, Karlsruhe; Oct. 21/22,1993 Hietamäki, M.: Personal communication, October 21,1993 Fontelle, J.-P.: Paper presented at the first panel meeting, Karlsruhe; Feb. 18/19,1993 Umweltbundesamt (ed.): Daten zur Umwelt 1990/91 Berlin; 1992 Civin, V.: Personal communication, October 21,1993 Pulles, M.P.J.: Emission Inventory in the Netherlands, Industrial Emissions for 1988; Ministry of Housing, Physical Planning and Environment (ed.); s'-Gravenhage; Dec. 1992 Berdowski, J.J.M.: Combustion Emissions from Large Combustion Plants in the Netherlands in 1990 and 1991; Ministry of Housing, Physical Planning and Environment (ed.); s'-Gravenhage; March 1993 Paper presented by Mr. Debski at the first panel meeting: “Electricity generation and emission statistics"; Karlsruhe; Feb. 18/19,1993 Council Directive of 24 November 1988 on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants (88/699/EEC) Proceedings of the second meeting of the UN-ECE Task Force on Heavy Metal Emissions, Prague, October 15 - 17,1991 Neckarwerke Elektrizitätsversorgungs-AG, Kraftwerk Walheim, Block 2: Demonstrationsanlage zur Reduzierung vоn NOx-Emissionen aus Schmelzkammerkessel mit Ascherückführung, Abschlubericht, Gesch.-Z: II 1.1-50441-1/43 Clarke, L.B., Sloss, L.L.:Trace Element - Emissions from Coal Combustion and Gasification, IEA Coal Research, Rep.-Nr. IEACR, 1992 DeSoete, G.; Sharp, B.: Nitrous oxide emissions: Modifications as a consequence of current trends in industrial fossil fuel combustion and in land use; Commission of the European Communities (ed.), Brussels, Luxembourg, 1991 Andersson, Curt; Brännström-Norberg, Britt-Marie; Hanell, Bengt: Nitrous oxide emissions from different combustion sources; Swedish State Power Broad, Vaellingby (Sweden), 1989 DIN 51603: Flüssige Brennstoffe; Tei 1: HeizöI EL, Mindestanforderungen (1995); Tei 2: Heizöle L, T und M, Anforderungen an die Prüfung (1992) 16. VDI Richtlinie 2297: Emissionsminderung; Ölbefeuerte Dampf- und Heiwassererzeuger; 1982 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-76 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 17. Kolar, Jürgen; Stickstoffoxide und Luftreinhaltung, Springer Verlag Berlin, Heidelberg, New York, 1990 18. Rentz, O; Dorm, R.; Holschumacher, R.; Padberg, C.: Application of advanced SO2 and NOx emission control technologies at stationary combustion installations in OECD countries-Institute for Industrial Production, University of Karlsruhe; June 1992 19. Rentz, O.; Ribeiro, J.: NOx Task Force - Operating Experience with NOx Abatement at Stationary Sources; Report for the ECE; Dec. 1992 20. Gutberlet, H: Measurement of heavy metal removal by a flue gas desulfurization plant working by the lime scrubbing method. Research report No. ENV-492-D(B), Luxembourg, Commission of the European Communities, 1988 21. Maier, H.; Dahl, P.; Gutberlet, H.; Dieckmann, A.: Schwermetalle in kohlebefeuerten Kraftwerken, VGB Kraftwerkstechnik, 72(1992)5, S. 439 22. Fahlke, J.: Untersuchungen zum Verhalten von Spurenelementen an kohlebefeuerten Dampferzeugern unter Berücksichtigung der Rauchgaseinigungsanlagen, VGB Kraftwerkstechnik, 73 (1993)3,S.254 23. Gutberlet, H.; Spiesberger, A.; Kastner, F.; Tembrink, J.: Zum Verhalten des Spurenelements Quecksilber in Steinkohlenfeuerungen mit Rauchgasremigungsanlagen, VGB Kraftwerkstechnik, 72(1992)7, S. 636 -641 24. Rentz, O.; Holtmann, T.; Oertel, D.; Röll, C. et al: Konzeption zur Minderung der VOCEmissionen in Baden-Württemberg; Umweltministerium Baden-Württemberg (ed.); Heft 21; Karlsruhe (Germany), 1993 25. Hulgaard, Tore: Nitrous Emissions from Danish Power Plants; Danmarks Tekuiske Hoejkole, Lyngby (Denmark); Institute for Kemiteknik, 1990 26. Clayton, Russ; Sykes, Alston; Machilek, Rudi; Krebs, Ken; Ryan, Jeff: NO Field study; prepared for the US-EPA; Research Triangle Park (NC), 1989 27. Bonn, B.: NOx-Emissionen bei Wirbelschichtfeuerungen; VDI-Berichte Nr. 1081; Düsseldorf (Germany), 1993 28. Economic Commission for Europe: NOx Task Force - Technologies for Controlling NOx Emissions from Stationary Sources, April 1986 29. UN-ECE Task Force on Heavy Metal Emissions: State-of-the-Art Report; 1994 30. IEA-coal research (ed.): The problems on sulphur; London 1989 31. EVT Energie- und Verfahrenstechnik GmbH (ed.): Taschenbuch; Stuttgart, 1990 32. Reidick, H.: Primärmassnahmen zur NOx-Minderung bei Neu- und Altanlagen als Voraussetzung für optimale Sekundärmassnahmen, in: Sammelband VGB-Konferenz "Kraftwerk und Umwelt 1985", p. 129-135 33. Reidick, H.: Erfahrungen mit primärer und sekundärer NOx-Minderung der Abgase von Dampferzeuger-Feuerungen; in: EV-Register 45/86, S. 39 - 50 34. Rüsenberg, D.; Hein, K.; Hoppe, K.: Feuerungsseitige Manahmen zur Minderung der NOxEmission; in: VGB-Kraftwerkstechnik 67 (1987) 3, S. 275-279 35. van der Most, P.F.J.; Veldt, C.: Emission Factors Manual PARCOM-ATMOS, Emission factors for air pollutants 1992, Final version; TNO and Ministry of Housing, Physical Planning and the Environment, Air and Energy Directorate Ministry of Transport and Water Management; The Netherlands; Reference number 92 - 235; 1992 36. Jockel, W.; Hartje, J.: Die Entwicklung der Schwermetallemissionen in der Bundesrepublik Deutschland von 1985 bis 1995; Forschungsbericht 94-104 03 524; TUV Rheinlande. V. Köln; 1995 37. Stobbelaar, G.: Reduction of Atmospheric Emissions under the terms of the North Sea Action Programme, Report Lucht 102, Ministry of Housing, Physical Planning and Environment, The Netherlands, 1992 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-77 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 38. Bouchereau, J.M.: Estimation des Emissions Atmospheriques de Metaux Lourds en France pour le Chrome, le Cuivre, le Nickel, le Plomb et le Zinc, CITEPA, France (1992) 39. Axenfeld, F.; Münch. J.; Pacyna, J.M.; Duiser, J.; Veldt, C.: Test-Emissionsdatenbasis der Spurenelemente As, Cd, Hg, Pb, Zn und der speziellen organischen Verbindungen Lindan, HCB, PCB und PAK für Modellrechnungen in Europa, Forschungsbericht 104 02 588, Dornier GmbH, NILU, TNO,1992 40. Marx, E.: Reduzierung von Emissionen und Beseitigung von Rückständen unter Berücksichtigung ernergetischer Nutzung; in: Die Industriefeuerung; 49 (1989); S. 75 - 87 41. CORINAIR 90 Emission Inventory (Proposals) - working paper for the 19 - 20 September 1991 meeting - Annex 4: Definition of Large Point Sources 42. Hernandez, R.; Martinez, J.; Ortiz, A.: CORINAIR Relational schema and data dictionary 1st version; AED; March 1992 43. Fontelle, J-P.: The Implementation of the Directive 88/609 on Large Combustion Plants Proposal for the achievement of air emission inventories, CORINAIR (ed.); Nov. 1991 44. Fontelle, J-P.: The Implementation of the Directive 88/609 on Large Combustion Plants - LCP Directive inventory reporting; CITEPA (ed.); June 1992 45. Necker, Peter; Lehmann, Bernhard: Kraftwerk Walheim, Block 2 - Demonstrationsanlage zur Reduzierung von NOx-Emissionen aus Schmelzkammerkesseln mit Ascherückführung; Neckarwerke Elektrizitäts- versorgung AG; i. Zusammenarbeit mit Umweltbundesamt Berlin Esslingen, 1992 46. VDI (ed.): Efficient Energy Supply with Combustion - Engine Plants; Part 11; Aachen; 1993 47. Brandt, F: Brennstoffe und Verbrennungsrechnung, FDBR - Fachbuchreihe; Vol. 1; Essen; 1981 48. N.N.: Ruhrkohlenhandbuch; Verlag GIückauf GmbH, Essen, 1984, 6th Edition, p. 118 49. Wagner, W.: Thermische Apparate mid Dampferzeuger - Planung und Berechnung; Vogel Fachbuch Technik, Würzburg 1985 50. Schnell, U.: Berechnung der Stickoxidemissionen von Kohlenstaubfeuerungen; VDI Reihe 6: Energieerzeugung Nr.250, Düsseldorf 1991 51. Pohl, J.H.; Chen, S.L.; Heap, M.P.; Pershing, D.W.: Correlation of NOx Emissions with Basic Physical and Chemical Characteristics of Coal; in: Joint Symposium on Stationary Combustion NOx Control, Volume 2, Palo Alto 1982, S. (36-1) - (36-30). 52. Davis, W.T.; Fiedler, M.A.: The Retention of Sulfur in Fly Ash from Coal-Fired Boilers; in: Journal of the Air Pollution Control Association (JAPCA), 32 (1982), p. 395 - 397 53. Heer, W.: Zur Konfiguration von Emissionsminderungsmassnahmen an Kohlekraftwerken, Dissertation Universität Karlsruhe 1987 54. Zelkowski, J: Kohleverbrennung; Fachbuchreihe "Ktaftwerkstechnik", Vol. 8, Essen 1986 55. Görner, K.: Technische Verbrennungssysteme - Grundlagen, Modellbildung, Simulation; Springer Verlag Berlin, Heidelberg, New York, 1991 56. Leuckel, W.; Römer, R.: Schadstoffe aus Verbrennungsprozessen; in: VDI Berichte Nr. 346,1979, S. 323 -347 57. Hansen, U.: Update and Temporal Resolution of Emissions from Power Plants; in: GENEMIS, Paper presented at the 3rd GENEMIS Workshop, Vienna 1993 58. CITEPA (ed.): CORINAIR Inventory - Default Emission Factor Handbook, Commission of the European Community (ed.), second edition, January 1992 59. US-EPA (ed.): Compilation of Air Pollutant Emission Factor, Vol. 1; Stationary Point and Area Sources; 1985 60. Pacyna, Josef: Emission Inventorying for Heavy Metals in the ECE; Draft Paper for the Final Report of the Task Force on Heavy Metals Emission; 1994 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-78 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 61. IPCC/OECD (ed.): Greenhouse Gas Inventory Workbook, IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2;1995 62. Ribeiro, Jacqueline: Techno-economic analysis of the SCR plant for NOx abatement; University of Karlsruhe; Institute for Industrial Production; 1992 63. Umweltbundesamt, Germany (ed.): Umwelt- und Gesundheitskritierien für Quecksilber; UBABerichte 5/80; Berlin 1980 64. Personal communications with different power plant operators; answers to a questionnaire from March 8, 1994 65. Deutsche Verbundgesellschaft e. V. (ed.): Das versorgungsgerechte Verhalten der thermischen Kraftwerke; Heidelberg; 1991 66. TNO report 88 - 355/R 22/ CAP ulcluded in [58] 67. Winiwater, D.; Schneider, M.: Abschätzung der Schwermetallemissionen in Österreich; Umweltbundesamt Österreich, Wien; 1995 68. VDI (ed.): Gasturbineneinsatz in der Kraft-Wärme-Kopplung; Rationelle Energieversorgung mit Verbrennungs-Kraftmaschinen-Anlagen; Tei V; Aachen; 1993 69. Veaux, C.; Rentz, O.: Entwicklung von Gasturbinen und Gasturbinenprozessen; Institut für lndustriebetriebslehre und Industrielle Produktion; Karlsruhe; 1994 (unpublished) 70. VDI (ed.): Co-generation Technology-Efficient Energy Supply with Combustion Engine Plants; Part 11, Aachen; 1993 71. VGB (ed.): Hinweise zur Ausfertigung der Emissionserklärung für Anlagen aus dem Bereich der Kraft- und Energiewirtschaft gemäss 11. Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes vom 12.12.1991 (Stand März 1993); Essen; 1993 72. Association of German Coal Importers / Verein Deutscher Kohleimporteure e.V.: Datenbank Kohleanalysen; Stand 27. Januar 1992; Hamburg (Germany) 73. ASTM-ISO 3180-74: Standard Method for Calculating Coal and Coke Analyses from asdetermined to different Bases 74. N.N.: Update and Temporal Resolution of Emissions from Power Plants in GENEMIS; Paper published at the 3rd Genemis-Workshop in Vienna; 1983 75. Bartok, W. et. al.: Stationary sources und control of nitrogen oxide emissions; Proc. second International Clean Air Congress; Washington; 1970; p. 801 - 818. 76. N.N.: Update and Temporal Resolution of Emissions from Power Plants, in: GENEMIS; Paper from the 3rd Workshop; Vienna; 1993 77. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (ed.): Umwelt-politik Klimaschutz in Deutschland, Erster Bericht der Regierung der Bundesrepublik Deutschland nach dem Rahmen- übereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderungen; 1994 The Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety (ed.): Environmental Policy - Climate Protection in Germany - First Report of the Federal Government of the Federal Republic of Germany according to the United Nations Framework Convention of Climate Change, 1994 78. Boelitz, J.; Esser-Schmittmann, W.; Kreusing, H.: Braunkohlenkoks zur Abgasreinigung; in: Entsorger- Praxis (1993)11: S.819-821 79. Breton, D.; Eberhard, R.: Handbuch der Gasverwendungstechnik, Oldenburg 1987 80. CITEPA: CORINAIR Inventory-Default Emission Factors Handbook (second edition); CEC-DG XI (ed.); 1992 81. Davids, P.; Rouge M.: Die Grossfeuerungsanlagenverordnung. Technischer Kommentar; VDI, Düsseldorf 1984 82. Davids, Peter; Rouge, Michael: Die TA Luft -86, Technischer Kommentar; Düsseldorf; 1986 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-79 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 83. DeSoete, G.: Nitrous Oxide from Combustion and Industry: Chemistry, Emissions and Control; Working Group Report: Methane Emissions from Biomass Burning; in: van Amstel, A.R. (ed.): Proceedings of an International IPCC Workshop on Methane and Nitrous Oxide: Methods in National Emission Inventories and Options for Control. RIVM Report no. 481507003; Bilthoven (The Netherlands); p. 324 - 325 84. Environment Agency: Air polluters unveiled by Tokyo Government, Japan; Environment Summary 1973-1982, Vol. 1, (1973); p. 18/19 85. US-EPA (ed.): Criteria Pollutant Emission Factors for the NAPAP Emission Inventory; EPA/600/7-87/015; 1987 86. Gerold, F. et. al.: Emissionsfaktoren für Luftverunreinigungen; Materialien 2/80; Berlin; 1980 87. IPCC/OECD (ed.): Joint Work Programme on National Inventories of Greenhouse Gas Emissions: National GHIG-Inventories (ed.): Transparency in estimation and reporting; Parts I and 11; Final report of the workshop held 1 October 1992 in Bracknell (U.K.); published in Paris; 1993 88. IPCC/OECD (ed.): Greenhouse Gas Inventory Reference Manual; IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 3;1995 89. Kamm, Klaus; Bauer, Frank; Matt, Andreas: CO-Emissionskataster 1990 für den Stadtkreis Karlsruhe; in: WLB - Wasser, Luft und Boden (1993)10; p. 58 ff. 90. Kremer, H.: NOx-Emissionen aus Feuerungsanlagen und aus anderen Quellen; in: Kraftwerk und Umwelt 1979; Essen; 1979; p. 163 - 170 91. Lim, K.J. et. al.: A promising NOx-control-technology; Environmental Progress, Vol. 1; Nr.3; 1982; p. 167- 177 92. Landesanstalt für lmmissionsschutz des Landes NRW (ed.): Emissionsfaktoren für Feuerungsanlagen für feste Brennstoffe; in: Gesundheits-Ingenieur 98 (1987)3; S. 58 - 68 93. Landesanstalt für lmmissionsschutz des Landes NRW (ed.): Erstellung eines Emissionskatasters und einer Emissionsprognose für Feuerungsanlagen im Sektor Haushalte und Kleinverbraucher des Belastungsgebietes Ruhrgebiet Ost; LIS Bericht Nr. 73;1987 94. Marutzky, R: Emissionsminderung bei Feuerungsanlagen fur Festbrennstoffe; in: Das Schornsteinfeger-handwerk (1989)3, S. 7 - 15 95. Ministerium für Arbeit, Gesundheit und Soziales des Landes NRW (ed.): Luftreinhalteplan Ruhrgebiet Ost 1979-1983; Luftreinhalteplan Ruhrgebiet Mitte 1980-1984; Düsseldorf; 1978 bzw. 1980 96. Mobley, J.D.; Jones G.D.: Review of U.S. NOx abatement technology; Proceedings: NOxSymposium Katlsruhe 1985 BI/B 74 97. MWV: Jahreszahlen 1992, Hamburg 1992 98. N.N.: Untersuchung zur Emissionsbegrenzung bei bestimmten Anlagenarten; in: Umweltschutz in Niedersachsen - Reinhaltung der Luft, Heft 8; S. 145 - 169 99. Ministry of Housing, Physical Planning and Environment (ed.): Handbook of Emission Factors, Stationary Combustion Sources, Part 3; The Netherlands, The Hague; 1988 100.OECD Environment Directorate (ed.): Greenhouse Gas Emissions and Emission Factors; 1989 101.van der Most, P. F J.; Veldt, L.: Emission Factors Manual Parcom-Atmos, Emission factors for air pollutants 1992; Final version; TNO; The Netherlands; Reference number 92 - 235,1992 102.Radian Corporation (ed.): Emissions and Cost Estimates for Globally Significant Anthropogenic Combustion Sources of NOx, N20, CH4, CO and CO2; Prepared for the Office of Research and Development; U.S. Environmental Protection Agency; Washington D.C.; 1990 103.Ratajczak, E.-A.; Akland, E.: Emissionen von Stickoxiden aus kohlegefeuerten Hausbrandfeuerstätten; in: Staub, Reinhaltung Luft; 47(1987) 1/2, p. 7 - 13 104.Riediger, Bruno: Die Verarbeitung des Erdöls, Springer-Verlag 1971, p. 31 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-80 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 105.Schenkel, W.; Barniske, L.; Pautz, D.; Glotzel, W.-D.: Müll als CO-neutrale Energieresource; in: Kraftwerkstechnik 2000 - Resourcen-Schonung und CO-Minderung; VGB-Tagung 21./22.2.1990; p. 108 106.Skuschka, M; Straub, D.; Baumbach, C.: Schadstoffemissionen aus Kleinfeuerungen; Institut für Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen; Abt. für Reinhaltung der Luft; Stuttgart; 1988 107.Steinmüller-Taschenbuch -Dampferzeugertechnik, Essen 1984 108.Stromthemen, 6(1989)6, p. 7 109.Tornier, W.: Derzeit erreichbare Emissionswerte von Kesselanlagen und ihre Minderung durch Primärmanahmen; VDI-GET-VK-Tagung: Kessel- mid Prozewärmeanlagen; Essen; 1985 110.Umweltbundesamt (ed.): Luftreinhaltung 1981; Berlin; 1981 111.Umweltbundesamt (ed.): Jahresbericht 1985; Berlin; 1986 112.VGB Technische Vereinigung der Grosskraftwerksbetreiber e.V. (ed.): VGB- Handbücher VGB-B301: NOx-Bildung und NOx-Minderung bei Dampferzeugern für fossile Brennstoffe; Essen; 1986 113.CEE (ed.): Directive du Conseil du 30 mars 1987 modifiant la directive 75/716/CEE relative au rapprochement des legislations des Etats membres concernant la teneur en soufre de certains combustibles liquides, 87/219/CEE 114.Meijer, Jeroen: Personal communication, IEA (International Energy Agency), Fax of April 24,1995. 115.US-EPA (ed.): AP 42 - CD rom, 1994 116.Personal communication with power plant operators in Germany, 1995 117.Verein Deutscher Elektrizitätswerke (VDEW) (ed.): Jahresstatistik 1991; Frankfurt; 1992 118.Kugeler, F.; Philippen, P.: Energietechnik; 1990 18 БИБЛИОГРАФИЯ Дополнительная литература по тематике «Сжигание» Strausen., K.: NOx-Bildung und NOx-Minderung bei Dampferzeugern für fossile Brennstoffe, VGB - B 301, Part B 5.1; Essen; 1986 Zelkowski, J.: NOx-Bildung bei der Kohleverbrennung und NOx-Emissionen aus Schmelzfeuerungen, in: VGB Kraftwerkstechnik 66 (1986) 8, S. 733 - 738 Rennert, K. D.: Mögliche Seiten der Stickstoffreduzierung in Feuerräumen; Sonderdruck aus Fachreport Rauchgasreinigung 2/86, S. FR 13 - 17 Schreiner, W.: Rennert, K. D.: Emissionsverhalten von Brennern mit Luftstufung in Gro- und Versuchsanlagen, in: BWK Bd. 40 (1988) 5, Mai 1988 Visser, B.M.; Bakelmann, F.C.: NOx-Abatement in Gas Turbine Installations; in: ErdöI und KohleErdgas-Petrochemie vereinigt mit Brennstoff-Chemie, 46 (1993) 9, S. 333 - 335 Alaghon, H.; Becker, B.: Schadstoffarme Verbrennung von Kohlegas in GuD-Anlagen; in: VGB Kraftwerkstechnik, 64 (1984)11, S. 999 - 1064 Arbeitsgruppe Luftreinhaltung der Universität Stuttgart (ed.): Verbrennungsmotoren und Feuerungen-Emissionsminderung; in: Jahresbericht der Arbeitsgruppe Luftreinhaltung; Stuttgart 1988 Scherer, R.: Konzept zur Rauchgasreinigung bei schwerolbetriebenen Motorheizkraftwerken; in: BWK 45 (1993) II,S.473-476 N.N.: NOx-Emissions by Stationary Internal Combustion Engines, in: ErdöI und Kohle-ErdgasPetrochemie vereinigt mit Brennstoff-Chemie, 40 (1987) 9, p. 375 - 376 Kehlhofer, R.; Kunze, N., Lehmann, J.; Schüller, K.-H.: Gasturbinenkraftwerke, Kombikraftwerke, Heizkraftwerke und lndustriekraftwerke; Köln 1984,1992 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-81 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 - 010105 ps010101 19 ВЕРСИЯ, ДАТА И ИСТОЧНИК Версия: 3.1 Дата: Ноябрь 1995 Источник: Otto Rentz,; Dagmar Oertel, Университет Карлсруе Германия 20. ВОПРОСЫ Замечания или вопросы по данной главе направлять по адресу: Ute Karl French-German Institute for Environmental Research University of Karlsruhe Hertzstr 16 D-76187 Karlsruhe Germany Tel: +49 721 608 4590 Fax: +49 721 75 89 09 Email: ute.karl@wiwi.uni-karlsruhe.de Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В111-82 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 1: ПРИМЕР РАЗЛИЧНЫХ ВАРИАНТОВ РАССМОТРЕНИЯ КОТЛОАГРЕГАТОВ КАК ОБЫЧНЫХ УСТАНОВОК Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-83 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 2: ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЭМИССИЙ SO2 (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА, ОПИСАНИЕ СМ. В ПРИЛОЖЕНИИ 3) Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-84 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 3: ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЭМИССИЙ SO2 (ОПИСАНИЕ) Процедура расчета осуществляется в три этапа: I. Содержащаяся в топливе сера стехиометрически вступает в реакцию с кислородом и образует SO2. Рекомендованные величины содержания серы СSfuel в антраците и буром угле приводятся в Приложении 7 и 8. В результате максимально достижимое количество сернистого газа CSO2max получаем из уравнения: СSO2max = 2 CSfuel (3-1) СSfuel содержание серы в топливе (масса элемента/масса топлива [кг/кг]) СSO2max максимально достижимое количество сернистого газа (масса загрязняющего вещества/масса топлива [кг/кг]) II. Величина максимально достижимого количества сернистого газа СSO2max корректируется величиной содержания серы в золе аS. В результате получаем реальную величину выбросов из котлоагрегата сернистого газа СSO2max при сжигании топлива: СSO2котла = СSO2max (1 - аS) (3-2) СSO2котла реальный выброс сернистого газа из котлоагрегата (масса загрязняющего вещества/масса топлива [кг/кг]) СSO2max максимально достижимое количество сернистого газа (масса загрязняющего вещества/масса топлива [кг/кг]) аS Величина содержания серы в золе [ ] Величина содержания серы в золе зависит, например, от характеристик топлива и температуры внутри котлоагрегата. Если нет данных по аS, можно использовать величины для различных видов топлива, рекомендованные в Таблице 8. III. Выброс сернистого газа из котлоагрегата корректируется коэффициентом снижения выбросов и величиной наличия вторичных мер (для определения см. раздел 3.2) снижения выбросов по уравнению: СSO2sec = СSO2котла (1 - ) (3-3) СSO2sec выброс сернистого газа после применения вторичных мер (масса загрязняющего вещества/масса топлива [кг/кг]) реальный выброс сернистого газа из котлоагрегата вещества/масса топлива [кг/кг]) коэффициент снижения выбросов за счет вторичной меры [ ] наличие вторичного метода СSO2котел (масса загрязняющего Полученный результат называется вторичным сернистым газом СSO2sec. Если данные по и , отсутствуют, то можно использовать рекомендованные величины для различных методов десульфуризации топочного (дымового) газа (FGD), приведенные в Таблице 7. Полученная величина СSO2sec преобразуется в СSO2 в топочном газе и в коэффициент эмиссии EFSO2, при помощи следующих уравнений: СSO2 СSO2 = СSO2sec 1/VFG 106 (3-4) EFSO2 = СSO2sec 1/Hu 106 (3-5) сернистый газ в дымовом газе (масса загрязняющего вещества/объем дымового газа [мг/м 3]) Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-85 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 СSO2sec выброс сернистого газа после применения вторичной меры (масса загрязняющего вещества/масса топлива [кг/кг] VFG объем сухого дымового газа (объем дымового газа/масса топлива [м 3/кг]) EFSO2 коэффициент эмиссии сернистого газа [г/ГДж] Hu низшая теплота сгорания топлива [МДж/кг] Объем сухого газа VFG определяется, как описано в Приложении 6. Данные по выбросам выраженные в [мг/м3] полезно использовать для сравнения расчетных и измеренных данных. Эти же уравнения можно использовать для преобразования величин СSO2котла. Рекомендованные величины более низшей теплоты сгорания антрацита и бурого угля представлены в Приложениях 7 и 8. Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-86 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЭМИССИИ NOX (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА, ОПИСАНИЕ СМ. В ПРИЛОЖЕНИИ 5) Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-87 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 5: ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЭМИССИИ NOX (ОПИСАНИЕ) При определении коэффициентов эмиссий NOx учитывается образование топливного выброса NO и теплового выброса NO. Количество образованного NO из топлива определяется на основании параметров топлива. Однако общее содержание NO в топливе нельзя полностью преобразовать в топливное NO (как в уравнении (5-1)). Поэтому реальное образование теплового выброса NO описывается эмпирическим отношением (см. уравнение (5-2)). Образование теплового выброса NO выражается с помощью дополнительной фракции, которая зависит от типа котлоагрегата. Процедура расчета коэффициента эмиссии NOх осуществляется в три этапа. На первом этапе определяется максимальный выброс NO в результате стехиометрического преобразования азота, содержащегося в топливе. В полученный выброс NO вносится поправка на образование теплового выброса NO. NO преобразуется в NO2 и на втором и третьем этапе учитываются первичные и вторичные меры по снижению выбросов. I. Содержащийся в топливе азот стехиометрически вступает в реакцию с кислородом О2 и образует оксид азота. Рекомендованные величины содержания азота СN2fuel в антраците и буром угле приводятся в Приложении 7 и 8. Максимально достижимое количество оксида азота CNOfuel,max получаем из уравнения: СNOfuel.max = CNfuel 30 1 14 V FG (5-1) СNOfuel.max максимально достижимое количество топливного оксида азота (масса загрязняющего вещества/объем дымового газа [кг/м3]) CNfuel содержание азота в топливе (масса азота/масса топлива [кг/кг]) VFG удельный объем дымового газа (объем дымового газа/масса топлива [м 3/кг])9 Содержание азота в топливе CNfuel не полностью преобразуется в CNО fuel. Преобразованная часть топливного азота в топливный NO CNО fuel,conv можно определить с помощью следующей эмпирической формулы [50,51], при нулевом проценте содержания кислорода в сухом топочном газе. С Nfuel СCfix С NOfuel ,max С С NOfuel ,max +180 volatiles (5-2) - 840 0.4 3.200 0.6 3.200 0.015 СNOfuel.conv = 285 + 1.280 СNOfuel.conv выбрасываемый топливный NO (масса загрязняющего вещества/масса топочного газа [мг/кг]) CNfuel Cvolatiles СNOfuel.max CCfix содержание азота в топливе (масса азота/масса топлива [кг/кг]), maf содержание летучих соединений в топливе (масса летучих соединений/масса топлива [кг/кг]), maf максимально достижимое количество топливного оксида азота (масса загрязняющего вещества/масса дымового газа [мг/кг])10 связанный углерод в топливе (масса углерода /масса топлива [кг/кг]), maf Связанный углерод в топливе определяется по уравнению CCfix = 1 - Cvolatiles. Уравнение (5-2) пригодно для определения выбросов оксида азота из пламени предварительно перемешанной В программе рассчитывается стехиометрически удельный объем дымового газа на основании полного состава топлива. 10 CNOfuel,max и CNOfuel,conv даются в единицах (масса загр. вещ-ва/масса дымового газа [мг/кг]. Для перевода единиц (масса загрязняющего вещества/масса дымового газа [мг/кг] в единицы (масса загрязняющего вещества/объем дымового газа [кг/м3] должна приниматься во внимание плотность дымового газа [кг/м3], которая рассчитывается стехиометрически из состава топлива с помощью компьютерной программы. 9 Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-88 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 смеси; коэффициент корреляции - r2 = 0.9 для 20 углей и r2 = 0.75 для 46 углей [51]. Эти данные были получены в измерениях в эксплуатационных условиях и экспериментальных измерениях. В основном испытания проводились в печи с огнеупорной футеровкой производительностью 70000 Btu/час (20.5 кВт) с регулируемым отводом теплоты. Уголь подавался через специальные конструкции. Сопло образует равномерную неоднородную смесь угля и воздуха до процесса сжигания и устанавливает порог интенсивного пламени перемешанной смеси с вихревым движением. Дальнейшие испытания проводились в больших печах. Результаты всех измерений в сочетании с дополнительной информацией из литературных источников использовались для установления корреляции, «предсказывающей» относительную зависимость выбросов оксида азота от свойств топлива [51]. Дальнейшие расчеты по уравнению (5-2) на основании данных измерений представлены в [ п. 50]. Сравнение измеренных и расчетных величин показало очень хорошие результаты (извлеченные с помощью уравнения (5-2)), для углей с большим содержанием летучих и удовлетворительные для углей со средним содержание летучих веществ [50]. Допуская, что образование топливного выброса NO более важно, чем образование теплового выброса NO (топливный NO составляет до 70-90%), содержание образованного теплового выброса NO может выражаться как доля NOfuel (где зависит от типа котлоагрегата). Суммарное содержание оксида азота, образованного в котлоагрегате, CNOtotal.котла определяется из: CNOtotal.котла = СNOfuel.conv + CNOtermal = СNOfuel.conv (1 + ) (5-3) суммарное количество оксида азота, образованного в котлоагрегате (загрязняющее вещество/масса дымового газа [кг/кг]) СNOfuel.conv суммарное количество выбрасываемого топливного выброса NO (масса загрязняющего вещества/масса дымового газа [мг/кг])2) СNOtermal содержание образованного теплового выбросаоксида азота (масса загрязняющего вещества/масса дымового газа [кг/кг]) доля образованного теплового выброса NO CNOtotalкотла Рекомендуются следующие величины для : DBB =0.05, WBB =0.3. Более того, на количество образованного теплового выброса NO может влиять нагрузка (см. также раздел 11.2). Суммарный выброс двуокиси азота из котлоагрегата CNO2котла рассчитывается следующим образом: 46 CNO2котла = CNOtotalкотла (5-4) 30 CNO2котла суммарное количество двуокиси азота, образованного в котлоагрегате (масса загрязняющего вещества/масса дымового газа [кг/кг]) суммарное количество оксида азота, загрязняющего вещества/масса дымового газа [кг/кг]) CNOtotalкотла образованное в котлоагрегате (масса II. Суммарное содержание двуокиси азота, выраженное значением CNO2котла, уменьшается с учетом первичных мер, в результате использования которых достигается коэффициент снижения выбросов prim. Результатом является содержание первичной двуокиси азота CNO2prim: СNO2prim = СNO2котла (1 - prim) СNO2prim (5-5) содержание первичной двуокиси азота (масса загрязняющего. вещества/масса дымового газа [кг/кг]) СNO2котел общее содержание двуокиси азота, образованной в котлоагрегате (масса загрязняющего. вещества/масса дымового газа [кг/кг]) Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-89 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 prim коэффициент снижения выбросов за счет первичных мер [ ] Поскольку для определения коэффициентов снижения выбросов имеются неполные данные, рекомендованные величины для различных типов котлоагрегатов и топлива представлены по результатам использования отдельных первичных мер и их уместных сочетаний (см. Таблицу 8). В случае комплексных первичных мер с известными отдельными (индивидуальными) коэффициентами снижения выбросов prim,1, prim,2 и т.д. можно использовать следующее уравнение: СNO2prim = СNO2котла (1 - prim1) (1 - prim2) (1 - prim3) (5-6) СNO2prim содержание двуокиси азота с учетом первичных мер (масса загрязняющего вещества/масса дымового газа [кг/кг]) СNO2котел общее количество содержания двуокиси азота, образованной в котлоагрегате (масса загрязняющего. вещества/масса дымового газа [кг/кг]) prim k отдельный коэффициент снижения выбросов как результат использования первичной меры k [ ] Следует учитывать, что коэффициенты снижения выбросов в результате использования первичных мер независимы друг от друга. III. Выброс двуокиси азота СNO2prim при наличии первичных мер корректируется коэффициентом снижения sec [ ] и величиной наличия sec[ ] вторичных мер снижения выбросов (для определения см. раздел 3.2): СNO2sec = СNO2prim (1 - sec sec) (5-7) СNO2sec содержание двуокиси азота после использования вторичной меры (масса загрязняющего вещества/масса дымового газа [кг/кг]) СNO2prim содержание двуокиси азота с учетом первичных мер (масса загряз. вещества/ масса дымового sec sec газа [кг/кг]) коэффициент снижения за счет вторичной меры [ ] наличие вторичного метода [ ] В случае отсутствия данных для sec и sec рекомендованные величины для различных технологий DеNOх приводятся в Таблице 9. Полученная величина СNO2sec преобразуется в CNO2 и в коэффициент эмиссии FNO2 с использованием следующих уравнений: СNO2 = СNO2sec 1/VD 106 EFNO2 = СNO2sec 1/Hu VFG (5-8) (5-9) СNO2 содержание двуокиси азота в топочном газе (масса загрязняющего вещества/ объем дымового газа [мг/м3]) СNO2sec содержание двуокиси азота после установок вторичной очистки (масса загрязняющего вещества/масса дымового газа [кг/кг]) VD объем сухого дымового газа (объем дымового газа/масса топлива [м 3/кг]) VFG удельный объем сухого дымового газа (объем дымового газа/масса топлива [м 3/кг]) EFNO2 коэффициент эмиссии для двуокиси азота [г/ГДж] Hu низшая теплота сгорания топлива [МДж/кг] Удельный объем сухого дымового газа можно определить, как описано в Приложении 6. Данные по выбросам, выраженные в [мг/м3] используются для сравнения расчетных и измеренных данных. Рекомендованные величины для низшей теплоты сгорания для антрацита и бурого угля даются в Приложениях 7 и 8. Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-90 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 6: ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО ОБЪЕМА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА И ОПИСАНИЕ) Удельный объем дымового газа определяется для преобразования коэффициентов эмиссий, полученных в [г/ГДж], в [мг/м3], что позволяет сопоставить измеренные данные. Метод представлен в следующей технологической карте: Для определения объема дымового газа необходим анализ элементарного состава топлива (содержание углерода СС, серы CS, водорода СН, кислорода СО2 и азота СN (maf). Если данных по элементарному составу дымового газа нет, предполагается использовать рекомендованные величины для антрацита и бурого угля, предлагаемые в Приложениях 7 и 8. Объем кислорода, необходимый для стехиометрической реакции VO2min определяется следующим образом: VO2min = 1.864 CC + 0.700 CS + 5.553 CH - 0.700 CO2 (6-1) VO2min объем кислорода, необходимый для стехиометрической реакции (объем кислорода/масса топлива [м3/кг]) CC содержание углерода в топливе (масса углерода/масса топлива [кг/кг]) CS содержание серы в топливе (масса серы/масса топлива [кг/кг]) CH содержание водорода в топливе (масса водорода/масса топлива [кг/кг]) CO2 содержание кислорода в топливе (масса кислорода/масса топлива [кг/кг]) Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-91 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Константы в уравнении (6-1) представляют стехиометрические коэффициенты объема кислорода, необходимого для сжигания 1 кг углерода, серы или водорода в [м3/кг]. Соответствующий объем азота в воздухе VN AIR дается уравнением (6-2): VN AIR = VO2min 79/21 (6-2) VN AIR объем азота в воздухе, (объем азота/масса топлива [м3/кг]) VO2min объем кислорода, необходимый для стехиометрической реакции (объем кислорода/масса топлива [м3/кг]) Удельный объем сухого дымового газа при 0% содержании кислорода VFG можно определить, используя уравнение (6-3): VFG = 1.852 CC + 0.682 CS + 0.800 CN + VN AIR VFG CC CS CN VN AIR (6-3) удельный объем сухого дымового газа (объем дымового газа/масса топлива [м /кг]) содержание углерода в топливе (масса углерода/масса топлива [кг/кг]) содержание серы в топливе (масса серы/масса топлива [кг/кг]) содержание азота в топливе (масса азота/масса топлива [кг/кг]) объем азота в воздухе, (объем азота/масса топлива [м 3/кг]) 3 Постоянные в уравнении (6-3) являются стехиометрическими коэффициентами объема кислорода, необходимого для сжигания 1 кг углерода, серы или азота в [м3/кг]. Полученные величины VFG при 0% содержании кислорода преобразуются в стандартное содержание кислорода в топочном газе по уравнению (6-4): VFG ref = VFG ((21-O2)/(21-O2ref)) (6-4) VFG ref удельный объем дымового газа в стандартных условиях (объем топочного газа/масса топлива [м3/кг]) VFG полученный удельный объем дымового газа (объем дымового газа/масса топлива [м3/кг]) O2 содержание кислорода в полученном топочном газе [%] O2ref содержание кислорода в топочном газе в стандартных условиях [%] Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-92 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 7: СОСТАВ И НИЗШАЯ ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ (НU) АНТРАЦИТА В УГЛЕДОБЫВАЮЩИХ СТРАНАХ страна Состав элементов (maf) [вес.-%] С значение значение стандарт. отклонение 1.8 0.15 7.8 2.08 5.2 0.29 0.6 0.21 34.0 5.94 33.70 1.03 1.8 1.4 0.15 6.1 1.5 5.1 0.56 0.9 0.43 33.9 6.34 33.04 2.32 Китай1) 81.9 1.95 1.1 0.32 11.4 2.4 4.9 0.21 1.05 0.35 36.3 2.32 32.06 0.80 Колумбия1) 78.5 6.37 1.5 0.13 12.4 4.3 5.2 0.62 0.9 0.19 42.2 2.70 31.83 1.93 Чехия 85.98 2.23 1.5 0.17 6.27 2.30 5.09 0.70 1.16 0.68 30.88 8.92 34.00 2.44 87.91 1.76 1.29 0.24 5.60 1.58 4.50 0.47 0.70 0.17 22.81 5.82 34.86 1.56 90.2 1.77 1.6 0 3 1.41 4.4 0.56 0.9 - 15.8 9.60 35.23 0.29 87.00 2.44 1.49 0.27 5.75 1.94 4.76 0.68 1.02 0.32 25.52 6.58 30.10 1.75 77.5 0 0.7 0 16.1 0 5.4 0 0.3 0 39.0 3.20 31.85 1.66 84.10 1.51 1.42 0.69 5.79 0.54 5.09 0.11 3.62 0.55 24.4 3.98 34.16 1.05 76.5 3.22 1.3 0.25 16.2 4 5.6 0.4 0.4 0.32 47.9 2.44 29.48 2) 2) )6) 2) 1) Индия 2) 1) Польша 4) Португалия 6) стандарт. значение стандарт. значение стандарт. значение стандарт. значение стандарт. значение стандарт. отклонение отклонение отклонение отклонение отклонение отклонение [МДж/кг] 2.26 Венгрия 5) (maf) [вес.-%] 86.6 СНГ 4) S 84.6 Германия ост. 3) H Канада1) Германия, RAG 2) O Нu (maf) Австралия1) Франция 1) N летучие вещества 3) 2.25 5) 80.0 1.0 7.0 5.0 1.0 38.5 (21.00) 87.0 0.95 5.4 4.9 0.94 32.1 (27.58)5) Южная Африка1) 80.3 5.78 2.1 0.73 Соединенное Королевство1) 84.5 0.6 1.8 0 США1) 84.3 2 1.6 0.17 7.5 Венесуела1) 84.2 1.7 1.5 0.07 7.6 8.8 нет 1.2 4.9 1.19 5.4 0.06 1.65 5.5 0.38 1.1 2.19 6 0.49 0.7 данных 0.9 нет 0.24 31.9 2.37 32.36 0.73 38.2 1.84 33.80 0.58 0.58 38.1 4.31 33.89 0.88 0 43.2 3.98 34.00 1.00 данных Association of German Coal Importers (Ассоциация немецких импортеров угля 1992 [72] Brandt 1981 [47] Madeira: Personal communication (индивидуальная связь), EDP (электронная обработка данных-Elecricielade Португалия, Лиссабон, май 1994 г. Debsky: Personal communication, Energy Information Centre (Информационный центр по энергетике), Варшава, май 1994 г. полученная низшая теплота сгорания (ar) RAG - Рурский уголь. Объединенное Королевство – Объединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-93 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 8: СОСТАВ И НИЗШАЯ ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ (НU) БУРЫХ УГЛЕЙ В УГЛЕДОБЫВАЮЩИХ СТРАНАХ страна Состав элементов (maf) [вес.-%] С значение Чехия2) 70.09 Германия N O H S летучие вещества Нu (maf) (maf) [вес.-%] [МДж/кг] стандарт. значение стандарт. значение стандарт. значение стандарт. значение стандарт. значение отклонение отклонение отклонение отклонение отклонение 3.324) стандарт. отклонение значение стандарт. отклонение 1.07 0.224) 21.74 3.424) 5.64 0.644) 1.48 0.824) 56.67 4.624) 28.2 2.394) 0.7-1.35) 25.2 22-305) 5 4.5-5.55) 0.8 0.2-1.15) 386) - 27.3 19.4-31.75) 62-725) -рейнский уголь1) 68 1.0 -средняя Гер.1) 72 0.8 18.3 5.5 3.4 57.5 28.8 69.5 1.0 23.1 5.8 0.6 58.7 25.7 Венгрия -1 63.8 (1.1) 26.8 4.8 3.5 61.8 35.7 28.8-42.65) Венгрия2) - 2 69.82 2.624) 1.06 0.454) 18.91 2.234) 5.54 0.124) 4.49 28.4 1.204) Польша7) 69.5 66-735) 1.1 0.7-1.55) 19 13-255) 6 5-75) 1 25 23-265) Португалия2) 67.44 1.014) 0.91 0.184) 22.61 2.894) 4.4 0.744) 4.62 8.844) 24.8 2.64) Турция1) - 1 61.4 данных 21.2 19.8-22.75) Турция3) - 2 62.6 3.934) 26.6 -восточная Гер. 1) 1) 0.8 7.844) 2.0 29.6 0.674) 24.0 5.1 4.484) 4.9 2.464) 6.2 1.044) 50 2.434) 54.64 нет 5.1 0.564) 39.30 4.774) 56.0 1) Международное энергетическое агентство, исследования по углю- бурый уголь 2) Brandt Kücükbayrak, S; Kadioglu, E.: Desulphurisation of some Turkish lignites by pyrolisis, FUEL, Vol.67, 6/1988 (Десульфуризация некоторых лигнитов Турции путем пиролиза) 3) 4) стандартное отклонение 5) диапазон 6) величина, рекомендованная RAG 7) Debsky: Personal communication, Energy Information Centre, Warsaw, May 1994 Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-94 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 9: ЭМИССИЙ NOX УСЛОВИЯ ДЛЯ ПРИМЕРНОГО РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТОВ В Приложении 9 приводятся значения, выбранные для расчета коэффициентов эмиссий NOx (в соответствии с разделом 4.2.1). Результаты расчета приводятся в последующих Приложениях 10 (для антрацита) и 11 (для бурого угля). Коэффициенты эмиссий, приведенные в обоих приложениях, даются в (г/ГДж), а концентрации в [мг/м3], параметры были определены при условиях, указанных в Таблице 9-1: Таблица 9-1: Класс угля1) Тип котла Доля теплового выброса NO NOth [ ] hc DBB 0.05 bc 1) 2) Выбранные входные параметры для определения коэффициентов эмиссий как указано в приложениях 10 и 11. Коэффициент снижения выбросов первичными мерами prim2) [ ] Коэффициент снижения выбросов вторичными мерами sec [ ] SCR 0.8 Коэффициент наличия sec [ ] LNB 0.20 0.99 LNB/SAS 0.45 LNB/OFA 0.45 LNB/SAS/OFA 0.60 WBB 0.30 LNB 0.20 SCR 0.8 0.99 LNB/SAS 0.45 LNB/OFA 0.40 LNB/SAS/OFA 0.60 DBB 0.05 LNB 0.20 LNB/SAS 0.45 LNB/OFA 0.40 LNB/SAS/OFA 0.60 Элементарный анализ антрацита и бурого углей приводится в Приложениях 7 и 8. Коэффициент снижения выбросов приводится в качестве примера для выбранных первичных мер (см. раздел 4.2) Сокращения: hc - антрацит; bc - бурый уголь Для расчета отдельных коэффициентов эмиссий NOx можно использовать компьютерную программу (Руководство пользователя приводится в разделе 15 и Приложении 14). Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-95 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 10: Антрацит из: Тип котла Австралии DBB Канады Китая Колумбии Чешской республики ЭМИССИИ И КОНЦЕНТРАЦИИ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ДЛЯ NOX, ПОЛУЧЕННЫЕ С ПОМОЩЬЮ МОДЕЛЬНЫХ РАСЧЕТОВ (СМ. ПРИЛОЖЕНИЯ 4 И 5) ПРИ СЖИГАНИИ АНТРАЦИТА (СМ. ПРИЛОЖЕНИЕ 7) КОЭФФИЦИЕНТЫ Без мер снижения Первичные меры2) 1) EF Концентрация PM EF Концентрация [г/ГДж] дымового газа [г/ГДж] дымового газа [мг/м3] [мг/м3] 568 1620 LNB 454 1300 LNB/SAS 312 893 LNB/OFA 312 893 LNB/SAS/OFA 227 649 Вторичные меры3) EF Концентрация [г/ГДж] дымового газа [мг/м3] 95 270 65 186 65 186 47 135 WBB 703 2140 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 562 387 422 281 1720 1180 1290 858 117 80 88 59 357 245 268 178 DBB 506 1390 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 405 278 278 202 1110 762 762 554 84 58 58 42 230 158 158 115 WBB 627 1830 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 501 345 376 251 1460 1010 1100 732 10 72 78 52 304 209 228 152 DBB 413 1180 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 331 227 227 165 943 648 648 472 69 47 47 34 196 135 135 98 WBB 512 1560 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 409 281 307 205 1250 856 934 623 85 59 64 43 259 178 194 130 DBB 535 1570 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 428 294 294 214 1250 861 861 626 89 61 61 45 261 179 179 130 WBB 662 2070 DBB 483 1370 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 529 364 397 265 387 266 266 193 1650 1140 1240 827 1100 753 753 548 110 76 83 51 80 55 55 40 344 237 258 172 228 157 157 114 Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-96 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Франции Германии ФРГ остальной Германии Венгрии СНГ WBB 598 1810 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 479 329 359 239 1450 995 1080 723 100 68 75 50 301 207 226 150 DBB 374 1080 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 299 205 205 149 863 594 594 432 62 43 43 31 180 123 123 90 WBB 463 1430 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 370 254 278 185 1140 784 855 570 77 53 58 39 237 163 178 119 DBB 384 1090 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 307 211 211 154 872 600 600 436 64 44 44 32 181 125 125 90 WBB 476 1440 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 381 262 285 190 1150 792 864 576 779 54 59 40 240 165 180 120 DBB 495 1240 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 396 272 272 198 990 681 681 495 82 57 57 41 206 142 142 103 WBB 613 1630 DBB 401 1150 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 490 337 368 245 320 220 220 160 1310 899 980 654 920 633 633 460 102 70 76 51 67 46 46 33 272 187 204 136 191 132 132 96 WBB 496 1520 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 397 273 298 198 1220 835 911 608 82 57 62 41 253 174 190 126 DBB 308 923 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 247 169 169 123 739 508 508 369 51 35 35 26 154 106 106 77 WBB 382 1220 LNB LNB/SAS LNB/OFA 305 210 229 975 671 732 64 44 48 203 139 152 Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-97 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Индии Южной Африки США Венесуелы 2) 3) 153 488 32 101 DBB 551 1540 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 441 303 303 220 1230 845 845 615 92 63 63 46 256 176 176 128 WBB 682 2030 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 545 375 409 273 1620 1120 1120 812 113 78 85 57 338 232 253 169 DBB 569 1650 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 456 313 313 228 1320 910 910 662 95 65 65 47 275 189 189 138 WBB 705 2180 DBB 563 1610 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OF A 564 388 423 282 450 310 310 225 1750 1200 1310 874 1290 885 885 644 117 81 88 59 94 64 64 47 364 250 273 182 268 184 184 134 WBB 697 2120 558 383 418 279 1700 1170 1270 850 116 78 87 58 353 243 265 177 471 324 324 235 1340 919 919 668 98 67 67 49 278 191 191 139 583 401 437 291 1760 1210 1320 882 121 83 91 61 367 252 275 184 DBB WBB 1) LNB/SAS/OFA 588 728 1670 2210 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OF A LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OF A LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OF A РМ - первичные меры снижения выбросов наиболее часто применяющиеся первичные меры, см. Таблицу 8 принимая во внимание наиболее часто применяющиеся вторичные меры: SCR: коэффициент снижения выбросов = 0.8; коэффициент наличия = 0.99 Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-98 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 11: ЭМИССИИ И КОНЦЕНТРАЦИИ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ДЛЯ NOX, ПОЛУЧЕННЫЕ С ПОМОЩЬЮ МОДЕЛЬНЫХ РАСЧЕТОВ (СМ. ПРИЛОЖЕНИЕ 4 И 5) ПРИ СЖИГАНИИ БУРОГО УГЛЯ (ПРИЛОЖЕНИЕ 8) КОЭФФИЦИЕНТЫ Бурый уголь из: Тип котла Чешской республики DBB Без мер снижения EF Концентрация [г/ГДж] дымового газа [мг/м3] 506 1480 Первичные меры2) PM EF Концентрация [г/ГДж] дымового газа [мг/м3] LNB 405 1190 LNB/SAS 278 816 LNB/OFA 304 890 LNB/SAS/OFA 202 593 1) Германии - Рейнский уголь DBB 325 985 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 260 179 195 130 788 542 591 394 - Средней Германии DBB 504 1250 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 403 277 302 202 996 685 747 498 - Восточной Германии DBB 539 1460 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 431 296 323 215 1160 801 873 582 Внгрии - 1 DBB 379 1590 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 303 208 227 151 1270 874 953 635 Венгрии - 2 DBB 379 1100 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 304 209 228 152 879 604 659 439 Португалии DBB 461 1260 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 369 254 277 185 1010 696 759 506 Турции - 2 DBB 725 2240 LNB LNB/SAS LNB/OFA LNB/SAS/OFA 580 399 435 290 1790 1230 1340 895 1) первичные меры приведены в Таблице 8 Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-99 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 12: СРАВНЕНИЕ ИЗМЕРЕННЫХ И РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ ВЫБРОСОВ SO2 И NOX Предлагаемая методология определения коэффициентов эмиссий SO2 и NOx описывается в разделах 4.1 и 4.2. Расчетные концентрации дымовых газов в [мг/м3] использовались для пересчета коэффициентов эмиссий [г/ГДж]. Сравнение измеренных концентраций на установках сжигания, выраженные в [мг/м3] с расчетными концентрациями в [мг/м3] можно использовать в целях проверки. В Таблице 12-1 в качестве примера дается сравнение измеренных и расчетных концентраций дымовых газов за пределами котла для некоторых электростанций. Таблица 12-1: Сравнение измеренных и расчетных концентраций дымового газа в неочищенном газе, отходящем от котлоагрегата (с учетом первичных мер снижения выбросов) 13) Тип котла DBB WBB 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) 12) 13) Электростанция Altbach (ФРГ)1) Münster (ФРГ)2) Karlsruhe (ФРГ)3) Hanover (ФРГ)4) Mehrum (ФРГ)5) Nurenberg (ФРГ)6) Heilbronn (ФРГ)7) IMATRAN (SF)8) EPON (Голландия)9) Aschaffenburg (ФРГ)10) Charlottenburg (ФРГ)11) Karlsruhe (ФРГ)12) СSO2 [мг/м3] измеренная расчетная ~ 1700 1380 - 1610 1644 - 1891 1380 - 1440 1600 - 2000 1310 - 1650 1600 - 1800 1610 ~ 2700 1610 ~ 1800 1610 ~ 1800 1900 - 2200 нет данных 1480 - 1700 1429 - 1577 1580 - 2190 2400 1800 1295 - 1716 1530 1530 1610 СNO2 [мг/м3] измеренная расчетная ~ 600 599 - 681 800 - 900 1090 900 - 1000 923 - 1140 ~ 800 681 ~ 800 990 нет данных 1240 1050 - 1070 800 516 - 747 ~ 225 999 - 1010 363 - 609 1000 1300 ~ 960 1010 1080 1460 уголь: Германия RAG, остальная Германия; меры сокращения выбросов: WS; LNB/SAS/SCR; теплоемкость 1090 МВт уголь: остальная Германия, S = 0.15; меры сокращения выбросов: DESONOX (SO2 =0.94, NO2 = 0.82); теплоемкость 100 МВт уголь: отдельные данные, S = 0.4; меры сокращения выбросов: WS ( = 0.85), LNB/opt. ( = 0.3); SCR теплоемкость 1.125 МВт уголь: остальная Германия; меры сокращения выбросов: SDA, LNB/OFA, SCR; теплоемкость 359 МВт уголь: остальная Германия; меры сокращения выбросов: WS, LNB, SCR; теплоемкость 1600 МВт уголь: остальная Германия; меры сокращения выбросов: SDA, SCR; теплоемкость 110 МВт уголь: отдельные данные; меры сокращения выбросов: WS ( = 0.95); OFA, SCR; теплоемкость 1.860 МВт уголь: отдельные данные; меры сокращения выбросов: WS, LBN/OFA; емкость по электроэнергии 650 МВт уголь: отдельные данные; меры сокращения выбросов: FRG ( = 0.93); коэффициент снижения NOx в выбросе ( = 0.4); емкость по электроэнергии 630 МВт уголь: Германия RAG; меры сокращения выбросов: WS; SAS, SCR; теплоемкость 395 МВт уголь: Германия RAG; меры сокращения выбросов: WS; OFA; теплоемкость 120 МВт уголь: отдельные данные; меры сокращения выбросов: WS ( = 0.88) SCR ( = 0.9); теплоемкость 191 МВт величины относятся к условиям работы с полной нагрузкой Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-100 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Таблица 12-2: Тип котла DBB WBB 1) - 13) Сравнение измеренных и расчетных концентраций дымового газа после вторичных мер по снижению выбросов (если они есть) 13) Электростанция Altbach (ФРГ)1) Münster (ФРГ)2) Karlsruhe (ФРГ)3) Hanover (ФРГ)4) Mehrum (ФРГ)5) Nurenberg (ФРГ)6) Heilbronn (ФРГ)7) IMATRAN (SF)8) EPON (Голландия)9) Aschaffenburg (ФРГ)10) Charlottenburg (ФРГ)11) Karlsruhe (ФРГ)12) СSO2 [мг/м3] измеренная расчетная ~ 250 150 - 176 81 - 181 820 - 859 240 - 300 208 - 261 200 176 400 176 50 - 140 176 100 - 200 207 - 240 нет данных 161 - 186 ~ 148 113 - 184 70 175 47 - 165 167 167 207 СNO2 [мг/м3] измеренная расчетная ~ 200 125 - 148 163 - 176 74 190 192 - 238 150 142 190 206 70 - 100 257 218 - 223 200 516 - 747 ~ 225 999 - 1010 ~ 609 200 163 ~ 150 209 1080 159 см. примечания к Таблице 12-1 Качество и количество данных, полученных диспетчерами электростанций сильно отличаются друг от друга. При неизвестном составе угля и при отсутствии других необходимых параметров использовались рекомендованные величины (например, по составу угля см. Приложения 7-8). Ниже на рис.12-1 приводятся сравнения величин, приведенных в Таблице 12-1. Рис.12-1:Сравнение измеренных и расчетных концентраций дымового газа [мг/м3] за пределами котлоагрегата. Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-101 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Сравнение измеренных и расчетных концентраций дымового газа показывает, что разброс величин близок к средней оси. Хорошее соотношение измеренных и расчетных величин было получено при расчетах, основанных только на конкретных данных по электростанции, полученных от диспетчеров. Однако в большинстве расчетов использовались как конкретные данные для электростанций, так и рекомендованные величины при отсутствующих параметрах, что привело к отклонениям от средней оси. В частности большие различия наблюдались для выбросов SO2, где наблюдалась тенденция к завышению значений выбросов. Эта тенденция объясняется предположениями, связанными с рекомендованными величинами, например, величина содержания серы в золе значительно меняется в зависимости от имеющихся данных. Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-102 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 13: АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ ПО КОМПЬЮТЕРНОЙ ПРОГРАММЕ Анализ чувствительности проводился с использованием всех входных параметров модели. Все 14 входных параметров модели (содержание в топливе углерода С, азота N, кислорода О, водорода Н, серы S, летучих соединений Volat, низшая теплота сгорания Нu, содержание серы в золе S, доли теплового выбросаоксида азота NOth, коэффициент снижения выбросов и величина наличия мер по снижению выбросов ) были размещены по принципу их влияния на выбросы SO2 и NOx. Каждый входной параметр изменялся на 10% за исключением SOx и sec.NOx, которые изменялись только на 4% (пунктирная линия), разброс расчетных коэффициентов эмиссий представлен на рис.13-1. Рис.13-1: Анализ чувствительности результатов модельных расчетов коэффициента эмиссий при сжигании угольной пыли. Для расчета коэффициентов эмиссий SO2 содержание серы в топливе и ее содержание в золе являются важными параметрами. Для расчета коэффициентов эмиссий NOx очень важными величинами являются содержание в топливе азота, углерода и летучих соединений, а также коэффициент снижения выбросов при использовании первичных мер. Содержание в топливе кислорода и водорода не является существенным. Относительное изменение коэффициентов эмиссий в зависимости от теплоты сгорания для NOx и SOx может быть представлено экспонентой. Это означает, что неопределенности (воздействия загрязнителей) при более низкой теплоте сгорания (например, бурого угля) значительно влияют на результаты. Эффективность вторичных мер оказывает меньшее влияние, чем эффективность первичных мер. На рис.13-1 наличие вторичных мер отмечено пунктирной линией; разброс этого параметра оказывает существенное влияние. Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-103 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 14: РУКОВОДСТВО ДЛЯ ПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ ПРОГРАММЫ ПО РАСЧЕТУ КОЭФФИЦИЕНТА ЭМИССИЙ (ВЕРСИЯ, ПОДГОТОВЛЕННАЯ В СЕНТЯБРЕ 1995 Г.) Определение коэффициентов эмиссий SO2 и NOx при эксплуатации больших установок сжигания 1 Спецификации компьютерной программы Для этой программы необходим “MICROSOFT WINDOWS версия 3.1, 3.1/2” дисковод гибкого диска и, по крайней мере, 200 Кбайт на жестком диске. Программа разработана в MICROSOFT EXСEL 4.0 - Английская версия. 2 Инсталляция (программы) Представленная в распоряжение пользователя дискета содержит 19 файлов. Все эти файлы должны быть инсталлированы на жесткий диск. Руководство для пользователя содержится в README.DOC (написанное в MICROSOFT WORD FOR WINDOWS 2.1). Программное обеспечение должно устанавливаться на жесткий диск “С” по следующей процедуре: Создайте новый подкаталог с именем “POWER_PL”, следуя инструкциям: в DOC перейдите в С:\ наберите: MD POWER_PL нажмите клавишу <ENTER> внесите изменения в подкаталог, набрав: CD POWER_PL нажмите клавишу <ENTER> Копирование всех файлов с вашей дискеты в подкаталог “POWER_PL” происходит следующим образом: вставьте дискету в прорезь А (или В) вашего РС наберите: COPY A: (или B:)\*.* нажмите клавишу <ENTER> Инсталляция программы завершена. 3 Как работать с программой 3.1 Запуск программы Запустите MICROSOFT WINDOWS 3.1 и MICROSOFT EXСEL 4.0 - Английская версия (или MICROSOFT EXEL 5.0 - Английская версия). В “FILE” - “OPEN” перейдите на диск “С” и активизируйте подкаталог “POWER_PL”. В левом окне вы увидите все необходимые файлы программы. Выберите файл “POWER_PL.XLW” и нажмите клавишу “ENTER”. Программа откроет все необходимые таблицы и макрокоманды. 3.2 Дальнейшая работа с программой Когда вы увидите первое изображение на экране, пожалуйста, наберите ”Ctrl”-”a” (или “Strg” - “a”) для запуска программы. Нажатием этих двух клавиш вы запустите макрокоманды, которые проведут вас через все уровни программы. Входные данные программы находятся в фоновых таблицах используемого топлива, спецификации SO2 и NOx. Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-104 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Ввод топливных данных Сначала программа запросит идентификацию модели для запуска. Вы можете выбрать название электростанции, тип котлоагрегата, вид топлива (например, Heilorn – котел с сухим золоудалением - антрацит). Следующее окно запросит класс угля (антрацит или лигнит). Программа попросит вас выбрать один из перечисленных составов топлива. Выберите один, напечатав соответствующий номер и нажмите клавишу “ОК” на экране1). Если рекомендованные величины данного состава топлива не соответствуют данным вашей электростанции, у вас есть возможность ввести поправочные величины, используя последнюю строку таблицы (строка 17 или 10). Затем программа попросит Вас войти в отдельные величины. Эти величины, данные в диалоговом окне “question-window” могут сохраняться нажатием клавиши “ОК” на экране. Затем программа запрашивает содержание воды в топливе и стандартное содержание кислорода в топочном газе. Величина, появившаяся в диалоговом окне “questionwindow,” может сохраняться нажатием клавиши “ОК” на экране. Спецификация данных по SO2 Программа просит вас выбрать одну из перечисленных цифр в качестве величины содержания серы в золе. Выберите одну из них путем набора соответствующего числа и нажмите “ОК” на экране 1). Если рекомендованные величины содержания серы в золе не соответствуют данным вашей электростанции, у вас есть возможность использовать скорректированные величины, используя последнюю строку таблицы (строка 3). Затем программа попросит вас ввести эту величину. Программа попросит вас выбрать одну из перечисленных вторичных мер снижения выбросов SO2. Выберите одну из них путем набора соответствующего номера и нажатия клавиши “ОК” на экране 1). Если рекомендованные значения коэффициента снижения и наличия вторичных мер не соответствуют данным вашей электростанции, у вас есть возможность вставить скорректированные величины последней строки Таблицы (строка 9). Затем программа попросит вас ввести отдельные величины. На этом расчеты по SO2 завершены. Спецификация данных по NOx. Программа осуществляет расчеты по NO2, запрашивая значение NOthermal1). На этом этапе тепловий NO (NO thermal) должен быть вставлен как экзогенная величина, как она дана в таблице. У вас есть возможность вставить новое значение, следуя инструкциям на экране. Следующее окно запрашивает тип котлоагрегата (котлоагрегат с влажным золошлакоудалением WBB - котлоагрегат с сухим золошлакоудалением DBB). Затем вы выбираете тип комбинации установленных первичных мер снижения выбросов. Для некоторых первичных мер коэффициенты снижения выбросов даются как рекомендованные величины11. Если вы располагаете более надежными данными, вы вводите новые значения, выбирая последнюю строку таблицы (строка 17) и далее следуете инструкциям на экране. Если таблицы со стандартными значениями перекрываются диалоговым окном ‘question-window’ вы можете сместить это окно. Наведите курсор на заголовок этого маленького окна, удерживайте в нажатом состоянии левую кнопку мыши и передвиньте окно. 11 Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-105 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Наконец, вам необходимо выбрать комбинацию установленных вторичных мер1). Как было указано выше, вы можете ввести различные коэффициенты снижения выбросов и наличия мер, путем выбора вторичной меры из таблицы (набирая соответствующее число). Или вы можете также вставить ваши собственные значения, выбирая последнюю строку таблицы (строка 6). Следуйте инструкциям на экране. В конце работы на экране появляется следующее сообщение: «Вы можете сохранить спецификацию, названную ‘AINPUSO2.XLS’, под другим именем». Если вы хотите продолжить запуски модели, просто наберите “Ctrl”-”a” (или “Strg “a”) и программа снова запустится. Чтобы закончить расчеты, выйдите из EXEL, не сохраняя изменений в каком-либо из 19 базисных файлов данного программного обеспечения. Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-106 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 15: РАМОЧНЫЕ УСЛОВИЯ ДЕТАЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ПУСКОВЫХ ВЫБРОСОВ И КОЭФФИЦИЕНТОВ ЭМИССИЙ ПРИ ПУСКОВЫХ ВЫБРОСАХ [НА ОСНОВАНИИ П. 116] Принцип исследования При запуске котлоагрегата необходимо придерживаться принципа «от котла к котлу». Для определения значимости пусковых выбросов по сравнению с выбросами при эксплуатации котла с полной нагрузкой, необходим анализ данных измерений выбросов SO2, NO2 и СО, полученных от диспетчеров электростанции. Пусковые выбросы и коэффициенты эмиссий при пуске котлоагрегата в принципе определяются по методологии, представленной в разделе 5. Технические условия Анализ пусковых выбросов был произведен с помощью данных измерений, проведенных на котлах с сухим и влажным золошлакоудалением и на котлах, работающих на газе. При истолковании данных пусковых выбросов и коэффициентов эмиссий при запуске необходимо учитывать конструкцию котлов и спектр вторичных мер по снижению выбросов. Далее рассматриваются особенности котлов. Котлоагрегат с сухим золошлакоудалением (теплоемкость 1050 МВт и 1147 МВт, используется антрацит) Небольшой котел оборудован первичной мерой снижения выбросов NOx (SAS). SCR предназначен для конфигурации, обладающей высокой пылеулавливающей способностью (SCR - пылеосадитель - FGD). Этот котел запускается медленно и напрямую соединен с системой FGD). Большой котел также снабжен первичной мерой сокращения выбросов NOx (SAS). SCR также имеет устройство для улавливания больших выбросов пыли (SCR - пылеосадитель FGD). За счет специальных мер (индивидуальной конструкции двух теплообменников, не допускающим проскальзывание между неочищенным и очищенным дымовым газом), при запуске этого котла процесс FGD байпасирован. Данный котлоагрегат называется также котлоагрегатом быстрого пуска. Котлоагрегат с влажным золошлакоудалением (теплоемкость 499 МВт каждый, работает на антраците). Один котел оборудован первичными мерами снижения выбросов NOx (аналогичных методу OFA или усовершенствованной углеразмольной мельницы). Второй котел не оборудован устройствами первичных мер (методов). Оба котла оборудованы обычным устройством FGD. SCR оборудован в хвостовой части конструкции (пылеосадитель-FGDSCR) и оборудован дополнительной печью, работающей на природном газе. Процесс FGD основан на мокрой газоочистке. Оба котла начинают работать при прямом подсоединении к устройствам FGD. Котлоагрегат, работающий на природном газе (теплоемкость 1023 МВт) Такой котел используется редко. Его конструкция предусматривает быстрый запуск. В качестве первичной меры устанавливаются специальные горелки для NOx. В качестве вторичной меры он оборудован устройством SCR. В связи с тем, что используемое топливо содержит небольшое количество серы, нет необходимости в мерах по снижению выбросов серы. У котлов, не оборудованных вторичными мерами по снижению выбросов, выбросы при пуске ниже, чем при работе с полной нагрузкой. В начале работы котлы оборудованные Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-107 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 устройствами вторичных мер, часто дают значительно большие выбросы SO2, чем в течение того же времени в условиях их эксплуатации с полной нагрузкой. Пусковые выбросы осуществляются до момента пока установки вторичных мер по снижению выбросов не начинают работать в оптимальном режиме (для SO2 и NO2). Выбросы СО могут быть значительными до тех пор, пока котлоагрегат работает при минимальной нагрузке. Значимость пусковых выбросов зависит от следующих параметров, которые необходимо учитывать при истолковании измеренных величин (выбросов или коэффициентов эмиссий): тип котла (например, котлы с влажным золоудалением дают более высокие выбросы NOx, чем котлы с сухим золоудалением за счет более высоких температур сжигания, вид используемого топлива (например, выбросы SO2 непосредственно связаны с содержанием серы в топливе: топливный азот благоприятствует также образованию NOx), состояние котла во время запуска (из горячего, теплого или холодного состояния, см. Таблицу 11). Технические условия любого отдельного запуска, а именно: продолжительность и скорость запуска, уровень нагрузки (эксплуатация в условиях неполной или полной нагрузки), компоновка вторичных мер (например, время запуска конструкций с высокой пылеулавливающей способностью (SCR-пылеосадитель-FGD) зависит от нагрузки котла, поскольку катализатор SCR может напрямую нагреваться дымовым газом; при хвостовой конструкции (пылеосадитель-FGD-SCR) время запуска короче за счет того, что катализатор SCR может быть предварительно подогрет дополнительной горелкой, начало десульфуризации дымового газа прямым методом или с помощью обводного устройства, соблюдение норм выбросов, (нормы выбросов для конкретных котлов могут устанавливаться ниже требований Директивы LCP). Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-108 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 Приложение 16: СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ содержание золы в угле (вес.-%) АС процесс с использованием активированного угля ar как получено bc бурый уголь BFCB сжигание в кипящем псевдоожиженном слое CFn поправочный коэффициент для месяца n [ ] CFBС сжигание в циркулирующем псевдоожиженном слое СС комбинированный цикл СI компрессионное воспламенение CMHMFA.raw концентрация тяжелого металла в летучей золе неочищенного дымового газа [г\т] CMHMFA.clean концентрация тяжелого металла в зольной пыли очищенного дымового газа [г\т] Ñ Сi ожидаемая величина (средняя величина) концентрации дымового газа [мг/м3] концентрация [кг/кг], [г/т], [мг/м3], i = SO2, Sтоплива и т.д. CODPOL код загрязняющего вещества в соответствии с системой CORINAIR Dk число дней в месяце DBB котел с сухим золоудалением DеNOx блоки денитрификации DESONOX тип процесса одновременного удаления SO2 и NОx, основанный на каталитической реакции DSI инжекция сухого сорбента Е EA выброс за рассматриваемый период [т] выброс в период пуска [ т ] выброс в период пуска в условиях эксплуатации с полной нагрузки [т] EV A коэффициент выброса в период пуска [г/ГДж] Reduced load коэффициент эмиссии в условиях эксплуатации с неполной нагрузкой [г/МВт] V EF коэффициент эмиссии в условиях эксплуатации с полной нагрузкой [г/ГДж] EFi коэффициент эмиссии в единице измерения [г/ГДж], i = SO2, NОx, CO2 и т.д. EFf коэффициент эмиссии при выбросах зольной пыли в неочищенном топочном газе [кг/т] ESP электростатический осадитель (электрофильтр) f фракция золы, выбрасываемая из камеры сгорания в виде взвешенного вещества (вес.-%) fe коэффициент обогащения [ ] fg доля тяжелого металла, выбрасываемого в виде газа (вес.-%) fk дневной коэффициент fn месячный коэффициент fn,l часовой коэффициент FBС сжигание в псевдоожиженном слое FGD десульфуризация дымовых газов EF EF Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-109 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 FGR рециркуляция дымовых газов g газообразное состояние GF сжигание на колосниковой решетке GНV высшая теплотворная способность GT газовая турбина hc антрацит НМ тяжелый металл, рассеянные элементы Hu низшая теплота сгорания (топлива) [MДж/кг] load k отношение коэффициента эмиссии в условиях эксплуатации с неполной нагрузкой к этому же коэффициенту в условиях эксплуатации с полной нагрузкой Кс средний кпд оборудования пылеподавления (%) Кt часть производительности пылеподавления (%) l жидкое агрегатное состояние L фактическая нагрузка LCP большая установка сжигания LIFAC особый тип DSI, используемый в основном в Финляндии LNB L m горелка с низким сгоранием NОx V m fuel m потребление топлива в течение периодов работы в условиях полной нагрузки [ГДж] потребление топлива в единицу времени [кг/год], [кг/час] FA m среднегодовой выброс зольной пыли [т/год] qA m потребление топлива в течение пускового периода [гДж]; q - тип пуска установки, связанная с оборудованием потребление топлива в течение периодов работы в условиях неполной нагрузки [ГДж] (пуск из холодного, теплого и горячего состояния (котла) maf отсутствие влаги и золы НМЛОС не метановые летучие органические соединения NOfuel выбросы оксида азота из топлива (топливный выброс NO) NOthermal тепловой выброс оксида азота OFA острое дутье (в топках) P суточное потребление угля [т/день] PM первичная мера (метод) RAG уголь, добываемый в Рейнских землях Германии s твердое агрегатное состояние SAS ступенчатый подвод воздуха SC простой цикл SCR селективное каталитическое восстановление SI искровое зажигание SNAP принятая номенклатура загрязняющих воздух веществ SNCR селективное некаталитическое восстановление SNOX технические условия процесса DESONOX Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-110 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010101 – 010105 ps010101 SPA поглощение в распылительной сушилке SPF расход раздельного потока в первом контуре ST механическая топка, стокер Stat,E V стационарный двигатель V средний расход дымового газа [м3/час] VD объем сухого дымового газа на массу дымового газа [м3/кг] VFG объем сухого дымового газа на массу топлива [м3/кг] ЛОС летучие органические соединения WAP процесс Уолтера WBB котлы с влажным (водяным) золоудалением WL Веллманн - Лорд WS мокрая очистка газа S содержание серы в золе [ ] sec наличие вторичного метода снижения выбросов [ ] доля образованного теплового выброса NО [ ] i коэффициент снижения выбросов [ ]; i= первичная мера, вторичная мера расход объема дымового газа [м3/час] Руководство по инвентаризации выбросов 15 Февраля 1996 г В111-111