???? SNAP: - Eionet Forum
advertisement
ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 (см. ниже) SNAP КОДЫ: НАЗВАНИЕ ИСТОЧНИКА: ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Установки сжигания как площадные источники КОДЫ SNAP97 При рассмотрении установок сжигания в качестве площадных источников во внимание принимаются следующие источники: котлы, печи (за исключением технологических печей), газовые турбины и стационарные двигатели. Описание этих источников, каждый из которых можно также рассматривать в качестве точечных источников, приводится в данной главе и в главе В111 “Установки сжигания как точечные источники”. Тепло ЭС и емкость ТЭС Код Код [МВт] общего NOSE NFR пользо вания 50 и 010102 010202 010302 010402 010502 020102 020201 020301 030102 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 101.02 1A1a 1A1a 1A1b 1A1c 1A1c 1A4a 1 A4 bi 1 A 4 ci 1 A2 af 010103 010203 010302 010402 010502 020103 020202 020302 030103 101.03 101. 03 101.03 101.03 101.03 101.03 101.03 101.03 101.03 1A1a 1A1a 1A1b 1A1c 1A1c 1.A.4.a 1.A.4.b i 1.A.4.c i 1 A2 a-f 010104 010204 020104 020203 020303 030104 010105 010205 020105 020204 020304 030105 101.04 101.04 101.04 101.04 101.04 101.04 101.05 101.05 101.05 101.05 101.05 101.05 1A1a Не 1 A 1 a сущест 1.A.4.a венно Установки сжигания Котлы/печи Центра Промыш- Коммер- Котель Сельс Газо Стацион лизова ленные ческие и ные в кое, арные н ное котель админи жилых лесное вые теплос ные и стратив домах хоз-во и турби двига ны тели набже особый ные рыбоние сектор* котель ловство ные Х Х Х Х Х Х 300 Х Х Х 50 Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1.A.4.b i 1.A.4.c i 1 A2 a-f 1A1a Не 1 A 1 a сущест 1 A 1 а венно Х Х Х Х Х Х 1.A.4.b 1.A.4.c 1 A2 a-f Х = значимый элемент информации Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-1 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 1 as10102 ВКЛЮЧАЕМЫЕ ВИДЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В этой главе представлены данные о выбросах от установок сжигания, рассматриваемых совместно в качестве площадных источников. Однако, например, если функционируют только несколько установок сжигания и таким образом, имеется мало данных, то к процессам сжигания в небольших установках предпочтителен индивидуальный подход. Деление SNAP-источников в соответствии с CORINAIR`90 при рассмотрении ТЭС осуществляется по двум критериям: а) - Использование энергии в экономическом секторе ЭС и ТЭС Централизованное теплоснабжение, Коммерческие предприятия, административные учреждения и жилой сектор, Промышленное использование котлов (Примечание: технологические печи относятся к другой категории.) б) - технические характеристики установленная теплоемкость, 50 до <300 МВт, 50 МВт, прочие технологии сжигания, газовые турбины, стационарные двигатели. Выбросы, рассматриваемые в данном разделе, являются следствием управляемого процесса сжигания (выбросы из котла, из печи, из камеры сгорания газовой турбины или стационарного двигателя), и характеризуются, главным образом, видом используемого топлива. Кроме того, техническая характеристика может быть дополнена в зависимости от размера и типа установки, а также от первичных или вторичных мер по снижению выбросов1) Топливо может быть твердым, жидким или газообразным; твердое топливо включает в себя уголь, кокс, биомассу и отходы, используемые в производстве тепла или энергии. Кроме того, процесс, не связанный с горением, можно рассматривать как источник выбросов аммиака, а именно «утечка» аммиака в связи с использованием некоторых технологий по снижению выбросов NOx1) 2 ВКЛАД В СУММАРНЫЕ ВЫБРОСЫ Вклад выбросов от установок сжигания как площадных источников в суммарные выбросы в странах, в которых площадные источники рассматриваются согласно перечню CORINAIR`90, представлен следующим образом: Таблица 1: Вклад выбросов от установок сжигания, рассматриваемых в качестве площадных источников согласно инвентаризации CORINAIR`90, в суммарные выбросы. В качестве дополнительной информации по инвентаризации выбросов согласно CORINAIR`90 для этих источников SNAP (точечные и площадные источники рассматриваются вместе) смотри главу ACOR Категория источника 300 MВт 50-300 MВт SNAP коды 01 01 01 01 02 01 03 01 01 01 01 02 SO2 NOx 0 0 Руководство по инвентаризации выбросов Вклад в суммарные выбросы [%] НМЛОС CH4 CO CO2 0 15 февраля 1996 г. 0 0 0 N2O NH3 - 0 В112-2 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 01 02 02 02 01 02 02 02 01 12.1 10.0 1.0 0.1 2.3 9.3 3.3 02 03 01 03 01 02 < 50 MВт 01 01 03 01 02 03 02 01 03 02 02 02 71.3 46.7 41.1 7.2 49.8 66.4 21.8 02 03 02 03 01 03 Газовые 01 01 04 турбины 01 02 04 02 01 04 02 02 03 0.1 2.0 0.03 0.03 0.1 1.0 0.2 02 03 03 03 01 04 Стационарные 01 01 05 двигатели 01 02 05 02 01 05 02 02 04 0.6 2.0 0.2 0.02 0.1 0.4 0.2 02 03 04 03 01 05 нет выбросов, которые рассматривались бы от площадных источников 0 данные о выбросах представлены, но точное количество в пределах округления as10102 0.5 0.7 - 0 Основными «вкладчиками» в суммарные выбросы являются установки теплоемкостью <50 МВт. В частности, вклад небольших установок, отмеченных как установок «коммерческого, административного и жилого сектора» теплоемкостью <50 МВт (SNАP 020002), достаточно велик: SOx 37.0%, NOx 24.2%, НМЛОС 39.6%, CH4 6.9%, CO 46.3%, CO2 44.4%, N2O 14.7% и NH3 0.6% (по отношению к суммарным выбросам из источников, отмеченных как площадные источники согласно инвентаризации CORINAIR90. Выбросы тяжелых металлов в Европе от площадных источников в литературе отдельно не приводятся. Чтобы показать целесообразность учета выбросов от коммунального сектора, доля выбросов различных тяжелых металлов от этого сектора в суммарный выброс Германии приводится в качестве примера в Таблице 2. Таблица 2: Вклад выбросов различных тяжелых металлов по жилищно-бытовому сектору в суммарные национальные выбросы в бывшей западной Германии1 Загрязняющие вещества As Cd Cr Cu Hg Ni Pb Se Zn 1 Примечание: Вклад [%] 1982 5.8 3 данные отсутствуют 4.2 1.9 4.5 0.2 0.8 0.4 1990 15 4.4 данные отсутствуют 6.4 2.8 7.7 0.4 3.1 0.7 небольшие установки сжигания редко имеют устройства по вторичной очистке Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-3 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Данные по выбросам Cd и Hg имеются также для Австрии. Вклад в суммарные выбросы в 1992 году составляет - Cd 38.4% и Hg 27.8% [2]. Вклад от площадных источников, таких как жилищно-бытовой сектор, в суммарные выбросы в последние годы возросли. Это объясняется тем, что мощные источники выбросов в Германии и Австрии были оборудованы более современными устройствами пылеподавления, следовательно, вклад в суммарные выбросы от больших источников сократился. 3 ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ 3.1 Описание Источниками выбросов, рассматриваемых в данной главе, являются котлы или камеры сгорания газовых турбин и стационарных двигателей, независимо от размещения установок сжигания в системе SNAP. Кроме того, в данной главе рассматриваются вопросы от сжигания в жилищно-бытовом секторе. Выбросы из камер технологической обработки и образующиеся при сжигании отходов исключены из рассмотрения. 3.2 Определения Газовая турбина комбинированного цикла, работающая на принципе газификации угля (IGCC) Газовая турбина, работающая на газе, являющемся продуктом процесса газификации угля. Котел любое техническое устройство, в котором происходит окисление топлива для производства тепла в целях его локально независимого использования Комбинированное производство тепловой и электрической энергии Производство пара в котлах (один или несколько котлов) для производства как электроэнергии (в паровой турбине), так и тепла. Газовая турбина комбинированного цикла (CCGT) Газовая турбина, объединенная с паровой турбиной. Котел может снабжаться топливом отдельно. Печь очаг, в котором происходит окисление топлива для обогрева окружающей среды Установка элемент группы источников выбросов (например, коммунальная котельная), рассматриваемый как площадной источник Стационарные двигатели двигатели с искровым зажиганием или с компрессионным воспламенением 3.3 Технологии сжигания 3.3.1 Установки сжигания средних размеров: котлы, газовые турбины, стационарные двигатели - (теплоемкость от 50 до 300 MВт) При сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива в установках сжигания средних размеров используются технологии, уже описанные в разделе 3.3 главы В111 «Установки сжигания как точечные источники». Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-4 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 3.3.2 as10102 Малые установки сжигания: котлы и печи (теплоемкость <50 MВт) Малые установки сжигания делятся в данном исследовании на промышленные и не промышленные установки. Промышленное сжигание Технологии, используемые для сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива в промышленных установках, уже рассматривались в разделе 3.3 главы В111 “Установки сжигания как точечные источники”. Часть используемых технологий отлична от рассматриваемых в разделе 3.3: например, для сжигания твердых видов топлива в основном применяются колосниковые решетки и стационарное сжигание в псевдосжиженном слое. Непромышленное сжигание Непромышленное сжигание, которое включает других малых потребителей и сжигание в жилищно-бытовом секторе, характеризуется большим разнообразием технологий. Например, при сжигании твердого топлива обычно применяются колосниковые решетки, которые могут различаться по способу загрузки топлива и подачи воздуха. В частности, в установках с ручной загрузкой топлива (например, домашних печах) основной причиной выбросов является частое открытие/закрытие установки; при автоматической загрузке топлива причиной выбросов является раскаленность топлива. Обычно старые установки сжигания выбрасывают больше загрязняющих веществ, чем современные. Более того, установки, часто работающие в условиях частичной нагрузки, являются достаточно крупными источниками выбросов: такой режим эксплуатации нередко встречается и в случае очень больших установок [4,5]. При сжигании жидкого и газообразного топлива в принципе применяются те же технологические приемы, что и рассматриваемые в главе В111 “Установки сжигания как точечные источники” (п.3.3.). 3.4 Выбросы Основными загрязняющими веществами являются оксиды серы (SОx), оксиды азота (NОx), углекислый газ (CO2), угарный газ (СО), неметановые летучие органические соединения (НМЛОС), метан (CH4) и тяжелые металлы: мышьяк (As), кадмий (Cd), хром (Cr), медь (Cu), ртуть (Hg), никель (Ni), свинец (Pb), селен (Se), цинк (Zn), а также, в случае использования тяжелого дизельного топлива, ванадий (V)). Выбросы закиси азота (NO2) и аммиака (NH3) обычно менее важны. Основные параметры, влияющие на и определяющие выбросы и их разновидности, рассмотрены в разделах 3.4. и 9 главы В111 “Установки сжигания как точечные источники”. В частности, выбросы НМЛОС и CO из небольших установок (например, установок сжигания жилищно-бытового сектора) могут быть значительными, основным источником выбросов в этом случае является неэффективно работающие домашние печи (например, печки, сжигающие дрова.). Выбросы ЛОС от домашних котлов, которые топятся дровами (0.5 – 10 МВт), могут быть значительными. Выбросы могут быть в 10 раз больше при 20% нагрузке, чем при максимальной нагрузке [29]. Обычно загрязняющие вещества выбрасываются через дымовую трубу. Значимость поступлений загрязняющих веществ в атмосферу вне системы дымовых труб может не учитываться, когда речь идет об установках сжигания. Из-за того, что в большинстве описаний Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-5 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 нет четких различий между выбросами SOx и SO2, можно предположить, что в последующих разделах SO2, включает в себя SO3, кроме случаев, оговоренных особо. Снижение выбросов 3.5 3.5.1 Установки сжигания средних размеров: котлы, газовые турбины, стационарные двигатели (теплоемкость от 50 до 300 MВт) Можно допустить, что, чем меньше рассматриваемые установки сжигания, тем ниже вероятность того, что они оснащены вторичными мерами по снижению выбросов. В случаях, когда применяются технические решения, способствующие снижению выбросов SO2, NОx или тяжелых металлов (улавливание твердых частиц), соответствующие технические детали даны в разделе 3.5 главы В111 “Установки сжигания как точечные источники”. В Германии для снижения выбросов SO2 большие котлоагрегаты оснащены процессами мокрой очистки газа. В котлоагрегатах небольших размеров предпочтительно использовать процессы сухой абсорбции. 3.5.2 Малые установки сжигания – котлы, печи (теплоемкость < 50 МВт) Малые установки сжигания используют для промышленного и непромышленного сжигания: Промышленное сжигание Соответствующие технические детали об установках, в которых предусмотрены технологии для уменьшения содержания SO2, NOx или тяжелых металлов, даны в п.3.5. главы В111 “Установки сжигания как точечные источники”. Если предусмотрены меры по снижению выбросов NОx, то в основном применяются первичные меры (например, горелка с пониженным выходом NОx). Непромышленное сжигание Для мелких потребителей, а также для потребителей жилищно-бытового сектора, применяются только первичные меры снижения выбросов, которые достигаются главным образом за счет создания оптимальных условий работы (в старых установках) и условий, обеспечивающих более полную теплоту сгорания топлива (в современных установках). 4 УПРОЩЕННАЯ МЕТОДОЛОГИЯ Для установок сжигания, рассматриваемых в качестве площадных источников, предусматривается только упрощенная методология, проведение сплошных мер в данном случае непригодно (см.п.5). Здесь, понятие “упрощенная методология” включает в себя расчет выбросов на основе коэффициентов эмиссии и типов источников и охватывает все упомянутые загрязняющие вещества (SO2, NОx, НМЛОС, CH4, CO, CO2, N2O и тяжелые металлы). Выбросы NH3 не существенны (это утечки аммиака при использовании вторичных мер по сокращению выбросов NOx). Годовой выброс Еi определяется с помощью производительности А и коэффициента эмиссий: Ei = EFi A Ei EFi A (1) годовой выброс загрязняющего вещества i коэффициент эмиссии для загрязняющего вещества i годовой показатель производительности Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-6 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Производительность А и коэффициент эмиссии EFi должны быть определены на одном уровне обобщения с использованием имеющихся данных. Производительность А определяется внутри рассматриваемой территориальной единицы с использованием соответствующих статистических данных (см. также раздел 6). Под производительностью понимают производимое количество энергии (здесь - расход топлива, выраженный в [ГДж]). В качестве альтернативы для определения расхода топлива [ГДж] может быть использована статистика второго порядка (“суррогатные” (косвенные) данные). Качество косвенных данных определяется двумя критериями: степенью корреляции “суррогатные” данные должны быть напрямую связаны с обязательными для расчетов данными (например, расход топлива в жилых домах определяется потреблением тепла). степенью агрегации “суррогатные” данные должны быть обеспечены одним и тем же уровнем агрегации (например, связанны с пространственными, отраслевыми и сезонными аспектами). Ниже приведены примеры производительности установок и второстепенных данных, а также причин возможных погрешностей: годовой расход топлива: (рекомендованная производительность) годовое количество производимого топлива [ГДж], например, производство каменного угля, лигнита, природного газа: Демографическая статистика обеспечивает очень высокий уровень агрегации. Для определения производительности установок для малых потребителей (например, сжигание топлива в жилищно-бытовом секторе) необходимо использовать дополнительную информацию (например, процентное количество расходуемого топлива). Оценка такой информации, в особенности для топлива, распределяемого по трубопроводам (например, природного газа), приводит к погрешностям при определении производительности. количество предприятий, число работников, оборот предприятий Нет спецификаций используемого топлива (например, классов угля). Для преобразования [Гкал] в [ГДж] можно использовать только среднюю величину теплоты сгорания. плотность населения, количество жилых домов: Статистические данные о годовом расходе топлива зачастую не имеют дальнейшей конкретизации по различным отраслям экономики и, соответственно, категориям источников выбросов. Более того, не обеспечиваются тонкости технических аспектов. Статистические данные о промышленных предприятиях часто размещаются по экономическим секторам (например, “производство и распределение электроэнергии, производство и распределение пара, горячей воды, сжатого воздуха, теплоцентрали” [Eurostat, см. Раздел 6]). С другой стороны, коэффициенты эмиссий определяются в соответствии с видом топлива и часто также в соответствии с типом используемого котла. потребление тепла: Удельное потребление тепла на душу населения (например, [Дж/работник], [Дж/ житель]) или по отношению к обогреваемой площади (например, [Дж/здание], [Дж/м2]) может быть определено с использованием данных об обогреваемом Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-7 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 пространстве и данных по конкретной отрасли знания (например, дифференциацией между отраслями, числом работников, числом жителей). Коэффициент эмиссии EFi должен быть рассчитан как средняя величина всех установок сжигания внутри рассматриваемой территориальной единицы. На практике выбирается ограниченное число установок и определяется репрезентативный коэффициент эмиссий, который применяется к общей совокупности рассматриваемых установок. Обычно, такие коэффициенты эмиссий специфицируются только как функция топливных характеристик. Однако, должны быть приняты во внимание и последующие параметры, в особенности классификация по технологическим параметрам, а также по размерам и возрасту котлов. Более того, необходимо «засвидетельствовать» тот факт, что количество выбросов в значительной степени зависит от условий эксплуатации (например, неэффективно работающие домашние печи). При расчете коэффициента эмиссий EFi (см. Уравнение 1) учитываются меры по снижению выбросов (первичные и вторичные). Если нет специальных оговорок, представленные коэффициенты эмиссий относятся к условиям эксплуатации с полной нагрузкой. Далее предлагается процедура расчета коэффициентов эмиссий SO2 по уравнению (2): EFSO2 2 Cs fuel 1 s EFSO2 1 Hu 106 (2) коэффициент эмиссий для SO2 [г/ГДж] Cs fuel среднее содержание серы в топливе (масса S /масса топлива [кг/кг] Hu s средняя величина минимальной теплоты сгорания [Дж/кг] среднее количество серы, удерживаемой в золе [ ] В случае наличия вторичных мер средний коэффициент снижения выбросов интегрируется при использовании одного из следующих предположений: если вся совокупность установок по сжиганию оснащена вторичными мерами по снижению выбросов, следует использовать средний коэффициент снижения, полученный от использования этих мер; если только несколько установок по сжиганию оснащены вторичными мерами, то либо каждая из этих мер должна рассматриваться отдельно, либо средний коэффициент снижения необходимо рассчитать с учетом всей совокупности установок. Коэффициенты снижения выбросов при использовании отдельной вторичной меры представлены в таблицах 10 и 11 главы В111 “Установки сжигания как точечные источники”. Уравнение (2) можно использовать для всех видов топлива, но в случае жидкого и газообразного топлива, величина удержания серы в золе s не применяется. Если определенные входные данные уравнения (2) отсутствуют, может быть использовано стандартное значение, взятое из справочной литературы. Cs fuel содержание серы в различных видах топлива - см. Табл. 42) (раздел 8) s величина удержания серы в золе для различных типов котлов - см.Табл. 82) в главе Hu В111 “Установки сжигания как точечные источники“ низшая теплота сгорания для различных типов топлива - см. Табл. 212) (глава. В111 “Установки сжигания как точечные источники”) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-8 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Для других загрязняющих веществ в соответствии с уравнением (1) удельные коэффициенты эмиссии в зависимости от топлива и технологии приведены в Таблицах 5-12. Эти значения были получены из литературных источников; данные по производительности установок представлены в разделе 6. 5 ДЕТАЛИЗИРОВАННАЯ МЕТОДОЛОГИЯ Когда речь идет об установках сжигания, детализированная методология означает определение выбросов на основании измеренных данных. Это непригодно для площадных источников, так как только на очень небольшом количестве таких источников ведутся наблюдения. 6 СТАТИСТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ Следующий перечень имеющихся статистических данных на государственном уровне дает информацию о потреблении топлива, установленным мощностям, социально-экономическим данным и т.д.: Office for Official Publication of the European Communities (ed.): Annual Statistics 1990; Luxembourg; 1992 (Бюро официальных изданий Европейского Сообщества: Ежегодная статистика, 1990 г.; Люксембург, 1992 г). Statistical Office of the European Communities (EUROSTAT) (ed.): CRONOS Databank; 1993 (Статистическое управление Европейского Сообщества (ЕВРОСТАТ). Подготовлено к печати): CRONOS Databank; 1993 г.) OECD (ed): Environmental Data; Donnees OCDE sur l;environment; Compendium; 1993 (ОЭСР: Данные об окружающей среде). Commission of the European Communities (ed): Energy in Europe; 1993 – Annual Energy Review; Special Issue; Brussels; 1994 (Комиссия Европейского Сообщества: Энергия в Европе; 1993 г. Обзор литературы по энергетическим вопросам за год; специальный выпуск; Брюссель, 1994 г.) UEROSTAT (ed): Panorama of EU Industry’94; Office for official publications of the European Communities; Luxemburg; 1994 (ЕВРОСТАТ: Обзор промышленности Европейского Сообщества, 1994; Бюро официальных изданий Европейского Сообщества; Люксембург, 1994 г.). Краткое обсуждение потенциальных косвенных данных, которые можно использовать для определения производительности приведено в разделе 4. 7 КРИТЕРИИ ТОЧЕЧНОГО ИСТОЧНИКА Данный пункт не имеет отношения к этому разделу, поскольку в нем рассматриваются только площадные источники. 8 КОЭФФИЦИЕНТЫ ЭМИССИЙ, КОДЫ КАЧЕСТВА И ССЫЛКИ 8.1 Установки сжигания средних размеров (теплоемкость от 50 до 300 MВт) Для установок сжигания средних размеров коэффициенты эмиссий NОx, НМЛОС, CH4, CO, CO2, и N2O и тяжелых металлов представлены в Таблицах 24 - 31 главы В111 “Установки сжигания как точечные источники” Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-9 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 8.2 as10102 Малые установки сжигания (теплоемкость < 50 MВт) В Таблицах 4-12 представлены коэффициенты эмиссий для всех загрязняющих веществ, за исключением SO2, для которых даны значения содержания серы в различных типах топлива. Все таблицы коэффициентов эмиссий составлены по однородной структуре: В Таблице 3 представлен разрез технологий сжигания (типы котлов и др.); данная стандартная таблица используется для всех загрязняющих веществ. Выбор топлива дан на основании инвентаризации CORINAIR90. Коэффициенты эмиссий для малых установок сжигания даются в зависимости от вида потребляемого топлива и, в случае необходимости, с учетом технических условий на основе справочной литературы. Эти коэффициенты рассчитаны, как правило, для условий эксплуатации установок в стационарных условиях. Модификации обозначены сносками (условия эксплуатации в нестационарных условиях, например, котлов с ручной загрузкой топлива и т.д.). Ниже дана последовательность таблиц коэффициентов эмиссий: Таблица 3: Стандартная таблица коэффициентов эмиссий для различных загрязняющих веществ Таблица 4: Содержание серы в выбранных видах топлива Таблица 5: Коэффициенты эмиссий NОx [г/ГДж] Таблица 6: Коэффициенты эмиссий НМЛОС [г/ГДж] Таблица 7: Коэффициенты эмиссий CH4 [г/ГДж] Таблица 8: Коэффициенты эмиссий CO [г/ГДж] Таблица 9: Коэффициенты эмиссий CО2 [г/ГДж] Таблица 10: Коэффициенты эмиссий N2О [г/ГДж] Таблица 11: Коэффициенты эмиссий NН3 [г/ГДж] Таблица 12: Коэффициенты вещества/масса топлива [г/т]) эмиссий Руководство по инвентаризации выбросов тяжелых 15 февраля 1996 г. металлов (масса загрязняющего В112-10 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Таблица 3: Стандартная таблица коэффициентов эмиссий для ряда загрязняющих веществ Вид топлива1) NAPFUE код1) s s s ... s ... s ... уголь уголь hc11) уголь bc11) ... .. биомасса ... отходы ... без специфик. 1 1 ... нефть нефть ... без специфик. мазут ... 201 ... g g ... газ газ ... без специфик. природный ... 301 ... ... древесная ... городские ... Р12) без технической спецификации без10) специфик. DBB3) Техническая спецификация Промышленное сгорание Непромышленное сгорание WBB4) FBC5) GF6) GT7) Стац. без спецималые сжигание в жилом Е.8) фикации потребит. секторе9) 101-103 106 ... 111 ... 114 ... вид топлива в соответствии с кодом NAPFUE P1 = содержание серы в топливе 3) DBB = котел с “сухим золоудалением” 4) WBB = котел с “влажным золоудалением” 5) FBC - сжигание в псевдоожиженном слое 6) GF = сжигание на колосниковой решетки 7) GT = газовая турбина; 8) Стац.Е. = стационарный двигатель 9) Возможна дифференциация старых и современных технологий, поэтому в таблицах представлены диапазоны коэффициентов эмиссий, например, меньшие значения соответствуют современным установкам 10) Здесь это относится только к сжиганию в котлоагрегатах; газовые турбины и стационарные двигатели исключаются 11) hc = антрацит, bc = бурый уголь 1) 2) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-12 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Таблица 4: Содержание серы в выбранных видах топлива Вид топлива g g g g g g NAPFUE код s s s s s s s s уголь уголь уголь кокс биомасса биомасса отходы отходы l l l l l нефть нефть нефть керосин бензин мазут газойль дизельное топливо автомобильный 203 204 205 206 208 газ газ газ газ газ газ природный сжиженный нефтяной газ из коксовой печи доменный газ газ нефтепереработки с газовых заводов 301 303 304 305 308 311 hc bc bc hc,bc коксующийся, паровичный и полубитуминозный бурый уголь/лигнит брикеты из коксовый печи, нефтяной древесная торфяная городские промышленные 101-103 105 106 107,108,110 111 113 114 115 1) Marutzky 1989 [25] Boelitz 1993 [24] 3) персональное сообщение Mr.Hietamдki (Финляндия) 4) интервал 2.0-3.5 в соответствии с NL-handbook 1988 [26] 5) s = 0 6) NL-handbook 1988 [26] 2) Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-13 Содержание серы в топливе интервал единица измерения 0.4-6.2 0.4-6.2 вес.-%(maf) вес.-%(maf) 0.5-11)2) < 0.031) вес.-%(maf) вес.-%(maf) 0.33)-3.54) 0.08 - 1.0 вес.-% вес.-% < 0.055) вес.-% < = 86) гm-3 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Таблица 5: Коэффициенты эмиссий NОх [г/ГДж] Вид топлива s s уголь уголь без спецификации коксующийся, паровичный, суббитуминозный бурый уголь/лигнит bc брикеты bc hc,bc печной, нефтяной древесная торфяная городские промышленные древесные сельскохозяйственные s s s s s s s s s уголь уголь кокс биомасса биомасса отходы отходы отходы отходы l l l l l l l нефть нефть нефть нефть керосин бензин лигроин без спецификации остаточное топливо газовое топливо дизельное топливо g g газ газ g g g g g g g газ газ газ газ газ газ газ hc код NAPFUE 101,102,103 без технической специфик. 50 - 66811) 7.5 - 60411) 17 - 30011) 13 - 32311) 130 - 96811) 130 - 24011) 140 - 28011) 100 - 19311) 80 - 25811) 80 - 10011) 105 106 107,108,110 111 113 114 115 116 117 Техническая спецификация Промышленное сжигание GT без DBB WBB FBC GF Стац. специфик. Е. 15513) 20613) 165 7013) без спецификации природный 301 32 - 30711) 6213) сжиженный нефтяной газ коксовый доменный о сгорания отходов газ нефтепереработки биогаз с газовых заводов 303 304 305 307 308 309 311 18 - 10511) 2 - 39911) 25 - 1.52011) 52 - 23811) 65 - 15511) 4 - 13211) 50 - 41111) CORINAIR 1992 [8] LIS 1977 [15] 3) UBA 1981 [21]; Kolar 1990 [14] 4) Radian 1990 [18]; IPCC 1994 [12] 5) ель 6) древесно-стружечная плита (ДСП), пропитанная фенолом 7) ДСП, пропитанная мочевиной 2) Руководство по инвентаризации выбросов 60-232*** 509) 509).10) 759) 1009) 509) 10) 509), 147 - 2004) 489) 479) 302) - 503) 501) 389) 308), 469) 501) 501) 579) 389) 474), 699) 469) 45 12 - 801), 1001) 100-300*, 30-120** 502) 98 - 520 55 - 1.62411) 300 - 37311) 45 - 10011) 8011) 24 - 1.08511) 1) 1509) 501) 2) 122) -1001) 203 204 205 206 208 210 автомобильный Непромышленное сжигание без единичные сжигание в жиломспецифик. установки секторе 11) 13) 12) 12) 350 100 - 53112) 38012) 12012) 75 - 1.889 80 - 1.49312) 84012), 13) 45 - 1.03812) 37512) 81 - 36012), 16513),14) 12012) 25012) 25012) 75 - 1.20012), 16513) 501), 514) 501) 55 - 35712) 501) LIS 1987 [16] * 1003) 5), 1203) 6), 300 3) 7) для механич.топок с подачей снизу UBA 1995 [23] ** 303)5), 803)6), 1203)7) для механич.топок с подачей снизу 10) кокс, получающийся из антрацита *** 608), 1494), 2324) 11) данные CORINAIR90 для установок сжигания ка как площадных источников 12) данные CORINAIR90 для площадных источников 13) UBA 1995 [30] 14) 50% загрузки: 130 г/ГДж 8) 9) 15 февраля 1996 г. В112-14 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Таблица 6: Коэффициенты эмиссий НМЛOC [г/ГДж] Вид топлива s s s s s s s s s s s уголь уголь уголь уголь кокс биомасса биомасса отходы отходы отходы отходы l l l l l l l нефть нефть нефть нефть керосин бензин лигроин без спецификации мазут газойль дизельное топливо g g g g g g g g g газ газ газ газ газ газ газ газ газ без спецификации природный сжиженный нефтяной газ коксовый доменный от сжигания отходов газ нефтепереработки биогаз с газовых заводов hc bc bc hc,bc без спецификации коксующийся, паровичный, полубитумин. бурый уголь/лигнит брикеты печной, нефтяной древесная торфяная городские промышленные древесные сельскохозяйственные автомобильный код NAPFUE без технической специфик. 101,102,103 105 106 107,108,110 111 113 114 115 116 117 1 - 5115) 1 - 8005) 1.5 - 7005) 0.5 - 7005) 7 - 1.0005) 3 - 6005) 9 - 705) 0.5 - 1345) 48 - 6005) 50 - 6005) 203 204 205 206 208 210 2.1 - 345) 1.5 - 1165) 1.5 - 2.55) 1 - 145) 25) 1 - 55) 301 303 304 305 307 308 309 311 Техническая спецификация Промышленное сжигание Непромышленное сжигание GT без DBB WBB FBC GF Стац. без сжигание в жилом малые специфик. Е. специфик. потребит. секторе 4001)-6002) 503) 1)2) 150 122) 1502)-8001) 1501) 152) 5) 0.3 - 205 0.3 - 145) 0.3 - 125) 0.2 - 1.55) 2 - 165) 0.3 - 2.55) 2.4 - 105) 0.6 - 105) 3-46) 0.7 - 56) 56) 16) 0.1 - 5.7 16) 26) 6) 0.3 - 47 , 151) CORINAIR 1992 [8] LIS 1977 [15] 3) UBA 1995 [23] 4) кокс, полученный из антрацита 5) данные CORINAIR90 для установок сжигания как площадных источников теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт 6) данные CORINAIR90 для площадных источников В112-15 1.53) 151) 1.52) 101) 251) 251) 2) 15 февраля 1996 г. 6) 1.4 - 103.76) 1.5 - 2506) 3.56) 1.5 - 2446) 4376) 26) 1) Руководство по инвентаризации выбросов 2253) 2253) 4) 4803) 2.53) 3.53) 2.53) ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Таблица 7: Коэффициенты эмиссии СН4 [г/ГДж] Вид топлива s s s s s s s s s s s уголь уголь уголь уголь кокс биомасса биомасса отходы отходы отходы отходы l l l l l l l нефть нефть нефть нефть керосин бензин лигроин без спецификации мазут газойль дизельное топливо g g g g g g g g g газ газ газ газ газ газ газ газ газ без спецификации природный сжиженный нефтяной газ коксовый доменный от сжигаемых отходов газ нефтепереработки биогаз с газовых заводов hc bc bc hc,bc без спецификации коксующийся, паровичный, полубитумин. бурый уголь/лигнит брикеты печной, нефтяной древесная торфяная городские промышленные древесные сельскохозяйственные автомобильный Техническая спецификация Промышленное сжигание Непромышленное сжигание GT сжигание в жилом без DBB WBB FBC GF Стац. без малые секторе специфик. Е. специфик. потребит. код NAPFUE без технической специфик. 101,102,103 105 106 107,108,110 111 113 114 115 116 117 2 - 5114) 0.2 - 5324) 1 - 3504) 1.5 - 2004) 21 - 6014) 5 - 4004) 6 - 324) 0.3 - 384) 30 - 4004) 10 - 4004) 203 204 205 206 208 210 0.1 - 104) 0.1 - 194) 1.5 - 2.54) 0.02 - 74) 14) 0.02 - 54) 1 -35) 1 - 20.95) 301 303 304 305 307 308 309 311 0.3 - 2054) 0.02 - 64) 0.02 - 124) 0.02 - 44) 0.4 - 2.54) 0.02 - 2.54) 0.4 - 104) 0.6 - 104) 0.3 -22.55) 15) 25) 4502) 2252) 2252)3) 74 - 2001), 3202) 15) 25) Radian 1990 [18]; IPCC 1994 [12] UBA 1995 [23] 3) кокс, полученный из антрацита 4) данные CORINAIR90 для установок сжигания как площадных источников теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт 5) данные CORINAIR90 для площадных источников 2) 15 февраля 1996 г. 3.52), 51) 11) 1) Руководство по инвентаризации выбросов 0.02 - 7.55) 0.04 - 145) 3.55) 0.02 - 7.45) 495) В112-16 0.02 - 1535) 2.53) 1.11), 1.52) 2.52) ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Ольга Таблица 8:Коэффициенты эмиссий СO [г/ГДж] Вид топлива код NAPFUE s s s s s s s s s s s уголь уголь уголь уголь кокс биомасса биомасса отходы отходы отходы отходы без спецификации hc коксующийся, паровичный, полубитумин. bc бурый уголь/лигнит bc брикеты hc,bc коксовый, нефтяной древесная торфяная городские промышленные древесные сельскохозяйственные l l l l l l l нефть нефть нефть нефть керосин бензин лигроин без спецификации мазут газойль дизельное топливо g g g g g g g g g газ газ газ газ газ газ газ газ газ без спецификации природный сжиженный нефтяной газ коксовый доменный от сжигания отходов газ нефтепереработки биогаз с газовых заводов 101,102,103 105 106 107,108,110 111 113 114 115 116 117 автомобильный 11) 9 - 5.000 4 - 6.00011) 11 - 5.20011) 2 - 5.50011) 82 - 10.00011) 65 - 10.00011) 33 - 2.18811) 15 - 51011) 61 - 8.50011) 200 - 8.50011) Техническая спецификация Промышленное сжигание GT без DBB WBB FBC GF Стац. спец.. Е. 178 - 196*, 1002) - 1076) 7313) 7.0007) 10 1013) 10 -30.4 10 - 12312) 1212) 1212) 11.7 - 438 12 - 69112) 19012),13) 3.4 - 69912) 301 303 304 305 307 308 309 311 2.4 - 50011) 3.3 - 25011) 3.3 - 27911) 3 - 27911) 8.8 - 2711) 3.3 - 27911) 7.8 - 4111) 6.4 - 22511) 1013) 8 -1235), 1013)14) 2.4-33512),13613) EPA 1987 [10]; CORINAIR 1992 [8] CORINAIR 1992 [8] для мех. топки: загрузка сверху 3) OECD 1989 [31], CORINAIR 1992 [8] 4) Radian 1990 [18], IPCC 1994 [12] 5) EPA 1987 [10], CORINAIR 1992 [8] 6) EPA 1985 [9], CORINAIR 1992 [8] для мех. топки: загрузка. сверху 7) LIS 1987 [16] 2) 15 февраля 1996 г. 1855) 160 - 3.580** 5009) 48009) 1.0009)10) 3.6009) 4.3009) 4.8009)10)) 5.7909) 18 - 18.533*** 7.0007) 29 - 1.754 5.3 - 54711) 12 - 54711) 3 - 15111) 1211) 0.2 - 8911) 11) Непромышленное сжигание без малые сжигание в жилом спец. потреб. секторе 62713) 203 204 205 206 208 210 1) Руководство по инвентаризации выбросов без технической специфик. 13) 12) 1312) 1312) 12) 708) 202) 708) 252) 419) 134) 439) 419) 419) 419) 104) 25 - 250*** 104), 539) 539) 25) LIS 1977 [15] * 1781), 1902), 1963) для стокера с нижней подачей 9) UBA 1995 [23] ** 1603), 4844), 1.5005), 1.6076), 2.0002), 10) кокс, полученный из антрацита 3.4003), 3.5804) 11) данные CORINAIR90; установки сжигания как площадные источники *** 184), 539), 4.9494), 6.0024), 18.5334) теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт **** 252), 2002), 2502) (кухонная плита) 12) данные CORINAIR90, площадные источники 13) UBA 1995 [23] 14) при 50% загрузке: 76 г/ГДж 8) В112-17 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Таблица 9: Коэффициенты эмиссий СО2 [кг/ГДж] Вид топлива s s s s s s s s s s s l l l l l l l g g g g g g g g g 1) 2) уголь уголь уголь уголь кокс биомасса биомасса отходы отходы отходы отходы нефть нефть нефть нефть керосин бензин лигроин газ газ газ газ газ газ газ газ газ hc bc bc hc,bc без спецификации коксующийся, паровичный и полубитуминозный бурый уголь/лигнит брикеты из коксовый печи, нефтяной древесная торфяная городские промышленные древесные сельскохозяйственные без спецификации мазут газойль дизельное топливо автомобильный без спецификации природный сжиженный нефтяной газ коксовый доменный от сжигания отходов газ нефтепереработки биогаз с газовых заводов NAPFUE код 101,102,103 105 106 107,108,110 111 113 114 115 116 117 203 204 205 206 208 210 301 303 304 305 307 308 309 311 величина 946) 976) 1056) 15 февраля 1996 г. 93-995), 55.9 - 106.82) 74-105.55), 67.5 - 1162) 97-1133), 85.6 - 110.92) 96-1221)4), 85.6 - 322.62) 100-1251)4), 83 - 322.62) 98 - 1152) 109 - 1411), 15 - 1172) 20 - 153.32) 83 - 922) 69 - 1002) 76-783)4), 64 - 992) 73-745), 69 - 972) 73-742)4) 67.7 - 78.62) 71-741)3)4) 72.1 - 742) 746) 735) 735) 3) 73 712), 566) 656) 446),495) 3) IPCC 1993 [11] 4) Kamm 1993 [13] 5) BMU 1994 [7] Sсhenkel 1990 [20] данные CORINAIR90, установки сжигания как площадные источники теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт Руководство по инвентаризации выбросов Коэффициенты эмиссии интервал В112-18 55-613)4)5), 52 - 722) 55 - 75.52) 44 -1922) 105 -2902) 62.5 - 87.12) 55 - 662) 60 - 103.42) 52 - 562) 6) UBA 1995 [30] примечания ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Таблица 10: Коэффициенты эмиссии N2O [г/ГДж] Вид топлива s s s s s s s s s s s уголь уголь уголь уголь кокс биомасса биомасса отходы отходы отходы отходы l l l l l l l нефть нефть нефть нефть керосин бензин лигроин без спецификации мазут газойль дизельное топливо g g g g g g g g g газ газ газ газ газ газ газ газ газ без спецификации природный сжиженный нефтяной газ коксовый доменный о сжигания отходов газ нефтепереработки биогаз с газовых заводов 1) 2) hc bc bc hc,bc без спецификации коксующийся, паровичный, полубитумин. бурый уголь/лигнит брикеты коксовый, нефтяной древесная торфяная городские промышленные древесные сельскохозяйственные автомобильный Техническая спецификация Промышленное сжигание Непромышленное сжигание GT без DBB WBB FBC GF Стац.ионарные без Малые сжигание в жиломспецифик. дувигатели специфик. потребителм секторе код NAPFUE без технической специфик. 101,102,103 105 106 107,108,110 111 113 114 115 116 117 5 - 301) 1.4 - 18.21) 1.4 - 141) 1.4 - 141) 1.6 - 201) 2 - 141) 41) 2 - 5.91) 41) 1.4 - 41) 203 204 205 206 208 210 0.8 - 46.51) 0.6 - 17.81) 2 - 15.71) 2 - 141) 141) 121) 2.5 - 252) 0.5 - 252) 15.72) 142) 1.1 - 2.12) 0.6 - 142) 2 - 42) 22) 22) 301 303 304 305 307 308 309 311 0.1 - 141) 1 - 141) 1 - 121) 0.8 - 34.61) 3.7 - 51) 1.51) 1.5 - 3.71) 2 - 31) 0.1 - 32) 142) 32) 32) 0.1 - 32) 32) данные CORINAIR90, установки сжигания как площадные источники теплоемкостью > 300, 50 - 300, < 50 МВт данные CORINAIR90: площадные источники Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-19 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Таблица 11: Коэффициенты эмиссии NH3 [г/ГДж] Вид топлива код NAPFUE 1) s s s s s s s s s s s уголь уголь уголь уголь кокс биомасса биомасса отходы отходы отходы отходы l l l l l l l нефть нефть нефть нефть керосин бензин лигроин без спецификации мазут газойль дизельное топливо g g g g g g g g g газ газ газ газ газ газ газ газ газ без спецификации природный сжиженный нефтяной газ коксовый доменный от сжигания отходов газ нефтепереработки биогаз с газовых заводов hc bc bc hc,bc без спецификации коксующийся, паровичный, полубитуминозный бурый уголь/лигнит брикеты коксовый, нефтяной древесная торфяная городские промышленные древесные сельскохозяйственные автомобильный 101,102,103 105 106 107,108,110 111 113 114 115 116 117 203 204 205 206 208 210 301 303 304 305 307 308 309 311 без технической спецификации. 0.14 - 0.481) 0.01 - 0.861) 0.01 - 0.861) 0.01 - 0.861) 5 - 91) 0.011) 0.01 - 2.681) 15 февраля 1996 г. 0.1 - 0.21) 0.21) 0.15 - 11) 0.011) 0.871) 151) данные CORINAIR90: установки сжигания как площадные источники теплоемкостью> 300, 50 - 300, < 50 МВт Руководство по инвентаризации выбросов Техническая спецификация газовые турбины стационарные двигатели В112-20 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания 010102 - 010105 as10102 Таблица 12. Коэффициенты эмиссий тяжелых металлов (масса загрязняющего веществ/масса топлива [г/т]) Вид топлива Тяжелые металлы Ртуть Кадмий Свинец Медь Цинк Мышьяк Хром Селен Никель Ртуть Кадмий Свинец Медь Цинк Мышьяк Хром Селен Никель Ртуть Кадмий Свинец Медь Цинк Мышьяк Хром Селен Никель Ртуть s уголь hc 101/102 s уголь bc 105 l жидкое топливо тяжелая фракция g газ 1) NAPFUE код Winiwarter 1995 [6] 203 301 2) без специфик. Техническая спецификация Промышленное сжигание Непромышленное сжигание без технической DBB WBB FBС GF без малые сжигание в специфик. специфик. потребители жилом секторе 1.7 г/ТДж2) 0.31) 0.1 г/ТДж2) 0.151) 6.0 г/ТДж2) 2.51) 3.1 г/ТДж2) 1.21) 2) 10.5 г/ТДж 11) 2) 3.2 г/ТДж 1.21) 2) 2.3 г/ТДж 0.91) 0.5 г/ТДж2) 0.151) 4.4 г/ТДж2) 1.81) 4.4 г/ТДж2) 0.12) 0.4 г/ТДж2) 0.042) 3.9 г/ТДж2) 0.242) 2) 2.0 г/ТДж 10.6 г/ТДж2) 0.142) 2) 4.2 г/ТДж 3.1 г/ТДж2) 3.9 г/ТДж2) 0.15 - 0.2 г/ТДж1) 0.1 - 1 г/ТДж1) 0.6 - 1.3 г/ТДж1) 0.05 - 1 г/ТДж1) 0.02 - 0.2 г/ТДж1) 0.14 - 1 г/ТДж1) 0.2 - 2.5 г/ТДж1) 0.003 - 1 г/ТДж1) 17 - 35 г/ТДж1) Jockel 1995 [1] Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 г. В112-21 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько 9 сс10104 СОСТАВ ХИМИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ Состав некоторых загрязняющих веществ см. в разделе 9 главы В111 “Установки сжигания как точечные источники” 10 ОЦЕНКИ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ Неопределенности результатов оценки выбросов происходят от неточных коэффициентов эмиссий и от недостаточных статистических данных по выбросам. Неопределенности, о которых пойдет речь, относятся к коэффициентам эмиссий. Обычно неопределенности, связанные с коэффициентами эмиссий можно оценить путем сравнения их с этими же коэффициентами, полученными по данным измерений или данным справочной литературы. Однако на данном этапе имеющиеся коэффициенты эмиссий, взятые из специальных публикаций, часто слабо документированы и не содержат определения сфер их применения. Поэтому диапазон коэффициентов эмиссий в зависимости от имеющихся параметров (как дано в главе В111 “Установки сжигания как точечные источники”, раздел 10) здесь может быть не представлен. 11 НЕДОСТАТКИ/ПРИОРИТЕТНЫЕ СФЕРЫ ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ПРЕДЛОЖЕННОЙ МЕТОДИКИ Наиболее слабые стороны, обсуждаемые в данном разделе, связаны с коэффициентами эмиссий. Средний коэффициент эмиссий территориальной единицы должен быть результатом интеграции большого разнообразия технологий сжигания, применяемых на данной территории. Следовательно, количество и разнообразие установок сжигания, отобранных для расчета среднего коэффициента эмиссий, должно соответствовать количеству и разнообразию установок на данной территориальной единице (изучаемая совокупность). Дальнейшая работа должна быть направлена на то, чтобы охарактеризовать территориальные единицы с точки зрения применяемых технологических процессов (размещение технологий, возрастное распределение технических средств сжигания и т.д.). Для всех рассматриваемых загрязняющих веществ ни качественные, ни количественные зависимости от нагрузки не были интегрированы в коэффициенты эмиссий. В частности, керосиновые плитки, печки, растапливаемые углем или дровами, дают большие выбросы в связи с тем, что «запускаются» такие средства сжигания очень часто в течение года (примерно до 1000 раз в год), либо выбросы увеличиваются в связи с разными нагрузками (например, при загрузке печи вручную). Выбросы от жилых домов могут быть очень большими (например, при сжигании дров в скандинавских странах, в частности выбросы ЛОС и СО). Дальнейшая работа должна быть направлена на разъяснение этого влияния в отношении опубликованных коэффициентов эмиссий. Слабые стороны, относящиеся к определению производительности установок на базе «суррогатных» (замещенных) данных, даны в разделе 4. Оценки неопределенности по отношению к данным производительности установок должны учитывать качество используемых статистических данных. В частности, количество выбросов от сжигания дров в отдельных домашних печах может возрасти, так как статистики некоторых стран до сих пор недооценивают данные потребляемого дровяного топлива [3]. Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В112-22 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько 12 сс10104 КРИТЕРИИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОЩАДНЫХ ИСТОЧНИКОВ Пространственное распределение в отношении данных годовых выбросов (нисходящий принцип анализа) может быть отнесено к: промышленному сжиганию, например, числу работников, занятых в промышленности сжиганию в жилищно-бытовом секторе, например, числу жителей в густонаселенных и малонаселенных территориях и к виду используемого топлива. В общем, могут быть использованы следующие шаги по распределению загрязняющих веществ, выбрасываемых из источников сжигания в жилищно-бытовом секторе [см. далее п. 27]: разграничение пространственных зон, например, деление (страна, провинция, район и т.д.); определение регионального коэффициента эмиссии на душу населения в зависимости от плотности населения и вида используемого топлива. административно-территориальное В отношении выбросов от промышленного сжигания при пространственном распределении принимаются во внимание следующие шаги: разграничение пространственных зон в отношении промышленных территорий; определение коэффициентов эмиссий с учетом числа занятых в промышленности работников. 13 КРИТЕРИИ ВРЕМЕННÒГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ Временное распределение в отношении данных годовых выбросов (нисходящий принцип анализа) обеспечивает разделение данных выбросов на количество выбросов в месяц, неделю, сутки и/или час. В целях определения количества годовых выбросов от установок сжигания как площадных источников данные могут быть получены при рассмотрении процессов: промышленного сжигания, используя критерии и процедуры дезагрегирования, описание которых дается в разделе 13 главы В111 “Установки сжигания как точечные источники”, принимая в расчет число установок на рассматриваемой площади. непромышленного сжигания (мелкие потребители/ сжигание в жилищно-бытовом секторе), используя зависимость между потреблением топлива и градусо-днями отопительного сезона. Дезагрегирование годовых выбросов от непромышленного сжигания (малые потребители/ сжигание в жилищно-бытовом секторе) должно учитывать разделение на: летний и зимний период (периоды отопления) рабочие и выходные дни дневные колебания нагрузки для основных видов потребляемого топлива, и если это возможно, для основных технологий сжигания (домашние печи, заправляемые вручную и т.д.). Процедура дезагрегирования включает в себя следующие поэтапные действия [см. далее п. 28]: определение временных колебаний в потреблении тепла (зависит, например, от поведения потребителя); Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В112-23 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько сс10104 определение потребления топлива, используя, например, статистику отопления района или потребления газа с учетом топливного баланса в оценке потребления угля и дров (например, как дано в [3]); соотношение градусо-дней отопительного сезона и потребления топлива (например, газа, отопления района). Типичные данные градусо-дней отопительного сезона имеются в статистике. Соотношение может быть линейным, как дано, например, в [28]; Используя соответствующую статистику, определение относительной производительности установки (например, потребление топлива в час в течение дня). Такой принцип дезагрегирования позволяет определить поправочные коэффициенты для года, недели и/или суток. Для определения почасовых выбросов следующее уравнение (3) [см. далее п. 28] предлагается в качестве примера: EH(t) EH EA fa fw fd t EA 8.760[h] fa (t) fw (t) fd (t) (3) выброс в час [т/час] ] выброс в год [т] поправочный коэффициент при расчете годовых выбросов [ ] поправочный коэффициент при расчете недельных выбросов [ ] поправочный коэффициент при расчете суточных выбросов [ ] время Постоянная (8.760 час) в уравнении (3) представляет количество часов в году. 14 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ КОММЕНТАРИИ 15 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДОКУМЕНТЫ 16 ПРОЦЕДУРЫ ВЕРИФИКАЦИИ Как показано в главе В111 “Концепции верификации инвентаризации выбросов”, рекомендуются различные процедуры проверки. Цель данного раздела отобрать наиболее подходящие при использовании данных по выбросам из установок сжигания как площадных источников. Рассматриваемые здесь процедуры верификации в основном учитывают проверку данных выбросов по территориально-административным единицам (государственный уровень верификации). Данные о годовых выбросах на какой-либо территориальной единице можно сравнить с оценками выбросов, полученных независимо. При получении таких независимо полученных оценок данных используются эконометрические соотношения между годовыми выбросами и экзогенными переменными, такими как эквивалентное число жителей, количество домов, цены на ископаемое топливо и т.д. Другой возможностью является сравнение плотности выбросов, например, количество выбросов на душу населения или выбросов на ВВП, между странами со сравнимыми экономиками. Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В112-24 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько 17 сс10104 ЛИТЕРАТУРА 1. Jockel, W.; Hartje, Die Entwicklung der Schwermetallemissionen in der Bundesrepublik Deutschland von 1985-1995, Forschungsbericht 91-104 03 524, TЬV Rheinlande. V. Kцln; 1995 2. 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 3. Gerhold, S: Stoffstromrechnung: Holzbilanz 1955 bis 1991; in: Statistische Nachrichten; 47(1992) 8; S. 651 - 656; published in Austria 4. Baumbach, G.; Angerer, M.: Schadstoffemission gewerblicher und industrieller Holzverbrenunng; Erfassung des Stands der Technik und Mцglichkeiten zur Emissionsminderung; Projekt Europaisches Forschungszentrum fur Massnahmen zur Luftreinhaltung (PEF) Bericht Nr. 103; Institut fьr Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen; Universitat Stuttgart; 1993 5. Struschka, M, Straub, D., Baumbach, G.: Schadstoffenussionen von Kleinfeuerungsanlagen, Derzeitiger Stand - Mцglichkeiten zur Schadstoffminderung - Zukьnftige Fцrderschwerpunkte; Institut fьr Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen - Abt.: Reinhaltung der Luft; Stuttgart; 1988 6. Winiwarter, Wilfried; Schneider, Manfred: Abschдtzung der Schwermetallemissionen in Цsterteich, Umweltbundesamt (Hrsg.); Wien; 1995 7. Bundesministerium fьr Umlwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (ed.):Unlweltpolitik-Klimaschutz in Deutschland, Erster Bericht der Regierung der Bundesrepublik Deutschland nach dem Rahmenьbereinkommen der Vereinten Nationen ьber Klimaдnderungen; 1994 8. CITEPA: CORINAIR Inventory-Default Emission Factors Handbook (second edition), CEC - DG XI (ed.); 1992 9. US-EPA (ed.): Compilation of Air Pollutant Emission Factors; Stationary Point and Area Sources; Fourth Edition; 1985 10. US-EPA (ed.): Criteria Pollutant Emission Factors for the NAPAP Emission Inventory; EPA/600/787/015;1987 11. IPCC/OECD (ed.): Joint Work Programme on National Inventories of Greenhouse Gas Emissions: National GHG-Inventories (ed.): Transparency in estimation and reporting; Parts I and 11; Final report of the workshop held October 1,1992 in Bracknell (U.K.); published in Paris; 1993 12. IPCC/OECD (ed.): Greenhouse Gas Inventory Reference Manual; First Draft, Volume 3;1994 13. Kamm, Klaus; Bauer, Frank; Matt, Andreas: CO-Emissionskataster 1990 fьr den Stadtkreis Karlsruhe; in: WLB - Wasser, Luft und Boden (1993)10; S. 58 ff 14. Kolar, Jьrgen: Stickstoffoxide und Luftreinhaltung; Springer Verlag Berlin, Heidelberg; 1990 15. Landesanstalt fьr lmmissionsschutz des Landes NRW (ed.): Emissionsfaktoren fьr Feuerungsanlagen fьr feste Brennstoffe; in: Gesundheits-Ingenieur 98(1977)3; S. 58 - 68 16. Landesanstalt fьr lmmissionsschutz des Landes NRW (ed.): Erstellung eines Emissionskatasters und einer Emissionsprognose fьr Feuerungsanlagen im Sektor Haushalte und Kleinverbraucher des Belastungsgebietes Ruhrgebiet Ost; LIS Bericht Nr. 73;1987 17. Mobley, J.D.; Jones G.D.: Review of U.S. NOx abatement technology; Proceedings: NOx-Symposium Karlsruhe 1985 B1/B 74 18. Radian Corporation (ed.): Emissions and Cost Estimates for Globally Significant Anthropogenic Combustion Sources of NOx, N2O, CO and CO2; Prepared for the Office of Research and Development; U.S. Environmental Protection Agency; Washington D.C.; 1990 19. Ratajczak, E.-A.; Akland,E.: Emissionen von Stickoxiden aus kohlegefeuerten Hausbrandfeuerstдtten; in: Staub, Reinhaltung Luft; 47(1987) 1/2, S. 7 - 13 20. Schenkel, W.; Barniske, L.; Pautz, D.; Glotzel, W.-D.: Mьll als CO-neutrale Energieresource; in: Kraftwerkstechnik 2000 - Resourcen-Schonung und CO-Minderung; VGB-Tagung 21./22.2.1990; S. 108 21. Umweltbundesamt (ed.): Luftreinhaltung 1981; Berlin, 1981 22. Umweltbundesamt (ed.): Jahtesbericht 1985, Berlin; 1986 Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В112-25 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько сс10104 23. Mr. Schдl (Umweltbundesamt Berlin); personal communication, April 10,1995; based on "3. Bericht der Internumsteriellen Arbeitsgruppe "CO2-Reduktion'' 24. Boelitz, J.; Esser-Schmittmann, W.; Kreusing, H.: Braunkohlenkoks zur Abgasreinigung; in: EntsorgerPraxis (1993) 11; S. 819 - 821 25. Marutzky,R: Enussionsminderung bei Feuerungsanlagen fьr Festbrennstoffe, in: Das Schornsteirfegerhandwerk (1989)3; S. 7 - 15 26. Ministry of Housing, Physical Planning and Environment (ed.): Handbook of Emission Factors, Stationary Combustion Sources, Part 3; The Netherlands, The Hague; 1988 27. Loibl, W.; Orthofer, R.; Winiwarter, W.: Spatially Disaggregated Emission Inventory for Anthropogenic NMVOC in Austria; Seibersdorf; 1993 28. Winiwarter, W.; Kopsca, A.; Loibl, W.: Zeitliche Disaggregation von Emissionsinventuren; OEFZS-A2490; Seibersdorf (Austria); 1993 29. Gustavsson, L.; Karlsson, M.-L.; Wallin, P.-A.: Emissions from Biomass Combustion; Swedish National Testing Research Institute; 1993 30. Mr. Beckers (Umweltbundesamt Berlin); Personal communication; August 22,1995 31. OECD Environment Directorate (ed.): Greenhouse Gas Emissions and Emission Factors; 1989 18 БИБЛИОГРАФИЯ Дополнительная литература по тематике «Сжигание»: Struschka, M.; Angerer, M.; Straub, D.: Schadstoffemissionen von Kachel-Grundцfen; VDI Reihe 5: Umwelttechik, Nr. 82; Dьsseldorf; 1991 Umweltbundesamt, Austria (ed.): Entwicklung und fortschrittlicher Stand der Technik zur Emissionsminderung von Stickoxiden und Schwefeloxiden aus Feuerungsanlagen im Leistungsbereich von 3 bis 50 MW; Expertenhearing Laxenburg 18/19 November 1992; Wien; 1993 Engewald, W.; Knobloch, Th.; Efer, J.: Flьchtige organische Verbindungen in Emissionen aus dem Hausbrand von Braunkohle; in: UWSF-Z. Umweltchem. Цkotox. 5 (1993) 6; S. 303-308 Institut Francais de l`Energie (ed.): Reduction of Emissions of Air Pollutants from New and Existing Combustion Installations less than 50 MW (th); Draft final report; Contract no: B6611-90011041;1991 Jockel, W.; Hartje, J.: Datenerhebung ьber die Emissionen umweltgefдhrdender Schwermetalle; im Auftrag des Umweltbundesamtes FB: 91-104 02 588; Berlin; 1991 Kolar, J.: Stickstoffoxide und Luftreinhaltung; Berlin; 1989 Allhorn, H.; Breme, V.; Strehler, A.;Rogenhofer, H.; Kraus, U.; Hellwig, M.; Schulze Lammers, P.: Verfeuerung von Stroh als Briketts in Kleinanlagen (Hausbrand) und ьber Groballen in Groanlagen (Brennereien, Gдrtnereien) ab 500 kW Heizleistung; Kurzfassung; KfA Jьlich/TU Mьnchen; Bundesministerium fьr Forschung und Technologie (ed.); Bonn; 1987 Deutsche Gesellschaft fьr Mineralцlwissenschaft und Kohlechemie e.V. (DGMK) (ed.): Untersuchungen ьber das Brennverhalten von heutigen und zukьnftigen Heizцlen in Heizkesseln mit Цlzerstдubungsbrennern; Projekt 185; Hamburg, 1984 Rentz, O.; Holtmann, T.; Oertel, D., Obermeier, A. et al.: Konzeption zur Minderung der VOC-Emissionen in Baden-Wьrtemberg; Umweltministerium Baden-Wьrtemberg (ed.); Heft 21; Karlsruhe; 1993 Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В112-26 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько 19 ВЕРСИЯ, ДАТА, ИСТОЧНИК Версия: 3.1 Дата: Декабрь 1995 Источник: Otto Rentz; Dagmar Oertel University of Karlsruhe (TH) Germany 20 сс10104 ВОПРОСЫ Замечания или вопросы по данной главе направлять по адресу: Ute Karl French-German Institute for Environmental Research University of Karlsruhe Hertstr 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 декабрь 2000 г. В112-27 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько сс10104 Ai ПРИЛОЖЕНИЕ 1. СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ Производительность источника выброса i bc Бурый уголь CCGT Газовая турбина комбинированной схемы CFBС Сжигание в циркулирующем псевдоожиженном слое DBB Котлы с сухим золоудалением E Выброс EFi Коэффициент эмиссий источника i, например, в [г/ГДж] fa Поправочный коэффициент при расчете годовых выбросов [ ] fd Поправочный коэффициент при расчете суточных выбросов[ ] fw Поправочный коэффициент при расчете недельных выбросов [ ] FCB Сжигание в псевдоожиженном слое g Газообразное агрегатное состояние GF Сжигание на решетке GT Газовая турбина H Низшая теплота сгорания топлива hc Антрацит IGCC турбинная установка с комбинированным циклом (газификация угля и ПГУ) l Жидкое агрегатное состояние PFBС Сжигание в псевдоожиженном слое под давлением s Твердое агрегатное состояние S Содержание серы в топливе Стац.E Стационарный двигатель t WBB Время Котлы с мокрым золоудалением Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В112-28 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько сс10104 КОДЫ SNAP: 010104 010204 010304 010404 010504 020104 020203 020303 030104 НАЗВАНИЕ ИСТОЧНИКА: ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Газовые турбины КОД NOSE: 101.04 КОДЫ NER: 1A1a 1A1b 1A1c 1 A 2 a-f 1A4a 1A4bI 1A4cI ВКЛЮЧАЕМЫЕ ВИДЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ 1. Газотурбинные установки подпадают под следующие коды классификации CORINAIR SNAP и NFR: SNAP 010104 010204 010304 010404 010504 020104 020203 020303 030104 NFR Коммунальная система электроснабжения - газовые турбины Централизованное теплоснабжение – газовые турбины Нефтеперерабатывающие заводы – газовые турбины Установки по переработке твердого топлива – газовые турбины Отбор газа/газораспределение – газовые турбины Установки коммерческого и административного сектора – стационарные газовые турбины Установки жилищно-коммунального сектора Установки в сельскохозяйственном секторе, лесном хозяйстве и аквакультуре – стационарные газовые турбины Промышленное сжигание – газовые турбины 1А1а 1А1а 1А1b 1A1c 1A1c 1A4а 1A4bI 1A4cI 1 A 2 a-f Выбросы, рассматриваемые в данном разделе, контролируются в процессах сжигания топлива. Учитываются первичные меры снижения выбросов, а именно: используются оптимизационные процессы сжигания в печах и топочных камерах; применяются также вторичные меры – использование процедур, направленных на снижение выбросов вне камеры сгорания. Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В114-1 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько сс10104 2. ВКЛАД В СУММАРНЫЕ ВЫБРОСЫ Данный раздел рассматривает выбросы SOx, NOx, CO, CO2, NMЛОС, CH4, N2O, NH3 и тяжелых металлов (As, Cd, Cr, Cu, Hg, Ni, Pb, Se, Zn, V). Вклад выбросов от некоторых типов газовых турбин в суммарные выбросы стран, входящих в систему инвентаризации CORINAIR90, представлен в таблице 2.1. Таблица 2.1 источников источников. Категория источника Газовые турбины Вклад выбросов от установок сжигания как точечных или площадных в суммарные выбросы системы инвентаризации CORINAIR90 точечных Код SNAP90 01 01 04 01 02 04 02 02 03 03 01 04 SO2 NOx 0 0.39 Вклад в суммарные выбросы (%) НМЛОС CH4 CO CO2 0.07 0.06 0.05 0.35 N2O NH3 0.02 - 0 = выбросы заявлены, но точное количество находится ниже предела округления 0.1% - = нет сообщений о выбросах Наиболее значительным загрязняющим веществом, выбрасываемым из газовых турбин, является оксид азота (NOx). Другими существенными загрязняющими веществами являются углекислый газ (CO2), угарный газ (CO) и летучие органические соединения (не метановые ЛОС и метан (CH4)), выбрасываемые из старых установок. Выбросы закиси азота (N2O), оксида серы (SOx) аммиака (NH3) менее значительны. 3. ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ 3.1 Описание Газовая турбина – двигатель внутреннего сгорания, в котором топливо сжигается с использованием сжатого воздуха. Энергия, высвобождаемая в процессе сжигания топлива, регенерируется генераторной турбинной установкой, приводящей в движение компрессорную турбину (которая поставляет сжатый воздух для горения) и обеспечивающей нагрузку извне. Газовые турбины имеют мощность от нескольких сотен кВт до 500 МВт. В основном, в газовых турбинах используется газообразное топливо – природный газ или продукты газификации угля (установки CCGT или IGCC), или технологический газ. Используется также жидкое топливо – дистиллят светлых нефтепродуктов (например, лигроин, керосин или топочный мазут), а в некоторых случаях другие виды топлива (тяжелое нефтяное топливо). Высокие температуры горения в топочных камерах, достигающие 1300º С, могут быть причиной значительных выбросов (NOx). 3.2 Определения CCGT – парогазовая турбина (ПГУ) IGCC – турбинная установка с комбинированным циклом (газификация угля и ПГУ) SCR - селективное каталитическое восстановление SNCR - селективное некаталитическое восстановление 3.3 Технологии сжигания Носителями нагрузки в промышленности являются генераторы переменного тока или магистральные компрессоры, или вентиляторы или воздушные винты (в воздушных суднах). Газовые турбины промышленного использования могут иметь один вал (все компоненты смонтированы в один ведущий вал) или два-три вала. «Аэропроизводные» промышленные Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В114-2 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько сс10104 газовые турбины были разработаны на основе авиационных силовых установок. Они легче и более пригодны к различным нагрузкам, чем их «тяжелые» эквиваленты. Газовые турбины, используемые для транспорта газа, зачастую работают в условиях неполной нагрузки. В этом случае нагрузка регулируется валом или выходной мощностью. В то же время, газовые турбины, используемые для производства электроэнергии часто работают с полной нагрузкой с регулятором температуры в камере сгорания. На фактическую производительность турбины в условиях регулирования температуры могут оказывать влияние условия окружающей среды (температура воздуха, давление, влажность). Газотурбинная установка открытого цикла, парогазовая установка, парогенераторная установка Газовые турбины открытого цикла обеспечивают мощность на валу, но они не снабжены возможностями регенерации тепла. Магистральные компрессоры или резервные генераторы обычно являются системами открытого цикла. Хотя газовые турбины открытого цикла, предназначенные для резервного производства электроэнергии, не являются чем-то необычным, современные газовые турбины промышленного использования зачастую являются частью парогенераторной установки (например, ТЭЦ, системы ПГУ (CCGT) или турбинные установки с комбинированным циклом (газификация угля и ПГУ) (IGCC)). В парогенераторной установке газовые турбины используются для производства электроэнергии, а парогенератор для регенерации энергии (паровой котел) применяется для получения энергии из отработанных газов. Полученный пар затем используется для выработки дополнительной электроэнергии, при этом используется генератор паровой турбины. В установках IGCC единственным источником выбросов является газовая турбина (топочная камера). В случае ПГУ любой котел, загружаемый ископаемым топливом также должен рассматриваться как источник выбросов. Парогенераторная установка также использует газовую турбину для производства электроэнергии и может использовать выхлопные газы для конвективной и контактной сушки; или, как правило, котел со сбросной теплотой используется для производства пара. Совокупно с ПГУ пар может использоваться для производства электроэнергии, но в первую очередь пар необходим для технологических процессов. В ТЭЦ для того, чтобы как-то приспособить изменяющуюся паровую нагрузку, используются дополнительные камеры сгорания. 3.4 Выбросы Наиболее значительным загрязняющим веществом, выбрасываемым от газовой турбины, является оксид азота (NOx). Другие значимые выбросы – оксид серы (SOx), углекислый газ (CO2), летучие органические соединения (не метановые ЛОС и метан (CH4)), выбрасываемые из старых установок. Выбросы закиси азота (N2O), угарного газа (CO) и аммиака (NH4) менее значимы. Выбросы полициклических органических соединений в виде твердых частиц (ПОС) и тяжелых металлов могут быть достаточно значительными там, где используется тяжелое топливо. 3.5 Средства контроля Технологии, применяемые в борьбе с загрязнениями в газовых турбинах, использовали в качестве «мишени» полноту сгорания и выбросы NOx. Для борьбы с выбросами NOx были использованы следующие технологические методы: Вдувание пара Нагнетание воды Горелки с низким выделением NOx. Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В114-3 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько сс10104 Кроме того, как средство контроля для больших газотурбинных установок были разработаны системы селективного каталитического восстановления (SCR) и селективного некаталитического восстановления (SNCR). Системы использования горелок с низким выделением NOx известны под названием «сухие (бессточные) технологии» т. к процессы производства в этом случае безводны, т.е. не включают вдувание пара или нагнетание воды. 4. УПРОЩЕННАЯ МЕТОДИКА Упрощенная методика подразумевает расчет количества выбросов на основе расчета коэффициентов эмиссий и производительности установок. Упрощенная методика должна использоваться только в случаях отсутствия результатов измерений. Сумма годового выброса определяется из величины, определяющей работу установки за год, умноженной на коэффициент эмиссий (уравнение 1). Годовой выброс = производительность установки (величина за год) х коэффициент эмиссий При определении производительности и коэффициента эмиссий учитывается одна и та же степень агрегации использования имеющихся данных (например, потребление топлива). Различия в проектных и эксплуатационных характеристиках газовых турбин, видах потребляемого топлива и/или средствах контроля подразумевают разные коэффициенты эмиссий. Стандартные величины, представленные в разделе 8, имеют отношение к условиям эксплуатации установки с полной нагрузкой. Пусковые выбросы рассматриваются отдельно, но в случае использования газовых турбин они слишком малы. 5. ДЕТАЛИЗИРОВАННАЯ МЕТОДИКА В принципе, для определения выбросов из газовых турбин должны использоваться конкретные результаты измерений, если таковые имеются. 6. СТАТИСТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ Для расчета производительности установки используется количество потребляемой энергии [GJ], но могут быть использованы и другие соотношения. Данные по числу и размеру газовых турбин, а также по количеству сжигаемого топлива должны предоставляться статистическими управлениями стран или их нужно брать из статистических отчетов ЕВРОСТАТа или ОЭСР. Перечень иллюстративных статистических отчетов представлен в разделе 18. 7. КРИТЕРИИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЧЕЧНЫХ ИСТОЧНИКОВ В соответствии с системой инвентаризации CORINAIR90 установки сжигания Теплоемкостью 300 МВт или Количеством выбросов SO2, NOx или НМЛОС 1000 т/в год2 Должны рассматриваться как точечные источники. В рамках CORINAIR90 другие установки сжигания могут также рассматриваться как точечные источники, но по желанию. Дальнейший необязательный критерий для CO2, выбрасываемого из точечных источников – выброс 300 Гг/год 2 Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В114-4 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько 8. сс10104 КОЭФФИЦИЕНТЫ ЭМИССИЙ, КОДЫ КАЧЕСТВА, ССЫЛКИ При отсутствии более надежных данных могут быть использованы следующие коэффициенты эмиссий: Упрощенная методика В таблицах 8.1 – 8.4 представлены стандартные коэффициенты эмиссий для наиболее значимых загрязняющих веществ в выбросе по категориям SNAP 010104, 010504 и 030104, где возможно; коэффициенты даны для установок, использующих в эксплуатации природный газ с разной степенью контроля за выбросами NOx: Неконтролируемые выбросы Вдувание пара Нагнетание воды Горелки с сухими технологиями, обеспечивающими низкое выделение NOx. В таблице 8.5 представлены коэффициенты эмиссий согласно кодам SNAP. Таблица 8.6 представляет суммарное количество коэффициентов эмиссий по результатам измерений на установках Италии разного срока службы. Таблица 8.1 Методы контроля Рекомендованные коэффициенты эмиссий NOx . Коэффициенты эмиссий NOx, г/ГДж1 Stewart USEPA EMEP/ 1998 CORINAIR Электроэнергия Трубопровод Без контроля 104-312 189 146 160-480 Вдувание пара 46-120 51.6 Нагнетание 115 60.2 воды Горелки с низким 33-86 80 выделением NOx (сух. тех UK NAEI - 44 Примечания: 1. NOx в значении NO2 2. “- “ нет данных 3. Коэффициенты эмиссий согласно USEPA взяты из справочного источника AP-42, 5-е издание, в том числе приложения А и В. 4. Коэффициенты эмиссий по инвентаризации EMEP/CORINAIR взяты из Руководства по инвентаризации выбросов в атмосферу. Данные по точечным источникам. 5. Коэффициенты эмиссии согласно NAEI взяты за 1996 год и представляют электростанции, работающие на газе. Таблица 8.2 Рекомендованные коэффициенты эмиссии CO. Методы контроля Коэффициенты эмиссии СO, г/ГДж1 Без контроля Вдувание пара Нагнетание воды Горелка с низким выделением NOx (сух. тех Stewart 1998 3-120 3-47 20.8 1.2-21 USEPA Электроэнергия Трубопровод 47.3 73.1 68.8 120 - - EMEP/ CORINAIR - UK NAEI 80 44 - Примечания: 1. “- “ нет данных 2. Коэффициенты эмиссий согласно USEPA взяты из справочного источника AP-42, 5-е издание, в том числе приложения А и В. Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В114-5 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько 3. 4. сс10104 Коэффициенты эмиссий по инвентаризации EMEP/CORINAIR взяты из Руководства по инвентаризации выбросов в атмосферу. Данные по точечным источникам. Коэффициенты эмиссий согласно NAEI взяты за 1996 год и представляют электростанции, работающие на газ Таблица 8.3 Методы контроля Рекомендованные коэффициенты эмиссий ЛОС. Коэффициенты эмиссий ЛОС, г/ГДж1) Stewart 1998 USEPA EMEP/ CORINAIR Электроэнергия Трубопровод Нерегулируемые 1.1 - 25 10.3 22.8 2.5-6.1 (CH4) выбросы 2.5-5 (НМЛОС) Вдувание пара 1.3-6.3 “ Нагнетание воды 2.8 “ Горелка с низким 0.6-2.6 “ выделением NOx UK NAEI - 6.0 (CH4) 5.3 (НМЛОС) Примечания: 1. “–”отсутствие данных. 2. ЛОС представлены в виде метана. 3. данные коэффициентов эмиссий согласно перечню USEPA взяты из справочного источника AP-42, 5-е издание, в том числе приложения А и В. 4. коэффициенты эмиссий по данным EMEP/CORINAIR из Руководства по инвентаризации выбросов указаны для конкретных типов газовых турбин и являются данными для точечных источников. 5. коэффициенты эмиссий согласно перечню NAEI даны за 1996 год и представлены для газовых электростанций. Таблица 8.4 Методы контроля Рекомендованные коэффициенты эмиссий N 2O Коэффициенты эмиссии N 2O, г/ГДж1 Stewart 1998 USEPA EMEP/ CORINAIR Электроэнергия Трубопровод Нерегулируемые выбросы 1.1 - 25 10.3 22.8 Вдувание пара Нагнетание воды Горелка с низким выделением NOx 1.3-6.3 2.8 0.6-2.6 - - 2.5-6.1 (CH4) 2.5-5 (НМЛОС) “ “ “ UK NAEI - 6.0 (CH4) 5.3 (НМЛОС) Примечания: 1. “–” отсутствие данных. 2. данные коэффициентов эмиссий согласно перечню USEPA взяты из справочного источника AP-42, 5-е издание, в том числе приложения А и В. 3. коэффициенты эмиссий согласно перечню NAEI взяты за 1996 год и представлены для газовых электростанций. Таблица 8.5. Суммарные коэффициенты эмиссий (КЭ)согласно кодам SNAP (STEWART, 1998) КЭ КЭ КЭ SNAP Описание Контроль над Количество Мощность для для для КОД выбросами обследован газовых NO x CO, ЛОС NO x ных турбин г/ГД г/ГД г/ГД газовых МВт ж1 ж1 ж1 турбин 010104 Электростан Горелка с низким 4 150-215 33-86 1.20.6ции общего выделен. NO x 21 2.6 пользования, Вдувание пара 1 125 120 2.6 газовые Неконтролируемые 2 ~25-125 1984.0 1.1турбины выбросы 250 6.64.2 51 030104 Процессы Нагнетание воды 1 22 115 20.8 2.8 сжигания в Вдувание пара 2 4.8-40 46-91 3-47 1.3промышлен Неконтролируемые 4 6.25-40 140- <3-14 6.3 ности, газовые выбросы 279 1.6турбины 3.0 010504 Отбор/ Неконтролируемые 5 6.25-40 104- 6-120 3.7Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. КЭ для N2O г/ГД ж1 1-7 <9 <9 2 2 <4-4 2-6 В114-6 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько распределение выбросы газа, газовые турбины 312 сс10104 25 Примечания: 1. NO x представлены в виде N 2O 2. ЛОС представлены в виде метана. 3. за исключением больших газовых турбин CCGT, используемых в процессе выработки электроэнергии для коммунальных нужд, данные по многим обследованным газовым турбинам будут использованы в других промышленных секторах. Ни одна из газовых турбин с магистральным компрессором, которую посетили ранее в рамках программы измерений, не была снабжена системой контроля над выбросами NO x. Таблица 8.6. Суммарные коэффициенты эмиссий, рассчитанные по результатам измерений в период с 1997 по 1998 годы, Италия (Казерини и др.). SNAP Город Кол-во Теплоем Потребление КЭ КЭ Система Возраст установок кость топлива СО NOx контроля установки (МВт) (ГДж/год) г/ГДж г/ГДж (*) 010104 CASSANO 3 105 220700 32 222 Вдувание Старая D’ADDA пара 010204 SAN 1 12 337482 34 265 Неконтро Старая DONATO лируемые MILANESE 010204 SAN 2 12 247068 34 263 Неконтро Старая DONATO лируемые MILANESE 010104 TURBIGO 6 400 1547026 71 Низкое Средний выделение срок NOx, сухая службы технология 010104 TURBIGO 7 400 2336386 77 Низкое Средний выделение срок NOx, сухая службы технология 010104 TURBIGO 8 400 4039245 68 Низкое Средний выделение срок NOx, сухая службы технология 010204 SAN 3 15 392070 5.9 157 Вдувание Средний DONATO пара срок MILANESE службы 010204 SAN 4 15 343428 6.1 145 Вдувание Средний DONATO пара срок MILANESE службы 010204 SESTO 1 120 3409998 16 39 Низкое Новая SAN выделение GIOVANNI NOx, сухая технология 010104 BOFFALO 1 205 1766430 5.7 20 Низкое Новая RA SOPRA выделение TICINO NOx, сухая технология 010204 CREMONA 1 26 752536 0.8 108 Вдувание Новая пара * старая-1970-1980 г.; средний срок службы-1980-1990 гг.; новая- >1990 г. 9. СОСТАВ ХИМИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ Количество данных о химических соединениях ограничено. 10. ОЦЕНКА НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ Коэффициенты эмиссий в Разделе 8 имеют оценку неопределенности B/C. Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В114-7 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько 11. НЕДОСТАТКИ/ПРИОРИТЕТНЫЕ ПРЕДЛОЖЕННОЙ МЕТОДИКИ сс10104 СФЕРЫ ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ Коэффициенты эмиссий необязательно являются репрезентативными для всех газотурбинных установок; они могли быть лучшими, если бы было больше данных по установкам разных стран. По выбросам НМЛОС такие установки имеют незначительную долю вклада в суммарные выбросы, и получение данных о выбросах из определенного источника не является приоритетной задачей КРИТЕРИИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО ИСТОЧНИКОВ 12. РАСПРЕДЕЛИНИЯ ПЛОЩАДНЫХ В целом, могут быть предприняты следующие шаги по дезагрегированию площадных источников относительно выбросов из жилищно-бытового сектора дифференциация по пространственным признакам, например, их деление по административно-территориальному признаку (страна, провинция, округ и т.д.), населенным пунктам, (населенные пункты с высокой и низкой плотностью населения); определение регионального коэффициента эмиссий на душу населения в зависимости от плотности населения и вида используемого топлива. При пространственном дезагрегировании источников выбросов от процессов промышленного сжигания учитываются следующие действия: дифференциация по пространственным признакам в отношении промышленных районов; определение коэффициентов эмиссий с учетом количества работников, занятых в промышленности КРИТЕРИИ ВРЕМЕННÒГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ 13. Временное дезагрегирование данных годовых выбросов, источниками которых являются установки сжигания как точечные источники или промышленные установки как площадные источники, может быть определено исходя из временных особенностей производства электроэнергии или ее потребления в определенные периоды времени. Учитываются следующие временные параметры: зимнее и летнее время; рабочие и выходные дни; длительность простоев; время режима частичной нагрузки; количество пусков/режим нагрузки. Для процессов непромышленного сжигания (малые потребители/жилищно-бытовое сжигание) временное дезагрегирование должно учитывать: 14. потребление топлива; градусо-дни отопительного сезона; зимнее и летнее время (периоды подачи тепла); рабочие и выходные дни; колебания нагрузки в течение дня. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ КОММЕНТАРИИ Нет. Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В114-8 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько 15. сс10104 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДОКУМЕНТЫ Для получения дополнительной более детальной информации следует обращаться к главам первого издания Руководства по инвентаризации выбросов в атмосферу согласно EMEP/CORINAIR. 16. ПРОЦЕДУРЫ ВЕРИФИКАЦИИ В целях верификации годовое количество выбросов сопоставляется с независимо полученными оценками выбросов. Эти независимые оценки выбросов могут быть получены исходя из отношения между годовыми выбросами и переменными величинами, такими как численность населения, количество домашних хозяйств, цены на ископаемое топливо, и т.д. Еще одним методом верификации является сравнение плотности загрязнения окружающей среды выбросами например, плотности загрязнения на душу населения или на единицу ВВП стран со сравнимой структурой экономики. 17. ССЫЛКИ Caserini, S. персональная передача данных от имени Regione Lombardia - Servizio Protezione Ambientale e Sicurezza Industriale, Regional Plan for Air Quality - Emission Inventories Unit. Contact: Dott. Angelo Giudici, Ing. Stefano Caserini, Via Stresa 24, 20125 Milano (Italy). Tel +39 02 6765 6752/ 4857; Fax +39 02 6765 4961; E-mail: angelo_giudici@regione.lombardia.it; stefano_caserini@ regione.lombardia.it EMEP/CORINAIR (1996) Atmospheric Emission Inventory Guidebook (1st ed.). European Environment Agency. (Руководство по инвентаризации выбросов в атмосферу, EMEP/CORINAIR (1996); первое издание; Европейское агентство по охране окружающей среды). Stewart R (1998) A survey of Gaseous Emissions to Atmosphere from UK Gas Turbines. AEA Technology Environment, UK. (Выбросы примесных газов в атмосферу из газовых турбин Соединенного Королевства (Великобритании и Северной Ирландии); Технологическая среда АЕА, Соединенное Королевство). US EPA (1996) Compilation of Air Pollutant Emission Factors Vol.1. Stationary, Point and Area Sources. Report AP-42 (5th ed.). (АООС США (1996 г.): Составление коэффициентов эмиссий для веществ, загрязняющих воздух; Том 1.1. Стационарные точечные и площадные источники; отчет AP-42 (пятое издание). UK NAEI (1998) Personal communication. National Environmental Emission Inventory, AEA Technology Environment, UK. (UK NAEI (1998): личное общение. Государственная инвентаризация выбросов в окружающую среду Соединенного Королевства; Технологическая среда АЕА, Соединенное Королевство). 18. БИБЛИОГРАФИЯ Office for Official Publication of the European Communities (ed.): Annual Statistics; Luxembourg (Бюро официальных изданий Европейского сообщества: Ежегодная статистика; Люксембург) Commission of the European Communities (ed.): Energy in Europe - Annual Energy Review; Brussels (Комиссия Европейского сообщества: Энергия в Европе – Ежегодное обозрение по вопросам энергетики, Брюссель) Statistical Office of the European Communities (EUROSTAT) (ed.): CRONOS Databank OECD (ed.): Environmental Data compendium (Статистическое бюро Европейского сообщества (ЕВРОСТАТ): банк данных CRONOS, ОЭСР: сборник данных по охране окружающей среды) Commission of the European Communities (ed.): Energy in Europe; - Annual Energy Review; Special Issue; Brussels (Комиссия Европейского сообщества: Энергия в Европе – Ежегодное обозрение по вопросам энергетики; специальный выпуск, Брюссель) EUROSTAT (ed.): Panorama of EU Industry’94; Office for official publications of the European Communities; Luxembourg (Бюро официальных изданий Европейского сообщества; Люксембург) EUROSTAT Demographic Люксембург) Statistics, Luxembourg (Демографическая Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. статистика, ЕВРОСТАТ, В114-9 ПРОЦЕССЫ СЖИГАНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ И ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Виды сжигания Несколько 19. ВЕРСИЯ, ДАТА И ИСТОЧНИК Версия: Дата: Источник: 2.3 Май 2000 г. Otto Rentz, Dagmar Oertel University of Karlsruhe (TH) Germany Обновленная версия подготовлена: 20. сс10104 Jessica Sully/Michael Wenborn AEA Technology Environment UK КОНТАКТЫ Замечания или вопросы по данной главе направлять по адресу: Haydn Jones AEA Technology Environment E6 Culham Abingdon Oxfordshire OX14 3ED United Kingdom Tel. +44 (0)1235 463122 Fax. +44 (0)1235 463574 Email: haydn.h.jones@aeat.co.uk Руководство по инвентаризации выбросов декабрь 2000 г. В114-10 НЕФТЕ- И ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ УСТАНОВКИ Несколько видов сжигания SNAP КОД: НАЗВАНИЕ ИСТОЧНИКА: ic010302 010302 010303 010305 НЕФТЕ- И ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ УСТАНОВКИ Установки сжигания>=50 <300 МВт (котлы) Установки сжигания <50 МВт (котлы) Стационарные двигатели КОД NOSE: 101.02 101.03 101.05 1А1b КОД NFR: Конкретная методология для данных источников выбросов не разработана, т.к. их вклад в суммарные выбросы страны в настоящее время рассматривается как незначительный, т.е. менее 1% от общего количества выбросов любого загрязняющего вещества. Если вы располагаете другой информацией, просим связаться с руководителями группы экспертов. Руководители группы экспертов по проблемам сжигания и промышленности Jozef Pacyna NILU - Norwegian Institute of Air Research, PO Box 100, N-2007 Kjeller, Norway Tel: +47 63 89 8155 Fax: +47 63 89 80 50 Email: jozef.pacyna@nilu.no Giovanni de Santi JCR (Joint Research Centre), Via Enrico Fermi 1, 21027 ISPRA (VA), Italy Tel: +39 0332 789482 Fax: +39 0332 785869 Email: giovanni.de-santi@jrc.it Pieter van der Most HIMH-MI-Netherlands, Inspectorate for the Environment, Dept for Monitoring and Information Management, PO Box 30945, 2500 GX Den Haag, The Netherlands Tel: +31 70 339 4606 Fax: +31 70 339 1988 Email: pieter.vandermost@minvrom.nl Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 г. В132-1 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 ic010306 SNAP КОД: 010306 НАЗВАНИЕ ИСТОЧНИКА: НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Технологические печи Код NOSE: 104.08.03 Код NFR: 1 1А1b ВКЛЮЧАЕМЫЕ ВИДЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В данной главе рассматриваются загрязняющие вещества, выбрасываемые в результате процессов сжигания на нефтеперерабатывающем заводе. Процессы обеспечивают бесконтактный нагрев сырой нефти и нефтепродуктов. Учитываются первичные меры по снижению выбросов (если они есть). Выбросы происходят при сжигании тяжелого топлива, нефтезаводского газа и/или нефтяного кокса. Учитываются также установки термического крекинга. Исключаются следующие источники выбросов: ТЭС, построенные на территории нефтеперерабатывающих заводов (вырабатывающие пар и/или электроэнергию), не учитываются также двигатели внутреннего сгорания и газовые турбины, которые рассматриваются в главах В111 “Установки сжигания как точечные источники” и В112 “Установки сжигания как площадные источники”; жидкий каталитический крекинг/СО-котлы рассматриваются в рамках SNAP 040102. Установки для регенерации серы рассмотрены в SNAP 040103; сжигание отходящих газов в факеле в нефтяной промышленности освещено в SNAP 090204 (обработка и захоронение твердых отходов). Выбросы в результате конкретных процессов нефтепереработки на нефтеперерабатывающих заводах рассмотрены в SNAP 040104 “Хранение и обработка нефтепродуктов на нефтеперерабатывающем заводе”. 2 ВКЛАД В СУММАРНЫЕ ВЫБРОСЫ В Таблице 1 представлены данные о вкладе выбросов от технологических печей в общее количество выбросов в странах, имеющихся в данных инвентаризации CORINAIR90. Таблица 1: Вклад в суммарные выбросы CORINAIR`90 (28 стран) Категория SNAP источников код* согласно данным инвентаризации Вклад в суммарные выбросы [%] SO2 NOx НМЛОС CH4 CO CO2 Бесконтактные 01 03 06 1.4 0.5 0.2 0 0.1 1.0 технологические печи - данные о выбросах отсутствуют 0 данные о выбросах имеются, но точное количество ниже предела округления (0.1%) * SNAP90 код 030201 N2O NH3 0.2 - На современном нефтеперерабатывающем заводе до 80%, а в некоторых случаях даже 90% всех выбросов SO2, большинство выбросов NOx и твердых частиц (вместе с тяжелыми металлами) зависит или непосредственно связано с видами используемого топлива и их соответствующей доли в общем потреблении топлива на заводе [14]. Состав суммарных выбросов нефтеперерабатывающего завода можно показать на примере выбросов SO2 и NOx (Западная Европа) [1, 9]. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-1 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 SO2: - технологические печи и котлы: - FCC установки (CО котлы): - установки для регенерации серы: - сжигание отходящих газов в факеле: - другие источники (газовые турбины, стационарные двигатели): NОx: - технологические печи: - котлы: - FCC установки (СО-котлы): - двигатели (для насосов и т.д.): - газовые турбины и системы - с комбинированным циклом: ic010306 69% от общих выбросов SO2 по нефтеперерабатывающим заводам 7% “ 10% “ 9% “ 6% “ 46% от общих выбросов NОx по нефтеперерабатывающим заводам 17% “ 16% “ 11% “ 10% “ Вклад выбросов от технологических печей в суммарные выбросы SO2 и NОx на нефтеперерабатывающих заводах составляет около 40%, при этом выбросы от этих заводов составляют около 1% от общих антропогенных выбросов (в среднем для SO2 и NOx). 3. ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ 3.1 Описание Технологические печи являются наиболее значительными источниками выбросов в этом секторе. В большинстве нефтеперерабатывающих технологических процессов необходима подача тепла для повышения температуры сырья до необходимой величины. Для этого используются технологические печи и, если процесс технологической обработки замкнутый, каждый вид обработки имеет свой собственный отопительный агрегат. 3.2 Определения Крекинг 3.3 один из видов обработки в процессе нефтепереработки, когда происходит расщепление длинноцепочечных углеводородов на углеводороды с короткой цепью. Разделяются два типа крекинга: каталитический и термический. Наиболее распространенным типом крекинга является каталитический крекинг (например, FCС). Термический крекинг менее значителен, за исключением легкого крекинга (термического крекинга высококипящих остаточных нефтепродуктов). Технологии сжигания Технологические печи устанавливаются, например, как трубчатые крекинг-печи или устройства предварительного нагревания; чаще всего их располагают около установок атмосферной дистилляции, перед вакуумной дистилляцией, перед крекинг-печью для легкого крекинга, перед агрегатами FCC, перед установками термического крекинга3 и перед установками регенерации серы. Горелки чаще всего помещаются на дне установок. Нефтеперерабатывающие заводы могут иметь от 4 до более чем 40 технологических печей, в зависимости от сложности операций. Нефтезаводской газ, образующийся в ходе переработки нефти, в основном является топливом для технологических печей. Различные процессы дают разный по качествам и по составу нефтезаводской газ. Однако основными компонентами газа являются водород и легкие углеводороды. В принципе на нефтеперерабатывающем заводе установки термического крекинга имеют меньшее значение на нефтеперерабатывающих предприятиях, но они используются в нефтехимической промышленности (например, олефиновые крекинг-установки ) 3 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-2 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 ic010306 используется газообразное топливо (нефтезаводской газ, иногда природный газ [14]), к которому добавляются жидкие виды топлива (тяжелая топливная нефть или другие остаточные продукты нефтепереработки) и твердое топливо (нефтяной кокс). Во многих случаях используются двойные горелки, к которым подается газ и жидкое топливо одновременно. Колонки могут также подогреваться путем использования пара, образовавшегося в котле в процессе переработки. Топливо для производства пара может отличаться от топлива торгового сорта, так как по своей природе это ресурс оптимального использования на нефтеперерабатывающем заводе в определенное время. 3.4 Выбросы В рассматриваемых процессах существенными загрязняющими веществами являются оксиды серы (SОx), оксиды азота (NOx) и углекислый газ (СО2). При использовании любого вида топлива количество выбросов SO3 незначительно. При нормальной работе выбросы углекислого газа (СО), закиси азота (N2O) и тяжелых металлов также невелики. Выбросы летучих органических соединений (неметановых ЛОС и метана (CH4)) незначительны. Выбросы аммиака (NH3) обычно не учитываются. Выбросы, рассматриваемые в данном разделе, связаны с непрерывной эксплуатацией нефтеперерабатывающего завода. Загрязняющие вещества выделяются через дымовую трубу. Возможно частое открытие и закрытие заслонки печи из-за неожиданных изменений условий или при регулярных остановках (например, для текущего ремонта). Выбросы диоксида серы (SO2) напрямую связаны с содержанием серы в используемом топливе. Серосодержание в нефтезаводском газе составляет от 0.01 до 5%, в среднем 0.8% [2]. Нефтезаводской газ выделяется почти на всех установках, связанных с получением углеводородов. Эти газы можно разделить на газы, содержащие и не содержащие серу: [14] - источники газов, не содержащие серу:4 -- установки для изомеризации, установки для каталитического реформинга, установки по производству водорода, газификация кокса в некоторых циклах обработки кокса, - источники газов, содержащих серу:5 -- перегонка сырой нефти, гидроочистка, гидродесульфуризация, каталитический крекинг, термический крекинг /коксование/ легкий крекинг, перегонки тяжелого остатка, улавливание газов, сжигаемых в факеле6, газификация кокса в некоторых циклах обработки кокса [14]7. Источниками жидкого топлива, используемого на нефтеперерабатывающих заводах, являются различные процессы (например, дистилляция сырой нефти, перегонка высоким вакуумом, термический или каталитический крекинг). В целом, жидкое топливо включает в себя следующие компоненты: атмосферные и вакуумные остатки, остаток термического крекинга, тяжелый мазут, образующийся в процессе каталитического крекинга и остаток гидрокрекинга. Серосодержание в жидком топливе, применяемом на нефтеперерабатывающих заводах и/или в его компонентах, представлено в Таблице 2. [14] Вследствие использования катализаторов, чувствительных к сере, в процессе изомеризации и каталитического реформинга, эти процессы нуждаются в сырье, не содержащем серу. В результате, газовые потоки, выходящие из этих установок, действительно не содержат серу. Газы, получаемые при производстве водорода и из установок для газификации, также можно очистить от серы [14]. 5 Большинство других газов, получаемых на нефтеперерабатывающих заводах, содержат сероводород (H 2S) и часто небольшие количества меркаптанов. 6 Система улавливания газов, сжигаемых в факеле, является фактически предохранительным устройством на нефтеперерабатывающем заводе, и при нормальных условиях выбросы в ней отсутствуют [14]. 7 Описание некоторых установок см. в главе В411 “Технологическая обработка нефтепродуктов” 4 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-3 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 Таблица 2: ic010306 Серосодержание в жидком топливе, применяемом на нефтеперерабатывающих заводах (см. далее п. [14]) Остаток Атмосферный остаток Вакуумный остаток Крекинг-остаток Серосодержание в остатке [вес.-%] Сырая нефть Северного моря Ближневосточная сырая нефть 0.6 - 1.1 2.3 - 4.4 1.1 - 1.8 3.6 - 6.1 нет данных 3..5 – 6..5 Однако, возможно более низкое содержание серы в жидком топливе, используемом на нефтеперерабатывающем заводе (например, в Швеции используется жидкое топливо с содержанием серы 0.4-0.5 вес.-% [ ср.15]). Среднее содержание серы в жидком топливе, используемом на нефтеперерабатывающих заводах, составляет 2.8 вес.-% [ср.2]. Средневзвешенное серосодержание в смеси нефтезаводского газа и тяжелой топливной нефти может быть представлено в виде 1.7 вес.-% [2]. Содержание серы в нефтяном коксе, получаемом и потребляемом на нефтеперерабатывающих заводах, зависит от типа используемой сырой нефти/фракций. Серосодержание в коксе меняется от 0.93 вес.-% серы (нефтяной кокс, получающийся в процессе замедленного коксования) до 1.4 вес.-% серы (нефтяной кокс, получающийся в процессе жидкого коксования) [6]. Образованные оксиды азота (NOx) можно разделить на “топливный-NO”, “термический-NO” и “мгновенный-NO” (см. главу В111 “Установки сжигания как точечные источники” (раздел 3). Образование “мгновенного-NO” в пределах рассматриваемых температур можно проигнорировать. “Топливный-NO” образуется в результате окисления топлива, содержащего азот. Для жидкого топлива содержание азота в тяжелой топливной нефти меняется от 0.1 до 0.8 вес.-% [7]. Количество азота в газообразном топливе (нефтезаводской газ) и твердом топливе (нефтяной кокс содержит около 0.2 вес.-% [6]) незначительно. Источниками относительно высоких выбросов NOx могжет быть оборудование термического крекинга в нефтехимической промышленности (например, в установках олефинового крекинга концентрации могут быть от 130 до 1600 мг/м3 [18]). Образование NОx определяется конструкцией горелки для сжигания отходящих газов и печи, а также условиями эксплуатации. Выбросы NОx для действующих и новых (оптимизированных) печей, применяемых на нефтеперерабатывающих заводах, значительно различаются (см. Таблицу 3). Таблица 3: Диапазон выбросов NОx для существующих и новых (оптимизированных) печей, применяемых на нефтеперерабатывающих заводах (в соответствии с [14]) 1) Тип технологических печей Газ 2) Установленная печь Печь оптимальной конструкции с горелкой для сжигания отходящих газов 1) 2) 3) 4) 160-1.300 100-200 Выбросы NОx [мг/м3] Топливо, используемое на нефтеперерабатывающих заводах 3) 280-1.000 около 250 4) Кроме раздельного использования газа и жидкого топлива, на некоторых нефтеперерабатывающих заводах в одной печи сжигают смесь газа и жидкости, так что выбросы могут значительно отличаться от величины, приведенной для случая горения газа [14]. Меньшая величина соответствует горению природного газа [14]. Остаток термического крекинга [14]; жидкое топливо. По сообщениям, горелки для сжигания отходящих газов с низким выходом NО x не пригодны для жидкого топлива низкого качества [14]. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-4 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 ic010306 Выбросы оксида углерода (СО), метана (СН4) и не метановых летучих органических соединений, в основном, связаны с плохо регулируемыми процессами горения; при правильном управлении процессами величина выбросов очень мала. Выбросы тяжелых металлов зависят, главным образом, от типа используемого топлива; при этом учитывается только жидкое и твердое топливо. Большинство тяжелых металлов (As, Cd, Cr, Cu, Hg, Ni, Pb, Se, Zn, V) вырабатывается, как правило, в виде соединений (например, хлоридов), связанных с частицами (“Установки сжигания как точечные источники”, раздел 9). В случае использования тяжелой топливной нефти основными загрязняющими веществами являются Ni и V. На нефтеперерабатывающих заводах существует 2 источника выбросов микрочастиц; первый – технологические печи и котлы, и второй - FCC-установки (СО котлы), не рассматриваемые в данном документе. Их вклад в суммарные выбросы примерно одинаковый [8]. 3.5 Меры по снижению выбросов Выбросы SO2 от технологических печей ограничиваются только с помощью использования топлива с низким содержанием серы (например, вместо жидкого топлива применяется газообразное, которое содержит меньшее количество серы). Для сокращения выбросов NOx предусматриваются только первичные меры (например, горелка для сжигания отходящих газов с низким выходом NОx, рециркуляция отходящих газов). КПД снижения выбросов для горелки с низким выходом NОx составляет от 10 до 30%, для газохода рециркуляции отходящих газов - от 5 до 15%. В агрегатах термического крекинга в нефтехимической промышленности (например, крекинг олефинов) могут также быть установлены вторичные меры по снижению выбросов (например, SCR, SNCR) [18]. 4./5. УПРОЩЕННАЯ И ДЕТАЛИЗИРОВАННАЯ МЕТОДИКИ Оба подхода относятся к расчету выбросов с использованием коэффициентов эмиссий и данных о производительности, которые обсуждаются ниже. “Упрощенная методика” считается общим подходом, при котором данные о производительности относятся к цифрам производства. “Детализированная методика” - рекомендованный подход, при котором данные потребления топлива в нефтеперерабатывающих технологических печах есть для каждого завода. Оба подхода рассматривают все значительные выбросы соответствующих загрязняющих веществ. Годовые выбросы определяются из данных о производительности (уравнение 1) и коэффициента эмиссий: Ei = EFi A Ei EFi A (1) годовые выбросы SO2; коэффициент эмиссий SO2 производительность. Производительность А и коэффициент эмиссий SO2 EFi должны определяться на одном уровне агрегации с использованием доступных данных (например, расход топлива). Методика CORINAIR`90 требует использование данных по производительности нефтеперерабатывающих технологических печей, которые напрямую связаны с видом потребляемого топлива (в ГДж/год). Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-5 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 4.1 ic010306 Упрощенная методика Упрощенная методика соответствует подходу, при котором учитывается производительность путем проведения аналогий со сходными установками и данными литературных источников. Здесь допускается, что необходимые данные о производительности (по CORINAIR`90) отсутствуют (см. уравнение (1)). На практике следует использовать статистические данные (см. также раздел 6) которые содержат только данные по расходу сырой нефти в [т/год]. В некоторых опубликованных статистических данных стран есть информация о производительности отдельных нефтеперерабатывающих заводов. Чтобы аппроксимировать данные, относящиеся к подаче энергии в технологические печи в [ГДж/год], следует учитывать удельное потребление энергии, как это дано в уравнении (2): АCOR = F AStat (2) АCOR данные о производительности в CORINAIR-совместимых единицах (потребляемая энергия) [ГДж] F удельное потребление энергии (потребляемая энергия/масса сырой нефти [ГДж/т]) AStat данные о производстве, взятые из статистических данных (масса сырой нефти [т]) Для определения удельного потребления энергии F следует учитывать собственное потребление нефтеперерабатывающего завода. Это собственное потребление составляет приблизительно 5% (среднее значение для 1990 года) от общего потребления (сырая нефть и промежуточные продукты) [3,5]. Для нефтеперерабатывающих заводов с гидросепарацией8 потребность топлива может быть между 2 и 3 вес.-% и для всего комплекса нефтеперерабатывающих заводов с высоким преобразованием 6 и 8 вес.-%. Топливо, потребляемое для собственных нужд, включает в себя тяжелую топливную нефт (около 35%), нефтяной кокс (около 10%), газ от нефтепереработки (около 55%), нефтяной газ составляет <1%, что очень незначительно. [3]. Однако использование упрощенного подхода влечет за собой значительные неопределенности. В этой связи в данном издании коэффициенты эмиссии не приводятся. 4.2 Детализированная методика Детализированная методика рассматривает подход, при котором каждый конкретный завод рассматривается отдельно и учитывается, насколько возможно, конкретная информация по данному заводу. Здесь, имеются сравнимые данные CORINAIR`90 по технологическим печам, (зависящие от вида потребляемого топлива (в [ГДж/год]). В двух последующих разделах даются конкретные подходы для определения коэффициентов эмиссий SO2 и СО2. 4.2.1 Коэффициент эмиссии SO2 Коэффициенты эмиссии SO2 в [г/ГДж], приведенные в Таблице 6, (см. раздел 8) основаны на данных используемой литературы. Выбросы SO2 могут положительно коррелировать с серосодержанием в топливе и расходом топлива. Коэффициенты эмиссий для SO2 в [г/ГДж] могут быть получены по уравнению (2): EFSO2 2CSfuel EFSO2 1 106 Hu коэффициент эмиссий SO2 [г/ГДж], (2) Самые простые типы нефтеперерабатывающих установок , так называемые “установки с гидросепарацией дают очень низкое преобразование в различные продукты. Распределение продукта в основном определяется составом обрабатываемой поверхности сырой нефти, и изменение производственного метода не имеет большого значения [14]. 8 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-6 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 CSfuel серосодержание в топливе [вес.-%] Hu значение низшей теплоты сгорания [МДж/кг]. ic010306 При отсутствии данных рекомендуется использовать следующие величины по умолчанию: Содержание серы в топливе: см. раздел 3,4 значение низшей теплоты сгорания: см. Таблица 4. Таблица 4: Значения низшей теплоты сгорания применяемых на нефтеперерабатывающих заводах Используемое топливо Нефтяной кокс Газойль Тяжелая топливная нефть Нефтезаводской газ 4.2.2 NAPFUE код 110 204 203 308 различных видов топлива, низшая теплота сгорания [МДж/кг] [10] 29..31 42.70 41..03 48..36 Коэффициенты эмиссии СO2 Коэффициенты эмиссии СO2, основанные на данных используемой литературы, представлены в Таблице 6 (раздел 8). Эти коэффициенты можно рассчитать по уравнению (3) с применением аппроксимации по химическому составу нефти, газа и кокса (см. Таблицу 5): EFCO2 MCO2 Mi 1 10 6 Hu (3) EFCO2 коэффициент эмиссии CO2 [г/ГДж] MCO2 молекулярный вес СО2 [г/моль] Mi Hu молекулярный вес топлива i (см. Таблицу 5) [г/моль] Значение низшей теплоты сгорания [МДж/кг]. Таблица 5: Аппроксимации для молекулярного веса [3] Используемое топливо Топливный мазут Нефтяной кокс Нефтезаводской газ 1) Аппроксимация НС С СН4/С2Н6 Молекулярный вес [г/моль] 13 12 231) был принят средний молекулярный вес, так как обе фракции включены в пропорции 50:50 4.2.3 Коэффициенты эмиссий для других загрязняющих веществ Коэффициенты эмиссий для загрязняющих веществ NOx, CH4, НМЛОС, CO и N2O, приведенные в Таблице 6 (см. раздел 8), основаны на справочных данных опубликованных источников и зависят от видов используемого топлива. Коэффициенты эмиссий для тяжелых металлов приведены в Таблице 7 (см. Раздел 8). 6 СТАТИСТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ Для определения количества сырой нефти, пропускаемой через установку или систему могут быть использованы данные указанных ниже статистических источников. Потребление промежуточных продуктов учитывается отдельно. В статистике некоторых стран также публикуются данные о собственном общем расходе топлива на нефтеперерабатывающих заводах. Служба статистики Европейского сообщества (EUROSTAT): CRONOS Databank; 1993 (Производство сырой нефти ХХ 93 0603 3, Переработка сырой нефти ХХ 93 0604 3) Бюро официальных изданий Европейского сообщества: Ежегодная статистика, 1990 г.; Люксембург; 1992 Информация относительно европейских нефтеперерабатывающих предприятий дается также в Concawe (Den Haag). Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-7 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 ic010306 КРИТЕРИИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЧЕЧНОГО ИСТОЧНИКА 7 В соответствии с методикой CORINAIR`90 нефтеперерабатывающие заводы рассматриваются как точечные источники. Технологические печи рассматриваются в целом как часть нефтеперерабатывающего завода. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЭМИССИЙ, КОДЫ КАЧЕСТВА, ССЫЛКИ 8 В Таблице 6 представлены коэффициенты эмиссий некоторых отдельных загрязняющих веществ, основанные на данных используемой литературы. Таблица 6: Коэффициенты эмиссий газообразных загрязняющих выбрасываемых из технологических печей при нефтепереработке 10) Тип топлива NAPFUE код SO2 [г/ГДж] s1) кокс нефтяной 110 12) нефть мазут 203 g газ g3) газ g газ 1/ cмесь g 245 – 1.9629) Природн. 301 0.7 - 4329) Сжижен. 303 1.79) нефтяной 308 12.5 нефтезаво 1.4239) дской мазут/газ - 2204) г/т Коэффициенты эмиссий NOx НМЛОС CH4 CO [г/ГДж] [г/ГДж] [г/ГДж] [г/ГДж] 3007) 100 - 2108) 1 - 419) 0.1 775 - 3289) 3.59) 3509) 1.4 - 1409) 0.3 - 79) 0.3 - 49) 1.3 149) 69) 2809) 459) 8) 7) 9) 6) 90 , 140 , 0.3 - 10 0.3 1556), 30 0.3 - 49) 2806) 1598), 10 35 -7569) 2809) 3504) г/т веществ, CO2 [кг/ГДж] 1015) 785) 53 - 799) 53 - 559) 649) N2O [г/ГДж] 227) г/т 227) г/т 2 - 229) 1.5 - 229) 1.59) 604),6), 1.56), 9) 10 -57 0.3 - 229) 227) г/т В CORINAIR`90 также были опубликованы NAPFUE-коды 103 и 105 В CORINAIR`90 также был опубликован NAPFUE-код 204 3) В CORINAIR`90 также был опубликован NAPFUE-код 303 4) CONCAWE [9], диапазон коэффициентов эмиссий для SO2 : 70-430 г/т 5) BMU, Германия 1993 [12] 6) BMU, Германия 1994 [16] 7) CORINAIR [4] 8) CONCAWE [1] 9) Данные CORINAIR90 10) На данном этапе отсутствуют коэффициенты эмиссий для термического крекинга. 1) 2) Таблица 7: Коэффициенты эмиссий для тяжелых металлов, содержащихся в газообразном топливе, сжигаемом в технологических печах нефтеперерабатывающего завода [13] Источник Коэффициенты выбросов1) [г/TДж] Cr (total) Cr6+1) (Hex) As Cd Технологические печи Одна стадия с горелкой (LNB) с низким выходом NOx с предварительным подогревом воздуха печь реформинга 1) 0.10 0.05 0.05 0.09 0.19 0.01 0 0.19 0.03 0 0 0 0.01 0 0.14 0 Cr6+ указан отдельно, поскольку вещество очень токсично. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-8 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 ic010306 Для технологических печей, работающих на жидком топливе, коэффициенты эмиссий тяжелых металлов примерно соответствуют значениям, представленным в. Таблице 31 в главе В111 “Установки сжигания как точечные источники”. Отходы как продукт, используемые на нефтеперерабатывающих заводах в качестве топлива, не обязательно сопоставимы с тяжелым топливным мазутом. Поэтому, для расчета выбросов тяжелых металлов необходимы данные о химическом составе отходов [17]. 9 СОСТАВ ХИМИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ Химический состав соединений (оксиды серы и азота) сравним с составом выбросов от установок сжигания. Детально это изложено в главе В111 “Установки сжигания как точечные источники” (раздел 9). 10 ОЦЕНКИ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ На данном этапе информация отсутствует. 11 НЕДОСТАТКИ/ПРИОРИТЕТНЫЕ СФЕРЫ ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ПРЕДЛОЖЕННОЙ МЕТОДИКИ Наиболее слабые обсуждаемые здесь аспекты связаны с коэффициентами эмиссий и операционными характеристиками установок. Данные, содержащиеся в программе инвентаризации CORINAIR`90, могут быть использованы только для рассмотрения диапазона коэффициентов эмиссий. Для разработки этих коэффициентов, которые будут учитывать технические условия эксплуатации и характеристики топлива требуются дальнейшие исследования. Большая часть нефтеперерабатывающих заводов перерабатывает сырую нефть и промежуточные продукты, поступающие из других нефтеперерабатывающих заводов. Потребность в энергии, необходимой для переработки промежуточных продуктов отличается от потребности энергии, требуемой для переработки сырой нефти. Доля перерабатываемых промежуточных продуктов значительно варьируется. Поэтому работа в дальнейшем должна быть направлена на получение совокупности характеристических параметров потребления энергии (собственное потребление) нефтеперерабатывающего завода, которые можно будет использовать в целях инвентаризации выбросов. 12 КРИТЕРИИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДЛЯ ПЛОЩАДНЫХ ИСТОЧНИКОВ 13 КРИТЕРИИ ВРЕМЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ Временное распределение данных годовых выбросов (нисходящий анализ) делит выбросы по месяцам, неделям, дням и/или часам. Временное распределение годовых выбросов из технологических печей нефтеперерабатывающих заводов можно получить, принимая во внимание: время работы и колебания нагрузки. Данные годового периода эксплуатации установок на заводах содержатся в статистической информации. В принципе эти заводы работают непрерывно в течение года, за исключением простоя во время ремонтных работ. Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-9 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 ic010306 Нагрузка определяется меняющимся спросом на нефтяные продукты. Информацию относительно изменения в количестве производимой продукции или потребности в продукции нефтеперерабатывающего завода можно получить непосредственно у операторов завода. (Примечание: краткосрочная потребность в продукции может быть удовлетворена за счет продуктов, хранящихся в резервуарах). 14 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ КОММЕНТАРИИ 15 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДОКУМЕНТЫ 16 ПРОЦЕДУРЫ ВЕРИФИКАЦИИ Как показано в главе “Концепции верификации инвентаризации выбросов”, рекомендуются различные процедуры верификации. Процедуры верификации, представленные в данном разделе, базируются в основном на верификации данных о выбросах на уровне страны и уровне установки. Верификация на уровне установки осуществляется путем сравнения выбросов/коэффициентов эмиссий, рассчитанных по результатам измерений. 17 ССЫЛКИ 1. Concawe (ed.): Contribution of petroleum refineries to emissions of nitrogen oxides; report no. 9/84 2. Concawe (ed.): Emissions and effluents from European refineries; report no. 6/77; Den Haag; 1977 3. Personal communications with the German "Mineralцlwirtschaftsverband"; 1993 4. CITEPA (ed.): CORINAIR Emission Factor Handbook, part I: Default Emission Factors from stationary sources; second edition; 1992 5. Rentz,O.; Holtmann,T.; Oertel,D.et al: Konzeption zur Minderung der VOC-Emissionen in Baden-Wьrttemberg; Umweltministerium Baden-Wьrtemberg (ed.), Karlsruhe (Germany); 1993 6. Riediger, Bruno: Die Verarbeitung des Erdцls; Berlin, Heidelberg, New York; 1971 7. Kolar, Jьrgen: Stickstoffoxide und Luftreinhaltung; Berlin, Heidelberg, New York; 1990 8. Concawe (ed.): Sampling and measurement of particulate emissions from refinery installations; report no. 4/80: Den Haag; 1986 9. Concawe (ed.): Sulphur dioxide emissions from oil refineries and combustion of oil products in western Europe in 1979 and 1982; Den Haag, 1985 10. MWV - Mineralцlwirtschaftsverband (ed.): Mineralцlzahlen, Hamburg; 1992 11. CORINAIR90 Emission Inventory (Proposals)-working paper for the 19 - 20 September 1991 meeting - Annex 4: Definition of Large Point Sources 12. Bundesministerium fьr Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (ed.):UmweltpoltikKlimaschutz in Deutschland, Nationalbericht der Bundesregierung fьr die Bundesrepublik Deutschland in Vorgriff auf Artikel 12 des Rahmenьbereinkommens der Vereinten Nationen ьber Klimaдnderungen; 1993 13. Taback, H. J.; Ritter; Karin: Improving emission factors and harp profiles for the petroleum industry; in: Proceedings of the Conference on "Emission Inventory Issues", US-EPA and AIR. Waste Management Association (ed.); Pittsburgh; 1993 14. Technical note on the best available technologies to reduce emissions of pollutants into the air from the refining industry; Application of articles 7 & 13 of the Directive 84/360 EEC 15. Ms. Froste, Mr. Kvist, Mr. Jansson; personal communication; February 1995 Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-10 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 ic010306 16. Bundesministerium fьr Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (ed.): Umweltpolitik Klimaschutz in Deutschland, Erster Bericht der Regierung der Bundesrepublik Deutschland nach dem Rahmenьber-einkommen der Vereinten Nationen ьber Klimaдnderungen; 1994 17. 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 18. Mr. Drechsler (Umweltbundesamt, Berlin): Personal communication (paper); December 1995 18 БИБЛИОГРАФИЯ 19 ВЕРСИЯ, ДАТА, ИСТОЧНИК Версия: 2.1 Дата: Декабрь 1995 Источник: Otto Rentz; Dagmar Oertel University of Karlsruhe (TH) Germany 20. КОНТАКТЫ Замечания или вопросы по данной главе просим 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 года В136-11 НЕФТЕ- И/ИЛИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ Виды сжигания - 010306 ic010306 Сокращения FCC g l LNB s SCR SNCR Жидкий каталитический крекинг Газообразное состояние Жидкое состояние Печь с низким выбросов NOx Твердое состояние Селективное каталитическое восстановление Селективное не-каталитическое восстановление Руководство по инвентаризации выбросов 15 февраля 1996 года В136-12 ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД Виды сжигания – 010402-010407 НАЗВАНИЕ ИСТОЧНИКА: ic010402 ТОПЛИВОПЕРЕРАБАТЫВЮЩИЙ ЗАВОД Виды сжигания Установки сжигания >= 50 and < 300 МВт (котлы) Установки сжигания < 50 МВт (котлы) Газовые турбины Стационарные двигатели Другие виды (газификация и сжижение угля,...) SNAP КОД КОД NOS КОД NFR 010402 101.02 1A1c 010403 010404 010405 010407 101.03 101.04 101.05 104.08.02 1A1c 1A1c 1A1c 1 A 1c Конкретная методология для данных источников выбросов не разработана, т.к. их вклад в суммарные выбросы страны в настоящее время рассматривается как незначительный, т.е. менее 1% от общего количества выбросов любого загрязняющего вещества. Если вы располагаете другой информацией, просим связаться с руководителями группы экспертов. Руководители группы экспертов по проблемам сжигания и промышленности Jozef Pacyna NILU - Norwegian Institute of Air Research, PO Box 100, N-2007 Kjeller, Norway Tel: +47 63 89 8155 Fax: +47 63 89 80 50 Email: jozef.pacyna@nilu.no Giovanni de Santi JCR (Joint Research Centre), Via Enrico Fermi 1, 21027 ISPRA (VA), Italy Tel: +39 0332 789482 Fax: +39 0332 785869 Email: giovanni.de-santi@jrc.it Pieter van der Most HIMH-MI-Netherlands, Inspectorate for the Environment, Dept for Monitoring and Information Management, PO Box 30945, 2500 GX Den Haag, The Netherlands Tel: +31 70 339 4606 Fax: +31 70 339 1988 Email: pieter.vandermost@minvrom.nl Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 г. В142-1 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 SNAP КОД: ic010406 010406 040201 НАЗВАНИЕ ИСТОЧНИКА: Установки по переработке твердого топлива Коксовые печи (Утечки через заслонку и вследствие тушения) КОД NOSE 104.12 КОД NFR 1A1c 1B1b 1 ВКЛЮЧАЕМЫЕ ВИДЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ Производство кокса можно разделить на следующие этапы: Обработка и складирование угля, загрузка печи, коксование угля, тушение кокса и очистка газа коксовой печи. В данной главе рассматриваются процессы сжигания в коксовой печи (SNAP 030202), а также утечки через заслонку и тушение (SNAP 040201). На рис.1 дается ориентационный план коксохимического завода, этапы процесса выбросов и блок извлечения побочных продуктов коксования. Рис.1: Ориентационный план коксохимического завода [20] Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-3 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 ВКЛАД В СУММАРНЫЕ ВЫБРОСЫ 2 Таблица 2-1: Вклад в суммарные выбросы, согласно перечню CORINAIR`90 (28 стран) Категория источника Коксовые печи Коксовые печи (утечки через заслонку и вследствие тушения) SNAPкод 01 04 06* 04 02 01 SO2 0.5 0.1 Вклад в суммарные выбросы [%] NOx НMЛOC CH4 CO СО2 N2O NH3 0.3 0 0 0.2 1.0 0.1 0.2 0.1 0.5 0.1 0.1 - = данные о выбросах отсутствуют 0 = данные о выбросах имеются, но точная величина ниже предела округления (0.1%) * = SNAP90 код 030202 Таблица 2-2: Вклад в суммарные выбросы тяжелых металлов, согласно перечню OSPARCOMHELCOM-UNECE за 1990 год (до 38 стран) Категория источника SNAPкод Вклад в суммарные выбросы[%] As Коксовые печи (утечки через заслонку и 040201 вследствие тушения) Cd Cr Cu Hg Ni Pb Zn 0.3 1.3 1.3 0.2 1.0 0.1 0.1 0.1 Значительны также выбросы стойких органических загрязнений. Согласно данному перечню OSPARCOM-HELCOM-UNECE, выбросы от коксовых печей составили 3.1 % от общего количества выбросов ПАУ в 1990 году Маловероятно, что производство кокса является источником выделения серогексафторида (SF6), гидрофторуглерода (HFCs) или перфторуглерода (PFCs), (ETC/AEM-CITERA-RISOE 1997). 3 ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ Около 90 % кокса, потребляемого в ЕС, используется в производстве чушкового чугуна. Большая часть потребляемого кокса используется прежде всего в доменных печах, затем в чугунолитейных цехах, при плавлении цветного металла в плавильных печах и в химической промышленности. 3.1 Описание Кокс и побочные продукты коксования (включая коксовый газ) получаются посредством пиролиза (нагревание при отсутствии воздуха) пригодных сортов угля. Процесс также включает обработку коксового газа, для удаления смолы, аммиака (обычно восстанавливается как сульфат аммония), фенола, нафталина, легких фракций нефти и серы перед тем как использовать кокс в качестве топлива для нагревания печей (Группа Всемирного банка, 1997г.). Для производства кокса антрацит измельчается, перемешивается и просеивается. Уголь затем транспортируется в печь, которая заправляется этой смесью. После нагревания в течение 14-36 часов при температуре от 1150 до 13500С при отсутствии кислорода приготовленная смесь выдавливается из коксовых камер в специальные вагонетки. Затем горячий кокс тушится водой. Выбросы, связанные с производством кокса, можно разделить на выбросы, образующиеся в результате четырех процессов, а именно: Обработка угля и складирование: выброс угольной пыли Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-4 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 Производство кокса и тушение: выбросы угля, угольной пыли и коксового газа Обработка коксового газа и его очистка: выбросы бензола, толуола, ксилола, фенола, ПАУ, H2S, HCN и NH3 Сжигание коксового газа: выбросы СxHy, SO2, NОx, CO, CO2, HF и сажи 3.2 Определения Производства кокса: бескислородное нагревание угольных смесей при относительно высоких температурах Тушение кокса: охлаждение горячего кокса после удаления из коксовых камер Коксовый газ: газ, образующийся в процессе коксования угля 3.3 Технологические процессы В процессе производства кокса в печь подается битуминозный уголь (обычно после операций обработки, которые контролируют объем и качество подачи угля). Коксовая печь представляет собой камеру из огнеупорных кирпичей шириной 0.4-0.7 м, высотой 4-8 м, и длиной 12-18 м. В каждом конце камеры располагаются заслонки, которые почти полностью закрывают площадь поперечного сечения. На крыше находятся 3-5 загрузочных отверстия и газоотвод (стояк). Обычно от 40 до 70 камер с попеременно обогревательными простенками образуют коксовую батарею (Dutch Notes on BAT (Голландские заметки по коксовым батареям) 1997). Сгорание газов в форсунках воздухоотводов между печами дают тепло для процесса. Для повышения энергетического кпд прямо под печами установлены регенераторы, обменивающие тепло от дымовых газов на воздух для горения или топливо. Коксовый газ от установок, улавливающих побочные продукты коксования, является обычным топливом для печей с нижним подводом отопительного газа, но может быть также использован газ доменных печей и реже природный газ. (US_EPA (Агентство по охране окружающей среды США) 1985). Печи герметизируются и нагреваются при высоких температурах. Образование пара, газов и органических соединений начинается сразу же после загрузки, и все это выпускается через газоотводы в систему, улавливающую неочищенный газ (Dutch Notes on BAT 1997). Летучие соединения подвергаются технологическим процессам, в результате которых улавливаются горючие газы и другие побочные продукты. После процесса коксования вертикальные заслонки открываются с обоих концов печи, длинный толкатель выдавливает кокс из печи в рельсовую коксотушильную вагонетку, которая направляется к башне тушения кокса. Там огромные объемы воды разбрызгиваются на коксовую массу для охлаждения ее таким образом, чтобы она не продолжала гореть под воздействием воздуха. В качестве альтернативы для охлаждения может быть использован обращающийся инертный газ (азот). Такой способ известен как сухое тушение. Кокс затем сортируют и отправляют в доменную печь или на хранение. Неочищенный коксовый газ выделяется при температуре от 760 до 870 0С и резко охлаждается распыляющейся в колене стояка вторичной аммиачной водой. В результате газ охлаждается до 80-1000С, при этом осаждает деготь, конденсирует различные пары, и служит в качестве носителя для конденсированных соединений. Данные продукты отделяются от аммиачной воды в отстойнике и затем подвергаются обработке для извлечения смолы и его производных (US_EPA 1985b, van Osdell et al. (Агентство по охране окружающей среды США, фон Осдел и др.). 1979) Газ затем подается в конечный смолоотделитель или в электрофильтр для дополнительного удаления смолы. Когда газ выходит из смолоотделителя, он содержит 75% аммиака и 95% светлых нефтепродуктов, первоначально присутствующих при выходе из печи. Аммиак Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-5 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 улавливается как водный раствор после того, как впитает воду, или как соль сульфата аммония. Газ, выходящий из сатуратора при температуре 60 0С, поставляется в конечные охладители или конденсаторы, где он обычно охлаждается водой до приблизительной температуры 24 0С. В процессе охлаждения отделяется нафталин, который идет вместе со сточными водами и улавливается. Оставшийся газ проходит в бензиновый или маловязкомасличный скруббер, над которым циркулирует фракция тяжелой нефти, носящая название абсорбционное масло или каменноугольное масло и служит в качестве абсорбента. Масло впрыскивается сверху в поглотительную башню, когда газ проходит через нее. Абсорбционное масло впитывает около 2-3 % веса светлых нефтепродуктов, с коэффициентом извлечения около 95% паров светлых нефтепродуктов. Насыщенное абсорбционное масло подается в противопоточную отпарную колонну. Пары светлых нефтепродуктов проходят наверх из дистиллятора через теплообменник в конденсатор и водоотделитель. Светлые нефтепродукты могут продаваться в качестве сырого продукта или продукта, прошедшего технологическую обработку для получения бензола, толуола, ксилола и сольвент-нафта (US_EPA 1985b, van Osdell et al. 1979). После извлечения смолы, аммиака и светлых нефтепродуктов, на некоторых коксохимических заводах, перед тем, как использовать его в качестве топлива, газ подвергается конечной десульфуризации (например, с помощью процесса Клауса). Коксовый газ имеет достаточно высокую теплотворную способность, порядка 20 кДж/м (СНУ). Обычно около 35-40 % газа возвращается в систему сжигания кокса, остальная часть используется для других отопительных нужд (US_EPA 1985b, van Osdell et al. 1979). Хотя в основном бензол получается из нефти, некоторая часть бензола получается посредством перегонки светлых нефтепродуктов на установках по переработке побочных продуктов коксования. Светлые нефтепродукты – это очищенное масло светло-коричневого цвета, содержащее компоненты каменноугольного газа с температурой кипения от 0 до 200 0С. [30] Большинство установок по переработке побочных продуктов коксования улавливают светлые нефтепродукты но не все установки ее очищают. Около 13-18 л светлых нефтепродуктов может быть получено в коксовых печах в процессе производства 1 т кокса. В свою очередь светлые нефтепродукты содержат от 60 до 85 % бензола (US_EPA 1985, Loibl et al. 1993). 3.4 Выбросы Коксовая печь является основным источником поступления загрязняющих веществ в атмосферу вне системы дымовых труб. Основными загрязняющими веществами являются оксиды серы (SОx), оксиды азота (NOx), летучие органические соединения (не метановые ЛОС и метан (СН4)), диоксид углерода (СО2), оксид углерода (СО) и тяжелые металлы. Обычно, выбросы закиси азота (N2O) незначительны. Коксовые печи – важный источник выбросов ПАУ (полициклических ароматических углеводородов). Компоненты коксового газа и их концентрации представлены в следующей таблице. Таблица 3.1: Состав коксового неочищенного газа (Winnacker 1982) Компоненты коксового газа H2 CH4 CO CnHm CO2 Концентрация [Объем -%] 58 - 65 24 - 29 4.6 - 6.8 2-4 1.5 - 2.5 Кроме этих соединений следующие побочные продукты также являются компонентами газа, образованного в коксовой печи: смола, фенол, бензол, пиридин, аммиак, H2S, HCN, CS2 Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-6 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 (бисульфит углерода) (Winnacker 1982). Блок улавливания побочных продуктов на коксохимическом заводе (например, переработка аммиака и смолы) обычно освобождает значительные количества НМЛОС, CH4, NH3 и взвешенные вещества (см. SNAP код 040201). Более того, различают постоянные и периодические выбросы (Dutch Notes on BAT 1997): Постоянные выбросы в атмосферу: Выбросы в процессе хранения и обработки сырья, Утечки через заслонки и уплотнители, Утечки через стояк, Утечки через загрузочные отверстия, Выбросы в процессе разжигания коксовой печи, Вентиляционные системы на установках по подготовке газа к транспортировке по трубопроводу, Сероочистительные установки. Периодические выбросы в атмосферу: 3.5 В процессе загрузки печей, В процессе выдачи кокса В процессе охлаждения кокса. Меры по снижению выбросов Загрузка: Частицы пыли от процесса загрузки могут быть удалены с помощью системы перемычек и инжекции пара в стояк. Также могут быть использованы тканевые фильтры (World Bank Group (Группа Всемирного банка) 1997). Коксование Количество выбросов уменьшается с увеличением размеров печей. Большие печи увеличивают объем загружаемого продукта и снижают количество загрузок и выдачи кокса, в связи с этим уменьшаются сопутствующие выбросы. Выбросы также снижаются за счет устойчивых условий коксования, очистки и конструкцией заслонок, уменьшающий утечку (например, заслонки с газонепроницаемыми уплотнителями (Dutch Notes on BAT 1997). Выдача кокса Выбросы в процессе выдачи кокса могут быть снижены через поддержание достаточного времени коксования, т.е. минуя так называемую стадию выдачи недопала (неготового кокса). С выбросами загрязняющих веществ вне системы дымовых труб можно бороться с помощью укрытий, закрытых вагонеток или передвижных колпаков. Удержанные таким образом газы должны быть обработаны в тканевых фильтрах (World Bank Group 1997). Тушение По сравнению с мокрым тушением сухое тушение снижает выбросы. Газы, выбрасываемые установкой сухого тушения, можно извлечь и профильтровать. В случае мокрого тушения необходимы меры по предотвращению попадания загрязняющих веществ в атмосферу из сточных вод (Dutch Notes on BAT 1997). Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-7 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 Улавливание побочных продуктов В процессе обработки светлых нефтепродуктов, смолы, нафталина, фенола и аммиака могут быть использованы системы улавливания паров. Остаточные газы от процесса десульфуризации (установка Клауса) можно возвратить в систему обработки коксовых газов. Сжигание коксовых газов Дымовые газы, образованные от разжигания коксовых печей, содержат, NOx SO2 и твердые частицы как основные загрязняющие вещества. Выбросы SO2 зависят от степени десульфуризации коксового газа. Выбросы NOx можно снизить, используя технологию разжигания с низким содержанием NOx 4 УПРОЩЕННАЯ МЕТОДИКА Наиболее простым методом оценки выбросов при производстве кокса является умножение коэффициентов эмиссий на массу производимого кокса. Использование такого соотношения предусматривает осуществление четырех процессов, представленных в разделе 3.1. Такой метод не различает выбросы от сжигания и загрязняющие вещества, выбрасываемые в результате утечек через заслонки или в процессе тушения кокса. Таким образом, данный подход не совпадает с методикой CORINAIR. Тем не менее, этот подход может быть применен к таким загрязняющим веществам, как SO2 и NOx, которые в основном появляются в процессе сгорания топлива. 5 ДЕТАЛИЗИРОВАННАЯ МЕТОДИКА Оценка выбросов с помощью более детальной методики предполагает знание четырех процессов производства кокса. Сюда включено использование коэффициентов эмиссий, «срез» видов сжигания при использовании различных процессов в сочетании с согласующейся статистической информации относительно производимых действий. Там, где есть измерительные данные, их можно использовать как основу для оценки выбросов. 6 СТАТИСТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ Имеются статистические нормы относительно процессов производства кокса и потребления топлива (Например, статистические данные, разработанные Международным энергетическим агентством, Организацией Объединенных Наций, Евростатом, Международным институтом чугуна и стали, и т.д.). 7 КРИТЕРИИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЧЕЧНОГО ИСТОЧНИКА В соответствии с методикой CORINAIR 90 комплексные заводы по производству чугуна и стали с объемом производства более 3 млн. т/год рассматриваются как точечные источники. Коксовые батареи, включенные в эти комплексные заводы, рассматриваются как часть точечного источника. 8 КОЭФФИЦИЕНТЫ ЭМИССИЙ, КОДЫ КАЧЕСТВА И ССЫЛКИ 8.1 Упрощенная методика В Таблице 8.1 приведены общие коэффициенты эмиссий при выпуске кокса. Ссылка [Emission Registration 1990 (Регистрация выбросов, 1990 г).] включает выбросы при очистке газа от коксовой печи и выбросы от сжигания топлива. Другие справочные источники оставляют неясным положение, включены или нет выбросы от сжигания топлива. Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-8 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 Таблица 8.1: Общие коэффициенты эмиссий при получении кокса [г/т кокса] Химическое Тип Коэффициент Качество Тип Эффективность Вид соединение установки эмиссий данных снижения снижения топлива выбросов выбросов Страна Или регион Ссылки Частицы Все процессы 500-900 E Нет данных Нет данных Нет данных Германия (Lufreinh, 1989) Частицы Все процессы 53 E Нет данных Нет данных Нет данных Нидерланды (E.Registr. 1990) Частицы Все процессы 800-5000 E Нет данных Нет данных Нет данных США (US_EPA 1990) ЛОС Все процессы 730-28002) E Нет данных Нет данных Нет данных Нидерланды, (E.Registr. 1990) США (US_EPA 1990) ПАУ Все процессы 29 E Нет данных Нет данных Нет данных Нидерланды (E.Registr. 1990) В(а)Р Все процессы 0.16-0.6 E Нет данных Нет данных Нет данных Германия Нидерланды (Lufreinh, 1989), (E.Registr. 1990 Мышьяк Все процессы 0.003-0.03, 0.321) E Нет данных Нет данных Нет данных Германия, США (Lufreinh, 1989), (US_EPA 1990 Кадмий Все процессы 0.0007-0.8 E Нет данных Нет данных Нет данных Германия, Нидерланды (Lufreinh, 1989), (E.Registr. 1990 Хром Все процессы 0.17-0.34 E Нет данных Нет данных Нет данных Германия, Нидерланды (Jockel W. 1991), (E.Registr. 1990) Медь Все процессы 0.09-0.05 E Нет данных Нет данных Нет данных Германия, Нидерланды (Jockel W. 1991), (E.Registr. 1990) Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-9 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 Химическое Тип Коэффициент Качество Тип Эффективность Вид соединение установки эмиссий данных снижения снижения топлива выбросов выбросов Страна Или регион Ссылки Ртуть Все процессы 0.004-0.04 E Нет данных Нет данных Нет данных Германия, Нидерланды (Lufreinh, 1989), (E.Registr. 1990 Никель Все процессы 0.065-0.19 E Нет данных Нет данных Нет данных Германия, Нидерланды (Jockel W. 1991), (E.Registr. 1990) Свинец Все процессы 0.08-0.6, 2.851) E Нет данных Нет данных Нет данных Германия, (Lufreinh, 1989), Нидерланды, (E.Registr. 1990), США (US_EPA 1990 Цинк Все процессы 0.22-0.58, 6.491) Нет данных Нет данных Нет данных Германия, (Jockel W. 1991), Нидерланды, (E.Registr. 1990), США (US_EPA 1990 1) 2) E рассчитано EPA(Агентством по охране окружающей среды США) по составу коксовой пыли (US_EPA 1990] выражено в виде метана Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-10 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 8.2 ic010406 Детализированная методика В соответствии с детализированной методикой выбросы необходимо рассчитать отдельно для всех подпроцессов. Коэффициенты эмиссий для стадий производства, перечисленные ниже, суммированы в таблице 8.2. В Таблице 8.3 приведены коэффициенты эмиссий для всей суммы взвешенных веществ, NОx, SO2, CO, ЛОС и NH3, выбрасываемых в результате отдельных (под)процессов (данные по США) (US_EPA 1985). 8.2.1 Обработка угля Обработка угля подразумевает транспортировку, растирку, грохочение, смешивание нескольких видов угля и складирование. Таблица 8.2 содержит коэффициенты эмиссий для всех стадий процесса обработки угля. 8.2.2 Процесс коксования (без сжигания) Выбросы во время операций коксования происходят в результате загрузки угля в печи, утечек из печи/через дверную заслонку, в течение процесса коксования и в результате выталкивания кокса из печи. В таблице 8.2 общие коэффициенты эмиссий даются для ЛОС, НМЛОС и ПАУ. 8.2.3 Очистка коксового газа Коксовый газ, накопленный во время процесса коксования подвержен различным операциям по разделению аммиака, коксового газа, смолы, фенола, бензола, толуола, ксилола, пиридина и др. В Таблице 8.2 приведены коэффициенты эмиссий при процессе очистки коксового газа. Данные приведены по коксохимическому заводу Голландии (Emission Registration (Регистрация выбросов) 1992). 8.2.4 Сжигание Тепло, необходимое для процесса коксования, образуется за счет сжигания газа в воздухоотводах между печами. Коксовый газ является обычным топливом для разжигания печей на многих установках, но могут также использоваться и другие газы (газ доменной печи, природный газ). Сжигание этого газа также дает выбросы. В Таблице 8.2 приведены коэффициенты эмиссий, полученные при процессах подачи тепловой энергии. Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-12 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 Таблица 8.2: Коэффициенты эмиссий, определяемые для (под)процессов производства кокса Химическое Тип соединение установки Коэффициент эмиссий Качество данных Тип Снижения выбросов Эффективность Код снижения NAPFUE Страна или регион Ссылки Угольная пыль Обработка угля 80-2500 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных CША (US_EPA 1985) Угольная пыль Обработка угля 150 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды (E.Regist. 1981)r ЛОС Коксование 151-590 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды (E.Registr. 1990), (E.Registr. 1992) ЛОС Коксование 2880 г СН4//т кокса C нет данных нет данных нет данных CША 1967 (US_EPA 1985) ЛОС Коксование 1030 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Германия 1975 (Schade 1980) СН4 Коксование 122-639 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды Германия (E.Registr. 1992) (Schade 1980) НМЛОС Коксование 29-400 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды, (E.Registr. 1992), CША (Breidenbach 1982) ПАУ Коксование 10 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды (Duiser et.al 1989) ЛОС Очистка газа 213 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды (E.Registr. 1992) Бензол Очистка газа 157 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды (E.Registr. 1992) Толуол Очистка газа 27 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды (E.Registr. 1992) Ксилол Очистка газа 26 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды (E.Registr. 1992) Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-13 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 Химическое Тип соединение установки Коэффициент эмиссий ic010406 Качество данных Тип Снижения выбросов Эффективность Код снижения NAPFUE Страна или регион Ссылки ПАУ-16 EPA Очистка газа 47 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды (E.Registr. 1992) Фенол Очистка газа 3,2 г/т кокса C нет данных нет данных нет данных Нидерланды (E.Registr. 1992) SO2 Доменные печи 0,5 г/Дж C нет данных нет данных 301 Европа CORINAIR90 SO2 Доменные печи 14 г/Дж C нет данных нет данных 303 Europe CORINAIR90 SO2 Доменные печи 500 г/т угля, 650 г/т кокса, 3,3 г/Дж C Десульфуризация нет данных 304 Europe (CITEPA 1992), CORINAIR90 SO2 Доменные печи 1500г/т угля, 3300г/т кокса,1355г/Дж C Десульфуризация нет данных отсутствует 304 Europe (CITEPA 1992), CORINAIR90 NOx Доменные печи 100-250г/Дж C нет данных нет данных 301 Europe CORINAIR90 NOx Доменные печи 90г/Дж C нет данных нет данных 303 Europe CORINAIR90 NOx Доменные печи 14-250г/Дж C нет данных нет данных 304 Europe CORINAIR90 NOx Доменные печи 30-178г/Дж C нет данных нет данных 305 Europe CORINAIR90 НМЛОС Доменные печи 1-5 г/Дж C нет данных нет данных 301, 303, 305 Europe CORINAIR90 Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-14 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 Химическое Тип соединение установки Коэффициент эмиссий Качество данных Тип Снижения выбросов Эффективность Код снижения NAPFUE Страна или регион Ссылки НМЛОС Доменные печи 1-133г/Дж C нет данных нет данных 304 Europe CORINAIR90 СН4 Доменные печи 0,02-2,5г/Дж C нет данных нет данных 301,304 Europe CORINAIR90 СН4 Доменные печи 3г/Дж C нет данных нет данных 303 Europe CORINAIR90 СН4 Доменные печи 0,02-0,3г/Дж C нет данных нет данных 305 Europe CORINAIR90 CO Доменные печи 1-300г/Дж C нет данных нет данных 301, 305 Europe CORINAIR90 CO Доменные печи 20г/Дж C нет данных нет данных 303 Europe CORINAIR90 CO Доменные печи 2-518г/Дж C нет данных нет данных 304 Europe CORINAIR90 СO2, Доменные печи 42-56кг/Дж C нет данных нет данных 301, 303, 304 Europe CORINAIR90 СO2, Доменные печи 105-280кг/Дж C нет данных нет данных 305 Europe CORINAIR90 N2O Доменные печи 1,1-3г/Дж C нет данных нет данных 301, 303, 304, 305 Europe CORINAIR90 Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-15 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 Таблица 8.3: Дополнительные коэффициенты эмиссий, определяемые при (под)процессах коксования (кг/т угля) US_EPA 1985) Вид операции Дробление угля циклоном Предварит. подогрев угля без мер снижения скруббером мокрым ЭФ (электрофильтром) Загрузка мокрым углем Грузовая бункерная тележка без мер снижения с послед. загрузкой скруббером Утечка через заслонку без мер снижения Выталкивание кокса без мер снижения ЭФ скруббером Вентури рукавным фильтром передвижная тележка со скруббером Тушение без мер снижения грязная вода чистая вода с перегородками грязная вода чистая вода Труба от агрегата сжигания. без мер снижения (COG) (коксовый газ) без мер снижения (BFG) (доменный газ) c ЭФ с рукавным фильтром (COC) Обработка кокса циклоном Совместные операции Оценка коэффициен та эмиссий для взвешенных частиц D Взвешенные вещества SO2 CO ЛOC NOx NH3 C C C 1.75 0.125 0.006 E E 0.24 0.008 0.007 0.01 0.3 1.25 0.015 0.01 D 0.27 0.3 0.75 0.005 0.03 B C D D C 0.58 0.225 0.09 0.045 0.036 0.035 0.1 D D 2.62 0.57 B B 0.65 0.27 A 0.234 A 0.085 D D 0.046 0.055 D 0.03 0.055 0.05 2.0 D Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-16 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 9 ic010406 СОСТАВ ХИМИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ Таблица 9.1 представляет состав выбросов ЛОС при коксохимическом процессе. Таблица 9.1: Состав выбросов ЛОС от процесса коксования (% от веса) Химическое соединение (Frohn e) (Fudal 1992 (VOC 1980)1 (Peter 1992) СН4 72 66 45.3 45.44 С2-С10 алифаты С2 1.0 7.4 8 0.72 С2= 1.1 18.1 27.7 С2=0.2 0.4 1.2 С3 0.5 1.6 0.5 1.33 С3= 0.3 0.6 1.9 С4 0.8 1.1 2.6 С4= 0.1 0.4 0.6 С4== С5 1.0 1.3 С>5 1.0 14.0 Бензол 7.7 3.4 14.1 11.5 Толуол 1.6 0.9 0.7 1.7 Ароматические соединения C8 0.9 2.9 Ароматические соединения С>8 0.3 6.6 Ксилол 0.3 2.1 Стирол Аромат.соед.+бензол Другие 11.5 10.0 Всего 100 100 100 100 1 проба из трубы; возможно только сжигание топлива; 2 всего с2 3 всего с3 4 рассчитанные (Emis. (Emis. Regist. Regist. 1990) 1990) 80.8 62.1 17.8 4.2 1.0 (Emis. Regist. 1990) 47.4 13.6 Предл значе ния 60 16 5 1-10 9.7 1.9 5.9 6.7 4.5 5.1 7 1-5 0.6 0.3 7.6 5.8 1-5 23.7 1.5 100 100 100 В Таблице 9.2 приведен состав выбросов не метановых летучих органических соединений (НМЛОС) при процессе коксования Таблица 9.2: Состав не метановых ЛОС при процессе коксования Химическое соединение (Frohne) (Fudal 1992 (VOC 1980)1 (Peter 1992) (Emis. Regist. 1990) С2-С10 алифаты С2 3.6 21.7 14.5 С2= 3.9 53.0 50.4 С2=- 0.7 1.1 2.2 С3 1.8 4.8 0.9 С3= 1.1 1.7 3.5 С4 2.9 3.4 С4= 0.36 1.1 Руководство по инвентаризации выбросов 1.32 (Emis. Regist. 1990) (Emis. Regist. 1990) 46.9 25.8 Предла гаемые значения 22.1 30.3 5.2 58.0 1.2 2.3 3 1.9 8.1 4.8 0.5 1.1 1 сентября 1999 года В146-17 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 С4== С5 3.6 2.5 С>5 3.6 25.6 Бензол 27.5 9.9 25.6 21.0 50.7 15.5 8.5 Толуол 5.7 2.5 1.3 3.8 10.0 17.7 9.7 Ароматические соединения C8 3.2 5.3 Ароматические соединения С>8. 1.1 12.1 3.1 20.0 11.0 0.8 Ксилол 3.8 1.4 Стирол 45.0 Аромат.соед.+бензол Другие Всего 1 41.1 18.3 100 100 100 7.5 100 проба из трубы; возможно только сжигание топлива; 100 2 100 всего с2; 3 100 100 всего с3 Таблица 9.3: Химический состав полициклических ароматических углеводородов (ПАУ), выраженный в процентах от суммарных ПАУ Суммарные коэффициенты эмиссий, рассчитанные для ПАУ (г/т) флуорен фенантрен антрацен флуорантен 3,6-диметилфенантен бензо(b)флуорен пирен бензо(а)фенантрен бензо(а)антрацен хризен+трифенилен Суммарные выбросы низкомолекулярных ПАУ бензо(b)флуорантен бензо(j)флуорантен бензо(k)флуорантен бензо(а)пирен бензо(е)пирен перилен индено(1,2,3,-cd)пирен (Bjorseth et al. 1978) Отбор проб из коксовой батареи (Среднее значение) 15 4.4 19.8 6.2 12.8 0.6 2.6 1.1 11.9 1.3 9.5 0.8 3.4 4.4 88 4.1 8.4 2.8 8.5 11.0 62 ) ) 1.9 ) 2.2 1.8 0.6 1.5 Руководство по инвентаризации выбросов 4.7 7.7 4.3 1.8 3.6 (Eisenhut et al. 1982) Заслонки 2.5 1.5 0.9 ) ) (Tonkelaar et al. 1982) Вблизи коксохимиче ского завода 8 3.1 3.4 84 5.7 2.5 1 сентября 1999 года 2 30 8 14 45.9 7.6 14.3 0.8 2.1 6.9 4.7 5.9 2.1 7.1 6.2 2.4 6.2 (Duiser et al. 1989) Рекомен дованные значения 10 1.1 2.5 1.6 0.5 1.8 9 2 5 4 74 ) ) ) 5 5 4 1 3 В146-18 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 бензо(g.h.i)перилен антантрен коронен дибензо(a,h)антрацен дибензо(a,j)антрацен дибензо(a,i)пирен 3-метилхолантен Суммарные выбросы высокомолекулярных ПАУ 10 1.3 0.9 0.7 2.9 1.7 4.5 ic010406 6.2 4.4 0.7 4.4 12 38 0.3 0.3 0.3 16 3 1 2 ) ) 2 26 ОЦЕНКИ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ Качество данных оценки коэффициентов эмиссий выражается в «В-С». 11 НЕДОСТАТКИ/ПРИОРИТЕТНЫЕ СФЕРЫ ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ПРЕДЛОЖЕННОЙ МЕТОДИКИ Знания в сфере используемых методов по снижению выбросов, мер по эффективности пылеудаления и технологических приемов в эксплуатации установок достаточно ограничены; скудны также результаты измерений химического состава пыли. 12 КРИТЕРИИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОЩАДНЫХ ИСТОЧНИКОВ При рассмотрении выбросов применительно к площадным источникам, оценки выбросов на государственном уровне могут быть рассчитаны с учетом отдельных аспектов: производительности установки (производственных мощностей завода), численности занятых работников или демографической статистики. 13 КРИТЕРИИ ВРЕМЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ Производство кокса можно рассматривать как непрерывный процесс 14 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ КОММЕНТАРИИ Дополнительные комментарии в данном документе не представлены. 15 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДОКУМЕНТЫ Environmental Protection Agency (Агентство по охране окружающей среды) Compilation of Air Pollutant Emission Factors AP 42 PARCOM-ATMOS Emission Factors Manual (Руководство по определению коэффициентов эмиссий PARCOM-ATMOS) 16 ПРОЦЕДУРЫ ВЕРИФИКАЦИИ Верификация выбросов может быть осуществлена с помощью измерений 17 ССЫЛКИ Altieri V.J. (1945) Gas Analysis and Testing of Gaseous Materials. American Gas Assoc., New York, USA. Annema J.A., and Albers R.A.W. (1992) Produktie van cokes. Samenwerkingsproces Procesbeschrijvingen Industrie Nederland. RIVM (rapportnr. 736301132), RIZA (notanr. 92.003/32). Bjorseth A., Bjorseth O. and Fjeldstad P.E. (1978) Polycyclic Aromatic Hydrocarbons in the Work Atmosphere. 11 Determination in a Coke Plant. Scand. J. Environm. Health Vol.4 pp.224-236. Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-19 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 Breidenbach D. (1982) Entstehung und Verhütung von Emissionen im Kokereibereich StaubReinhaltung der Luft 42 pp.447-452. CITEPA (ed.) (1992) CORINAIR - Emission Factor Handbook. 2nd ed. CORINAIR (1988) Emission Factors. MT-TNO Report No. 88-355 Den Tonkelaar W.A.M. and Van Giezen J.J. (1983) Research on Transport and Concentrations of Polycyclic Aromatic Hydrocarbons and Benzene in Ambient Air Near the Coke Plant. ACZ at Sluiskil. MT-TNO Report no. G 1249. Duiser J.A., and Veldt C. (1989) Emissions into the Atmosphere of Polyaromatic Hydrocarbons, Polychlorinated Biphenyls, Lindane and Hexachlorobenzene in Europe. IMET-TNO Report no. 89036. Dutch Notes on BAT for the Production of Primary Iron and Steel (1997) Ministry of Housing, Spatial Planning and the Environment, Directorate for Air and Energy, Department of Industry, Final Report. Eisenhut W., Langer E. and Meyer C. (1982) Determination of PAH Pollution at Coke Works. Polynuclear Aromatic Hydrocarbons: Physical and Biological Chemistry, 6th International Symposium, Ohio, USA. Cooke M., Dennis A.J. and Fisher G.L., eds., Batelle Press, pp.255-261. Emission Registration of a Dutch Coke Plant (1981) Emission Registration of a Dutch Coke Plant (1992) Emission Registration of three Dutch Coke Plants (1990) ETC/AEM-CITEPA-RISOE (1997) Selected nomenclature for air pollution for CORINAIR94 inventory (SNAP 94), version 0.3 (Draft). Frohne J.C. Identification of Hydrocarbon Immissions and their Allocation to Emission Sources Atmospheric Chemistry. Papers from the 9th World Clean Air Congress. Critical Issues in the Global Environment Vol.2 IU-17B.02. Fudala J. (1992) Personal Communications. Instytut Ekologii Terenow Upremyslowionych Katowice, Poland. Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) (ed.) (1995) Greenhouse Gas Inventory Reference Manual. Vol.3. Jockel W. and Hartje J. (1991) Datenerhebung über die Emissionen umwelt-gefährdender Schwermetalle. Forschungsbericht 91-104 02 588. TÜV Rheinland e.V., Cologne, Germany. Loibl W., Orthofer R., Winiwarter W. (1993) Spatially Disaggregated Emission Inventory for Anthropogenic NMVOC in Austria, Atmospheric Environment, Vol. 27A, No. 16, 2575- 2590. Luftreinhaltung ‘88 (1989) Tendenzen-Probleme-Lösungen. Materialen zum vierten Immissionsschutzbericht der Bundesregierung an den Deutschen Bundestag, Berlin, Germany. Otani S. (1970) Benzene, Xylene Bonanza from Less-Priced Aromatics, Chemical Eng. 77 (16) 118120. Peter A. and Scheffetal (1992) Composition of Volatile Compound Emissions from Spark Ignition and Diesel Vehicles, Coke Ovens, Wastewater Treatment Plants and Wood Combustion. Air and Waste Management Association. For Presentation at the 85th Annual Meeting and Exhibition, June 21-26, Kansas City, Missouri, USA. Rentz O., Püchert H., Penkuhn T. and Spengler T. (1995) Produktionsintegriertes Stoffstrommanagement in der Eisen- und Stahlindustrie. Konkretisierung des § 5 Abs. 1 Nr. 3 BImSchG. Umweltbundesamt Berlin (ed.), Deutsch-Französisches Institut für Umweltforschung, Karlsruhe, Germany. Schade H. (1980) Die Schadstoffemissionen der Eisen- und Stahlindustrie in den Belastungsgebieten Ruhrgebiet-West und Ruhrgebiet-Ost. Schriftenreihe d. Landesanstalt für Immissionsschutz des Landes. NRW 52 pp. 55-62. US-EPA (1985) Compilation of Air Pollutant Emission Factors, Vol. 1. Stationary Point and Area Sources AP42 4thed. Suppl.A/1986 Suppl.B/1988 Suppl.C/1990. US-EPA (1985b) Coke Oven Emissions from Wet-Coal Charged By-product Coke Oven Batteries, U. S. Environmental Protection Agency, Research Triangle Park, North Carolina. US-EPA (1990) Profile Coke Dust. Van Osdell D. W. et. al. (1979) Environmental Assessment of Coke By-product Recovery Plants, EPA Report No. 600/2-79-016, Ind. Environm. Research Lab., U. S. EPA, Research Triangle Park, North Carolina. Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В146-20 УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА Виды сжигания 010406 и 040201 ic010406 VOC (1980) Volatile Organic Compound. Species Data Manual. 2nded. EPA 450/4-80-015 (PB 81119455). Winnacker, Küchler (1982) Chemische Technologie. Munich, Germany. World Bank Group (1997) Pollution Prevention and Abatement Handbook, Part III. 18 БИБЛИОГРАФИЯ Подробная библиография приводится в АР42 или руководстве PARCOM-ATMOS. 19 ВЕРСИЯ, ДАТА, ИСТОЧНИК Версия: Проект 2.3 Дата: Январь 1998 г. Обновленный вариант подготовлен: Первые авторы: При поддержке: 20 Otto Rentz, Ute Karl University of Karlsruhe (TH) Германия J J M Berdowski, P Verhoeve, C Veldt TNO, Нидерланды Otto Rentz, Dagmar Oertel University of Karlsruhe (TH) Германия 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 1 сентября 1999 года В146-21 ДОБЫЧА УГЛЯ, НЕФТИ И ГАЗА, КОМПРЕССОРНЫЕ АГРЕГАТЫ Виды сжигания – 010502-010505 НАЗВАНИЕ ИСТОЧНИКА: Виды сжигания Установки сжигания >= 50 and < 300 МВт (котлы) Установки сжигания < 50 МВт (котлы) Газовые турбины Стационарные двигатели ic010502 ДОБЫЧА УГЛЯ, НЕФТИ И ГАЗА, КОМПРЕССОРНЫЕ АГРЕГАТЫ SNAP КОД КОД NOS КОД NFR 010502 101.02 1A1c 010503 010504 010505 101.03 101.04 101.05 1A1c 1A1c 1A1c Конкретная методология для данных источников выбросов не разработана, т.к. их вклад в суммарные выбросы страны в настоящее время рассматривается как незначительный, т.е. менее 1% от общего количества выбросов любого загрязняющего вещества. Если вы располагаете другой информацией, просим связаться с руководителями группы экспертов. Руководители группы экспертов по проблемам сжигания и промышленности Jozef Pacyna NILU - Norwegian Institute of Air Research, PO Box 100, N-2007 Kjeller, Norway Tel: +47 63 89 8155 Fax: +47 63 89 80 50 Email: jozef.pacyna@nilu.no Giovanni de Santi JCR (Joint Research Centre), Via Enrico Fermi 1, 21027 ISPRA (VA), Italy Tel: +39 0332 789482 Fax: +39 0332 785869 Email: giovanni.de-santi@jrc.it Pieter van der Most HIMH-MI-Netherlands, Inspectorate for the Environment, Dept for Monitoring and Information Management, PO Box 30945, 2500 GX Den Haag, The Netherlands Tel: +31 70 339 4606 Fax: +31 70 339 1988 Email: pieter.vandermost@minvrom.nl Руководство по инвентаризации выбросов 1 сентября 1999 года В152-1