0,15 - Электронная библиотека ПГУ им.С.Торайгырова

Министерство образования и науки Республики Казахстан
Павлодарский государственный университет
им. С. Торайгырова
Энергетический факультет
Кафедра теплоэнергетики
РАСЧЕТ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ
ВЕЩЕСТВ ИЗ ДЫМОВЫХ ТРУБ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Учебно-методическое пособие к выполнению раздела дипломного проекта «Охрана окружающей среды»
для студентов специальности 050717, 5В071700 – Теплоэнергетика
Павлодар
Кереку
2012
УДК 621.311.22 : 628.539.001.24(07)
ББК 31.361я7
Р 24
Рекомендовано к изданию учебно-методическим советом
энергетического факультета Павлодарского государственного
университета им. С. Торайгырова
Рецензенты:
С. А. Глазырин – кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой теплоэнергетики Павлодарского государственного
университета им. С. Торайгырова;
Е. В. Приходько – кандидат технических наук, доцент, Инновационного Евразийского университета.
Составитель Е. В. Оришевская
Р 24 Расчет выбросов вредных веществ из дымовых труб промышленных предприятий : учебно-методическое пособие к выполнению раздела дипломного проекта «Охрана окружающей
среды» для студентов специальности 050717, 5В071700 “Теплоэнергетика” / сост. Е. В. Оришевская. – Павлодар : Кереку, 2012.
– 29 с.
В учебно-методическом пособии приводятся рекомендации по
выполнению раздела дипломного проекта «Охрана окружающей среды», показаны цели выполнения раздела, рекомендована методика
расчета основных показателей.
Учебно-методическое пособие разработано в соответствии с
ГОСО РК 3.08.343-2006 специальности 050717, 5В071700 – Теплоэнергетика.
УДК 621.311.22 : 628.539.001.24(07)
ББК 31.361я7
© Оришевская Е. В., 2012
© ПГУ им. С. Торайгырова, 2012
За достоверность материалов, грамматические и орфографические ошибки ответственность несут авторы и составители
2
Введение
В результате полного сгорания органического топлива в дымовых газах образуется углекислый газ СО2, водяные пары Н2О, азот N2,
сера в виде окислов SO2 и SO3 и летучая зола. При высоких температурах в топочной камере образуется некоторое количество окислов
азота NОх, а при неполном сгорании еще и окись углерода СО и другие вещества. Окислы серы, азота и окись углерода токсичны, летучая
зола также относится к вредным для здоровья человека веществам.
Основным направлением в области природоохранных технологий должно быть уменьшение выбросов вредных веществ в атмосферу. Этого можно достичь соответствующей организацией процесса
сжигания топлива и очисткой дымовых газов перед выбросом.
Особенно широко развиты методы золоулавливания, коэффициент эффективности которых достигает  = 99,9 %. Среди наиболее
распространенных золоуловителей – циклоны и батарейные циклоны
( = 80  85 %), мокрые золоуловители – центробежные скрубберы
( = 82  92 %), скрубберы с коагуляторами Вентури ( = 94  96 %),
электрофильтры ( = 96  99 %), тканевые фильтры ( = 99  99,9 %).
Применение тех или иных аппаратов диктуется характеристиками золы, экономическими соображениями.
Снижение валового выброса окислов серы возможно удалением
серы из топлива, однако этот эффективный метод дорог. Поэтому чаще применяют обработку дымовых газов перед удалением в атмосферу. Различают «сухие» и «мокрые» методы, в результате которых
окислы серы преобразуются в сульфаты и сульфиты.
В борьбе с окислами азота более многочисленными являются
методы подавления их образования в процессе горения, а также методы уменьшения содержания окислов азота непосредственно в дымовых газах.
Целью раздела является расчет количества и приземных концентраций вредных выбросов из дымовых труб энергетических предприятий, а также расчет дымовой трубы. Освоение предложенной методики является обязательным для теплоэнергетика.
3
1 Расчетные
вредных веществ
методы
определения
валовых
выбросов
При определении валовых выбросов вредных веществ за отчетный период значения исходных величин, входящих в расчетные формулы, следует принимать по отчетным данным ТЭС, усредняя их за
этот период.
При определении максимальных выбросов вредных веществ
значение расхода топлива следует принимать исходя из наибольшей
электрической и тепловой нагрузке электростанции за рассматриваемый период, значения зольности и сернистости топлива - по наихудшим показателям за последние три года. Расход жидкого и твердого
топлива в этом случае определяется в граммах с секунду (г/с), расход
газа - в дециметрах кубических в секунду (дм3/с).
1.1 Расчет выбросов твердых частиц
1.1.1 Суммарное количество твердых частиц (летучей золы и
несгоревшего топлива), Мтв в т/год или в г/с, выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами каждого котла, вычисляют по одной из
двух формул
Ар
М ТВ  В
а УН (1  з ) ,
100  Г УН
М ТВ
Qнр
 0,01В(а УН А  q 4
)(1  з ) ,
32680
р
(1.1)
(1.2)
где В – расход натурального топлива за рассматриваемый период, т/год, г/с;
Ар – зольность топлива на рабочую массу, %;
аун – доля золы, уносимой газами из котла (доля золы топлива в уносе);
з – доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях;
Qрн – низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;
Гун – содержание горючих в уносе, %;
q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания
топлива, %; для мазутных котлов q4 принимают 0,02 %;
32680 – теплота сгорания углерода в кДж/кг.
Примечание
В расчете не учитывается влияние сероулавливающих установок.
4
Значение величины f = аун/(100 - Гун) для малых котлов может
определиться из таблицы 1.
Таблица 1.1 – Значения коэффициентов f в зависимости от типа топки
и вида топлива
Тип топки
Вид топлива
f
1 С пневмомеханическими забрасы- Бурые и каменные угли
0,0026
вателями и неподвижной решеткой
Антрацит АРШ
0,0088
2 С цепной решеткой прямого хода
Антрацит АС и АМ
0,0020
3 С забрасывателями и цепной
Бурые и каменные угли
0,0035
решеткой
4 Шахтная
Твердое топливо
0,0019
5 Камерные топки:
Мазут
0,01
Паровые и водогрейные котлы
Газ природный, попут–
ный, коксовый
1.1.2 Количество летучей золы (Мз) в т/год или в г/с, входящей в
суммарное количество твердых частиц, уносимых в атмосферу, вычисляют по формуле
Мз=0,01*В*Ар* аун (1-з)
(1.3)
1.2 Расчет выбросов оксидов серы
Количество оксидов серы SО2 и SО3 в пересчете на SО2 (МSО2) в
т/год или в г/с, выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами в
единицу времени, вычисляют по формуле
М so2  0.02 BS р (1  'so 2 )(1  "so 2 ) * (1  сso 2
noч ,
)
nк
(1.4)
где В – расход натурального топлива за рассматриваемый период, т/год, г/с;
Sр – содержание серы в топливе на рабочую массу, %;
'so2 – доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле;
"so2 – доля оксилов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частиц;
сso2 – доля оксидов серы, улавливаемых в сероочистной
установке;
noч, nк – длительность работы сероулавливающей установки
и котла, ч/год.
5
Ориентировочные значения 'so2 при факельном сжигании различных видов топлива:
Торф
0,15
Сланцы эстонские и ленинградские
0,8
Сланцы других месторождений
0,5
Экибастузский уголь
0,02
Березовские угли Канско- Ачинского бассейна
Для топок с твердым шлакоудалением
0,5
Для топок с жидким шлакоудалением
0,2
Другие угли Канско- Ачинского бассейна
Для топок с твердым шлакоудалением
0,2
Для топок с жидким шлакоудалением
0,05
Угли других месторождений
0,1
Мазут
0,02
Газ
0,0
Доля оксидов серы ("so2), улавливаемых в сухих золоуловителях (электрофильтрах, батарейных циклонах), принимается равной
нулю. В мокрых золоуловителях типа МВ и МС эта доля зависит от
общей щелочности орошающей воды и от приведенной сернистости
топлива (Sп) при принятых на тепловых электростанциях удельных
расходах воды на орошение золоуловителей 0,1 – 0,15 дм3/м3 (рисунок
1), где
Sп 
Sр
р
Qн
"so2
20,0
10,0
0
0,06
0,12
Sn, %кг/МДж
Щелочность орошаемой воды – 1 - 10мг экв/дм3; 2 - 5 мг экв/дм3; 3 - 0 мг экв/дм3
Рисунок 1 – Степень улавливания оксидов серы в мокрых
золоуловителях в зависимости от приведенной сернистости топлива и
щелочности орошаемой воды
6
1.3 Расчет выбросов оксидов азота
Для энергетических котлов паропроизводительностью более
30 т/ч и водогрейных котлов с теплопроизводительностью более
125 ГДж/ч.
1.3.1 Суммарное количество оксидов азота (NOx) в пересчете на
полное окисление оксидов азота в диоксид азота (NO2) в т/год или в
г/с, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами каждого котла
при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива, вычисляют
по формуле
М NO 2  10 3 BK (1 
n
q4
)1 (1  1r ) 23 2 (1  аз oч ) ,
100
nK
(1.5)
где В – расход условного топлива за рассматриваемый период,
т/год, г/с;
К – коэффициент, характеризующий выход оксидов азота,
кг/г условного топлива, определяется по п. 1.3.3;
q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания
топлива, %;
1 – коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов
азота качества сжигаемого топлива, определяется по п. 1.3.4;
2 – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для
вихревых горелок – 1, для прямоточных – 0,85);
3 – коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления: при
твердом шлакоудалении – 1, при жидком шлакоудалении – 1,6;
Е1 – коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи
их в топку, определяется по п. 1.3.5;
Е2 – коэффициент, характеризующий снижение выбросов
оксидов азота (при двухступенчатом сжигании) при подаче части воздуха () помимо основных горелок определяется по рисунку 2 при
условии сохранения общего избытка воздуха за котлом;
r – степень рециркуляции дымовых газов, %;
аз – доля оксидов азота, улавливаемых в азотоочистной
установке;
noч, nк – длительность работы азотоочистной установки и
котла, ч/год.
1.3.2 Коэффициент К вычисляют по эмпирическим формулам:
для котлов паропроизводительностью Д, равной 200 т/ч и более при
сжигании газа и мазута во всем диапазоне нагрузок
7
К 
12 Д ф
200  Д н
,
(1.6)
где Дн, Дф – номинальная и фактическая паропроизводительность котла (корпуса), т/ч.
Для котлов паропроизводительностью от 30 до 200 т/ч
К
7,5Д ф
50  Д н
(1.7)
Для водогрейных котлов
К
2,5  QФ
,
84  QН
(1.8)
где Qн и Qф – номинальная и фактическая тепловая производительность котла, ГДж/ч.
Примечание
При сжигании твердого топлива в формулы (1.6) – (1.8) вместо Дф и Qф
подставляются Дн и Q н.
1.3.3 Значения 1 при сжигании твердого топлива вычисляют по
формуле
при т  1,25 1=0,178 + 0,47 Nг,
при т  1,25
1  (0,178  0,47 N г )
(1.9)
т
,
1,25
(1.10)
где Nг – содержание азота в топливе на горючую массу, %.
При сжигании жидкого и газообразного топлива значения коэффициента 1 принимаются равными:
Коэффициент избытка воздуха
в топочной камере
1
т  1,05
1,0
т = 1,05-1,03
0,9
т  1,03
0,75
8
При одновременном сжигании двух видов топлива с расходом
одного из них более 90 % значение коэффициента 1 следует принимать по основному виду топлива. В остальных случаях коэффициент
1 определяют как средневзвешенное значение по топливу. Так, для
двух видов топлива
1' B'1"В"
1 
(1.11)
,
В' B"
где 1', 1'', В', В'' соответствует значениям коэффициентов и расходам каждого вида топлива на котел.
1-мазут, 2-уголь, 3-газ
Рисунок 2 – График определения значений коэффициента Е2 в
зависимости от доли воздуха, подаваемого помимо основных горелок
1.3.4 Значения коэффициента Е1 при номинальной нагрузке и
r менее 20 % принимают равными:
При сжигании газа и мазута и вводе газа рециркуляции:
В под топки (при расположении горелок на вертикальных экранах)…………………………………………………………………...0,0025
Через шлицы под горелками………………………………….0,015
По наружному каналу горелок………………………………..0,025
В воздушное дутье и рассечку двух воздушных потоков…..0,035
При сжигании твердого топлива:
При высокотемпературном сжигании и вводе газов рециркуляции в первичную аэросмесь……..…………………………………..0,010
9
во вторичный воздух…………………………………………..0,005
При низкотемпературном сжигании твердого топлива Е1 = 0.
Примечание
Под низкотемпературным сжиганием понимают сжигание твердого топлива с низшей теплотой сгорания менее 23050 кДж/кг в топках с твердым шлакоудалением при температуре факела (Тф) менее 1500 С. Под высокотемпературным сжиганием понимают сжигание всех углей в топках с жидким шлакоудалением, а также с низшей теплотой сгорания (Qрн), равной или более 23050 кДж/кг в
топках с твердым шлакоудалением при температуре факела (Тф ) равной или более
1500 С.
При нагрузках, меньших номинальной, коэффициент Е1 умножают на коэффициент f, определяемый по графику (рисунок 3).
Рисунок 3 – График определения безразмерного коэффициента f
от нагрузки котла
1.3.5 Для расчета загрязнения атмосферного воздуха величины
выбросов диоксида (МNО2) и оксида (МNО) азота в суммарном содержании NOx в выбрасываемых в атмосферу дымовых газах следует
определять по формулам:
М NO  0.8M NO ,
2
(1.12)
X
M NO  (1  0.8)MNO
X
μ NO
 0.13M NO ,
μ NO
X
2
10
(1.13)
где µNO, µNO2 – молекулярные веса NO и NO2 соответственно
равны 30 и 46;
0,8 – принятый коэффициент трансформации оксида азота в
диоксид.
1.3.6 Для котлов малой паропроизводительности менее 30 т/ч
выброс оксида азота определяется
M NO2  0,001BQ р H K NO2 1    ,
(1.14)
где В – расход топлива г/с, л/с;
Qрн – низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг, МДж/м3;
К NO – коэффициент, характеризующий количество окислов
азота, образующихся на 1 ГДж теплоты. Определяется по графикам
(рисунки 4 и 5) для различных видов топлива в зависимости от номинальной нагрузки котлоагрегата;
 – коэффициент, учитывающий степень снижения выбросов
окислов азота в результате применений технических решений.
2
1 – природный газ, мазут; 2 – антрацит; 3 – бурый уголь; 4 – каменный
уголь.
Рисунок 4 – Зависимость КNO2 от паропроизводительности
котлоагрегата для различных топлив
11
1 – природный газ, мазут; 2 – антрацит; 3 – бурый уголь; 4 - каменный
уголь.
Рисунок 5 – Зависимость
котлоагрегата
КNO2
12
от
тепловой
мощности
1.4 Расчет выбросов оксида углерода
1.4.1 Количество оксида углерода (Мco) в тоннах в год или
граммах в секунду, выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами
каждого котла при сжигании твердого, жидкого или газообразного
топлива, вычисляется по формуле
M CO  0.001CCO B(1 
q4
),
100
(1.15)
где Ссо – выход оксида углерода при сжигании твердого, жидкого или газообразного топлива при эксплуатационном режиме работы
котла, кг/т, кг/тыс.м3;
В – расход топлива за рассматриваемый период, т/год,
3
тыс.м /год, г/с, дм3/с;
q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания
топлива, %.
1.4.2 Количество оксида углерода (Ссо ) в кг/т или в кг/тыс.м3 в
зависимости от вида сжигаемого топлива определяется же соотношения
СCO
RQнр  CO q 3RQнр
 0.01q 3

,
QCO10 3 1013
(1.16)
где q3 – потери теплоты от химической неполноты сгорания
топлива, %;
R – коэффициент, учитывающий долю потери теплоты
вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную
содержанием в дымовых газах продуктов неполного сгорания окиси
углерода: для твердого топлива – 1,0; для газа – 0,5; для мазута – 0,65;
Qнр – низшая теплота сгорания натурального топлива,
кДж /кг, кДж/м3
со – удельный вес оксида углерода, равный 1,25 кг/м3 при
нормальных условиях;
Qсо – теплота сгорания оксида углерода, равная 12650 кДж/м3.
При отсутствии эксплуатационных данных значения q3 и q4
принимаются по таблице 1.2.
13
Таблица 1.2 – Характеристика топок котлов малой мощности
Тип топки и котла
Топливо
α
q3
q4
Топка с пневмомехани- Угли типа кузнец- 1,3-1,4 0,5-1 5,5/3
ческими забрасывате- ких
лями и цепной решет- Угли типа донецких 1,3-1,4 0,5-1 6/3,5
кой прямого хода
Бурые угли
1,3-1,4 0,5-1 5,5/4
Топка с пневмомехани- Каменные угли
1,3-1,4 0,5-1 5,5/3
ческими забрасывате- Бурые угли
1,3-1,4 0,5-1 6,5/4,5
лями и цепной решеткой обратного хода
Топка с пневмомехани- Бурые угли типа 1,4-1,5 0,5-1 9/7,5
ческими забрасывате- подмосковных
лями и неподвижной Буре угли типа 1,4-1,5 0,5-1
6/3
решеткой
бородинских
Угли типа кузнец- 1,4-1,5 0,5-1 5,5/3
ких
Шахтная
топка
с Дрова, дробленые
наклонной решеткой
отходы,
опилки,
1,4
2
2
торф кусковой
Камерная топка с твер- Каменные угли
1,2
0,5
5/3
дым шлакоудалением
Бурые угли
1,2
0,5
3/1,5
Камерная топка
Мазут
1,1
0,5
0,5
Газ
(природный,
попутный)
1,1
0,5
0,5
Доменный газ
1,1
1,5
0,5
Примечание – Для α – коэффициента избытка воздуха: меньшие
значения – для парогенераторов производительностью более 10 т/ч; для q4
бόльшие значения – при отсутствии средств уменьшения уноса, меньшие –
при остром дутье и наличии возврата уноса, а также для котлов производительностью 25-35 т/ч.
1.5 Расчет выбросов оксидов ванадия
Соединения ванадия являются составной частью мазутной золы.
Количество оксидов ванадия в пересчете на пятиокись ванадия (МV2O5)
в т/год или в г/с, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами
каждого котла при сжигании жидкого топлива, вычисляют по формуле
M V O  10 6 G V O B(1  к )(1   ул ) ,
2
5
2
5
(1.17)
где GV2O5 – содержание оксидов ванадия в жидком топливе в пересчете на V2O5, г/т;
14
В – расход топлива за рассматриваемый период, т/год, г/с;
к – коэффициент оседания оксидов ванадия на поверхностях
нагрева котлов: 0,07 – для котлов с промпароперегревателями, очистка поверхностей нагрева которых производится в остановленном состоянии; 0,05 – для котлов без промпароперегревателей при тех же
условиях очистки; 0 – для остальных случаев;
ул – доля твердых частиц продуктов сгорания жидкого топлива, улавливаемых в устройствах для очистки газов мазутных котлов. Значения ул оцениваются для средних условий работы улавливающих устройств за год.
При отсутствии результатов анализа топлива содержание оксидов ванадия GV2O5 в сжигаемом топливе определяют ориентировочно
по эмпирической формуле
GV2O5 = 2222 Ар ,
(1.18)
где Ар – содержание золы в мазуте на рабочую массу, %.
2 Расчет приземных концентраций вредных веществ
Как известно, при всех способах очистки в дымовых газах остается определенное количество вредных веществ. Санитарные нормы
требуют, чтобы максимальная концентрация каждого вредного вещества Сmi, мг/м3, в приземном слое атмосферы была не больше предельно допустимой концентрации каждого вредного вещества в атмосферном воздухе (ПДК). То есть
Ci
 1.
ПДКi
ПДК (максимально разовая) в приземном слое населенных мест
составляет для окислов серы – 0,5 мг/м3, окислов азота – 0,085 мг/м3,
окиси углерода – 5 мг/м3, летучей золы (нетоксичной пыли) –
0,5 мг/м3 , пыль золы Казахстанских углей – 0,3 мг/м3.
Для вредных веществ, обладающих свойством однонаправленности действия (для дымовых газов это – окислы азота и серы) безразмерная суммарная концентрация не должна превышать единицы:
C m NO

x
ПДК NO
x
Cm SO
1
2
ПДКSO
(2.1)
2
Величина Сm при эвакуации веществ из дымовых труб существенно зависит от характера турбулентного перемешивания с окру-
15
жающим атмосферным воздухом. Этот процесс зависит от высоты
дымовой трубы Н и средней скорости выхода газов из трубы wo. С ростом Н и wo максимальная приземная концентрация уменьшается и
может быть доведена до нормативных значений.
Максимальная приземная концентрация вредных веществ для
выброса нагретой смеси газов из одиночного точечного источника с
круглым устьем определяется, мг/м3
C mi 
A  Mi  F  m  n 3 z
,
H2
VT
(2.2)
где А – коэффициент, характеризующий условия рассеивания в
атмосферном воздухе при неблагоприятных метеорологических условиях. Значения коэффициента А приведены в таблице 2.1;
Мi – количество вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу, г/с;
F – безразмерный коэффициент, учитывающий скорость
оседания вредных веществ в атмосферном воздухе. Для газообразных
примесей F = 1; для пыли при степени улавливания более 90 % F = 2;
от 75 до 90 % – F = 2,5, менее 75 % F = 3;
m и n – безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья дымовой трубы;
V – объем выбрасываемых дымовых газов, м3/с;
Т – разность между температурой выбрасываемых уходящих газов tух и средней температурой окружающего атмосферного
воздуха tв, оС, определяемой из климатологического справочника [1]
для летнего времени в дневные часы;
z – число одинаковых дымовых труб;
Н – высота дымовой трубы, м.
Для отопительных и отопительно-производственных котельных,
у которых производительность в зимний период наибольшая, под
температурой воздуха tв понимается средняя температура наиболее
холодного месяца, принимаемая по [1, 3].
Коэффициент m находится в зависимости от параметра f:
m
1
0,67  0,1 f  0,343 f
(2.3)
w o2  D о
f  1000 2
,
H  T
(2.4)
16
где wo – средняя скорость выхода газов, м/с;
Dо – диаметр устья дымовой трубы, м.
Таблица 2.1 – Коэффициент
А
для
неблагоприятных
метеорологических условий
Географическое расположение
А
Районы Средней Азии южнее 40° с.ш., Бурятская АР и Читин- 250
ская область
Европейская территория РФ южнее 50° с.ш.; Нижнее Повол200
жье, Кавказ, Дальний Восток, Сибирь, Казахстан и Средняя
Азия
Европейская территория РФ и Урала от 50 до 52° с.ш.
180
Европейская территория РФ и Урала севернее 52° с.ш. (за ис- 160
ключением Центра РФ) Среднее Поволжье, Украина
Московская, Тульская, Рязанская, Владимирская, Калужская, 140
Ивановская области
Коэффициент n находится в зависимости от параметра
V  T
v м  0,653
:
H
Если vм  0,3
Если 0,3  vм  2
Если vм  2
n = 3; 
n = 3 -  (vм – 0,3)(4,36 - vм) ,
n = 1.
Важно, что концентрация вредного вещества на оси факела выброса по направлению движения ветра незначительна у основания
трубы, затем резко нарастает, на расстоянии хм достигает максимального значения См и затем уменьшается.
Расстояние хм определяется как хм = d  H, при F  2;
И хм = 0,625 d H, при F = 2,5.
Коэффициент d находится в зависимости от параметра vм:
Если vм  2
d  4,25vm (1  0,283 f ) ,
Если vм  2
d  7 vm (1  0,283 f ) .
Наибольшие концентрации в приземном слое обычно имеют место при некоторой скорости ветра um, называемой опасной скоростью
ветра. Она определяется в процессе расчета.
Если vм  0,5,
um = 0,5 м/с;
Если 0,5  vм  2, um = vм;

Если vм  2,
um = vм (1 + 0,12f ).
17
3 Расчет дымовой трубы
3.1 Для проектируемого предприятия выбираем дымовую трубу.
Высота трубы принимается Н = 30 – 60 м для водогрейных котлов, для
паровых котлов Н = 75 – 320 м. Стандартные высоты дымовых труб:
Н = 30, 45, 60, 75, 90, 120, 150, 180, 210, 240, 300, 330, 360, 390, 420,
450 м.
Для действующего предприятия в расчете принимается реальная
высота трубы данного предприятия.
3.2 Скорость газов wo на выходе из устья трубы принимаем: при
естественной тяге 15 – 20 м/с; при искусственной тяге и высоте труб
до 100 м = 20 – 30 м/с; до 180 м = 35 – 40 м/с.
3.3 Расход уходящих газов через трубу, м3/с
V1 = Vг/z,
(3.1)
где Vг – действительный объемный расход дымовых газов (из
теплового расчета), м3/с
αух – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;
z – количество одинаковых дымовых труб.
3.4 Определим сечение трубы в устье, м2
Fтр 
V1
wo
(3.2)
3.5 Диаметр трубы в устье, м
Do 
4  Fтр

Стандартные диаметры Dо = 6, 7.2, 8.4, 9.6, 10.8, 12, 13.8 м.
18
(3.3)
3.6 Поскольку оксиды серы и оксиды азота являются вредными
веществами однонаправленного действия, потребную высоту дымовой трубы, при которой обеспечивается ПДК для выбросов азота и серы определим по формуле 3.4, м
 M SO
M NO
h SO NO  А  F  m  n 

 ПДК
ПДК NO
SO

2
2
2
2
2
2

z
3
 V  T
 г
(3.4)
Расчет потребной высоты трубы, при которой в приземном слое
атмосферы обеспечивается ПДК для твердых выбросов, производится
по формуле, м
h тв 
A  M тв  F  m  n
z
3
,
ПДК тв
Vг  T
(3.5)
где МNO2, МSO2, Мтв – соответственно количество окислов азота,
окислов серы и твердых выбросов в расчете на общее количество
труб.
ПДКSO2, ПДКNO2, ПДКтв – предельно допустимые концентрации
оксидов серы, оксидов азота и твердых веществ соответственно;
ПДКSO2 = 0,5 мг/м3, ПДКNO2 = 0,085 мг/м3, ПДКтв = 0,5 мг/м3
Остальные коэффициенты те же, что и при расчете приземных
концентраций вредных веществ в формуле 2.2.
Полученное значение высоты трубы для каждого выброса не
должно превышать предварительно принятое (или реальное) значение
H.
3.7 Определим диаметр ствола трубы у основания, м
D = Do + 2a,
где Do – диаметр трубы в устье, м;
Нi
;
a
100
i – угол наружной образующей трубы, i = (2 ÷ 5) %;
Н – высота трубы, м.
19
(3.6)
4 Пример расчета валовых выбросов вредных веществ
Исходные данные
Характеристики котла БКЗ-320:
паропроизводительность 320 т/ч = 88,9 кг/с;
давление перегретого пара pпп =14 МПа;
давление в барабане котла pб =15,4 МПа;
температура перегретого пара tпп = 560 оС;
температура питательной воды tпв = 230 оС;
коэффициент полезного действия котла ηк = 91,51 %;
температура уходящих газов tух = 120 оС;
энтальпия перегретого пара iпп = 3485,8 кДж/кг;
энтальпия питательной воды iпв = 993,25 кДж/кг.
Состав рабочей массы топлива (Подмосковный уголь):
Wр = 32 %;
Aр = 25,2 %;
Sр = 2,7 %;
Cр = 28,7 %;
Hр = 2,2 %;
Nр = 0,6 %;
Oр = 8,6 %;
Низшая теплота сгорания Qнр = 9,88 МДж/кг.
Расход топлива на котел берется из теплового расчета котла или
определяется по формуле, кг/с
B
D пп (i пп  i пв )  Dпр (i к  i пв )
Qнр ηк
,
где Dпп – паропроизводительность котла, кг/с;
Dпр – расход пара на продувку, Dпр = (0,01 ÷ 0,05)·Dпп;
iпп – энтальпия перегретого пара, кДж/кг. Определяется по
температуре и давлению перегретого пара в котле;
iпв – энтальпия питательной воды, кДж/кг. Определяется по
температуре питательной воды;
iк – энтальпия котловой воды, определяемая по давлению в
барабане котла pб;
Qнр – низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;
ηка – кпд котельного агрегата.
B
88,89(3485,8  993,25)  0,89(1631,8  993,25)
 24,57 кг / с
9880  0,9151
20
4.1 Расчет выбросов твердых частиц
4.1.1 Суммарное количество твердых частиц (летучей золы и
несгоревшего топлива), выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами каждого котла
М ТВ  0,01В(а УН А р  q 4
Q нр
)(1  з ) ,
32680
где В – расход натурального топлива за рассматриваемый период, г/с;
Ар – зольность топлива на рабочую массу, %;
аун = 0,95 – доля золы топлива в уносе;
з – доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителе,
для электрофильтра з = 0,99;
Qрн – низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;
q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания
топлива, для твердого топлива q4 = 1%;
32680 – теплота сгорания углерода в кДж/кг.
М ТВ  0,01  24570  (0.95  25,2  1
9880
)(1  0,99)  59,6 г / с
32680
4.1.2 Количество летучей золы (Мз) в г/с, входящей в суммарное
количество твердых частиц, уносимых в атмосферу
Мз = 0,01*В*Ар* аун (1 – з) = 0,01·24570·25,2·0,95·(1 – 0,99) =
58,8 г/с.
4.2 Расчет выбросов оксидов серы
Количество оксидов серы SО2 и SО3 в пересчете на SО2 (М SО2) в
г/с, выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами в единицу времени,
'
c
М SO  0,02 BSр (1  SO
)(1  "SO ) * (1  SO
2
2
2
n
),
n
oч
2
к
где В – расход натурального топлива за рассматриваемый период, г/с;
Sр – содержание серы в топливе на рабочую массу, %;
21
'so2 – доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле,
'so2 = 0,1;
"so2 – доля оксидов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частиц, "so2 = 0, т.к. золоуловитель сухой;
сso2 – доля оксидов серы, улавливаемых в сероочистной установке, сso2 = 0;
noч ,nк – длительность работы сероулавливающей установки и
котла, ч/год.
МSO2 = 0.02*24570*2,7 (1 – 0.1)(1 – 0)(1 – 0) = 1194 г/с.
4.3 Расчет выбросов оксидов азота
Суммарное количество оксидов азота (NOx) в пересчете на полное окисление оксидов азота в диоксид азота (NO2 ) в г/с, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами каждого котла
М NO 2  10 3 BK (1 
n
q4
)1 (1  1r ) 23 2 (1  аз oч ) ,
100
nK
где В – расход топлива за рассматриваемый период, г/с;
К – коэффициент, характеризующий выход оксидов азота,
кг/г условного топлива,
К
12 Д ф
200  Д н

12  320
 7,4
200  320
q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания
топлива, q4 = 1%;
1 – коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов
азота качества сжигаемого топлива,
при т 1,25 1=0,178 + 0,47·Nг = 0,178 + 0,47·1,1 = 0,695;
2 – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для
вихревых горелок = 1);
3 – коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления: при
твердом шлакоудалении = 1;
Е1 – коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи
их в топку. Для твердого топлива отсутствует.
22
Е2 = 0,65 коэффициент, характеризующий снижение выбросов оксидов азота (при двухступенчатом сжигании) при подаче части
воздуха () помимо основных горелок;
r – степень рециркуляции дымовых газов, %;
аз – доля оксидов азота, улавливаемых в азотоочистной
установке, аз=0, установка отсутствует;
noч ,nк – длительность работы азотоочистной установки и
котла, ч/год.
МNO2=10-3*24570*7,4*(1 – 1/100)*0.695*1*1*0.65 = 81,3 г/с
Для расчета загрязнения атмосферного воздуха величины выбросов диоксида (МNО2) и оксида (МNО) азота в суммарном содержании NOx в выбрасываемых в атмосферу дымовых газах:
М NO  0.8M NO  0.8  81,3  65 г / с ,
2
X
M NO  (1  0.8)M NO
X
μ NO
 0.13M NO  0,13  81,3  10,6 г / с ,
μ NO
X
2
4.4 Расчет выбросов оксида углерода
Количество оксида углерода (М co ) в г/с, выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами каждого котла:
M CO  0.001CCO B(1 
q4
)0
100
где В – расход топлива за рассматриваемый период, г/с;
q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания
топлива, %;
Ссо – выход оксида углерода при сжигании топлива при эксплуатационном режиме работы котла, кг/т; Ссо = 0, т.к потери теплоты
от химической неполноты сгорания для твердого топлива принимается q3 = 0 %.
4.5 Расчет приземных концентраций вредных веществ и
дымовой трубы
Максимальная приземная концентрация вредных веществ для
выброса нагретой смеси газов из одиночного точечного источника с
круглым устьем определяется, мг/м3
23
C mi 
A  Mi  F  m  n 3 z
,
H2
VT
где А – коэффициент, характеризующий условия рассеивания в
атмосферном воздухе при неблагоприятных метеорологических условиях. Для Казахстана А = 200;
Мi – количество вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу, г/с;
F – безразмерный коэффициент, учитывающий скорость
оседания вредных веществ в атмосферном воздухе. Для газообразных
примесей F = 1; для пыли при степени улавливания более 90 % F = 2;
m и n – безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья дымовой трубы;
V – объем выбрасываемых дымовых газов, м3/с;
V = B·Vг (273 + tух)/273;
Vг = VRO2 + VN2o + VH2Oо + 1,0161(α – 1) Vво = 0,556 + 2,33 + 0,689
+ 1,0161(1,41 – 1) 2,94 = 4,77 м3/кг
V = 24,570 · 4,77 (273 + 120)/273 = 168,7 м3/с
Т – разность между температурой выбрасываемых уходящих газов tух и средней температурой окружающего атмосферного
воздуха tв, оС, определяемой из климатологического справочника для
летнего времени в дневные часы, Т = 120 – 27 = 93 оС;
z – число одинаковых дымовых труб, z = 1;
Н – высота дымовой трубы, м.
Если высота дымовой трубы предварительно не задана, принимаем ее самостоятельно, например Н = 240 м.
Коэффициент m находится в зависимости от параметра f:
w o2  D о
f  1000 2
H  T
1
,
m
0,67  0,1 f  0,343 f
где wo – средняя скорость выхода газов из устья трубы, м/с;
принимаем wo = 35 м/с;
Dо – диаметр устья дымовой трубы, м.
24
4V
4  168,7

 2,5 м
  wo
3,14  35
Do 
Вычисляем параметр f
w o2  D о
35 2  2,5
f  1000 2
 1000
 0,57
H  T
240 2  93
m
1
1

 0,97
3
0,67  0,1 f  0,34 f 0,67  0,1 0,57  0,343 0,57
Коэффициент n находится в зависимости от параметра vm
v м  0,653
V  T
168,7  93
 0,653
 2,6
H
240
Так как коэффициент vm > 2, n = 1.
Определим потребную высоту дымовой трубы, при которой
обеспечивается ПДК для выбросов азота и серы, м
 M SO
M NO
h SO NO  А  F  m  n 

 ПДК
ПДК NO
SO

2
2
2
2
2
2

z
3
 V  T

1
 1194 81,3 
h SO NO  200 1  0,97 1 

 161 м
3
0,5
0
,
085
168
,
7

93


2
2
Произведем расчет потребной высоты трубы, при которой в приземном слое атмосферы обеспечивается ПДК для твердых выбросов
h тв 
A  M тв  F  m  n
z
200  59,6  2  0,97  1
1
3

 43
3
ПДК тв
V  T
0,5
168,7  93
ПДКSO2, ПДКNO2, ПДКтв – предельно допустимые концентрации
оксидов серы, оксидов азота и твердых веществ соответственно;
ПДКSO2 = 0,5 мг/м3, ПДКNO2 = 0,085 мг/м3, ПДКтв = 0,5 мг/м3
25
Так как предварительно принятое значение несколько превышает полученное расчетным путем значение потребной высоты дымовой
трубы, зададимся высотой трубы Н = 180 м и повторим расчет.
w o2  D о
35 2  2,5
f  1000 2
 1000
 1,016
H  T
180 2  93
m
1
1

 0,9
0,67  0,1 f  0,343 f 0,67  0,1 1,016  0,343 1,016
Коэффициент n находится в зависимости от параметра vm
v м  0,653
V  T
168,7  93
 0,653
 2,87
H
180
Так как коэффициент vm > 2, n = 1.
Потребная высота дымовой трубы, при которой обеспечивается
ПДК для выбросов азота и серы, м
1
 1194 81,3 
h SO NO  200 1  0,9 1 

 155 м
3
 0,5 0,085  168,7  93
2
2
Потребная высота трубы, при которой в приземном слое атмосферы обеспечивается ПДК для твердых выбросов
h тв 
200  59,6  2  0,9  1
1
3
 41,4 м
0,5
168,7  93
Полученное значение высоты трубы для каждого выброса не превышает предварительно принятое значение H, значит окончательная
высота дымовой трубы составляет 180 м.
Определим диаметр ствола трубы у основания
D = Do + 2a = 2,5 + 2·9 = 20,5 м
a
Н  i 180  5

9
100
100
26
Теперь определим приземные концентрации всех вредных веществ, получаемых при сжигании Подмосковного угля в котле
БКЗ-320 и при установленной высоте дымовой трубы
C тв 
200  59,6  2  0,9  1
1
3
 0,03 мг / м 3
2
180
168,7  93
C NO 
200  81,3  1  0,9  1
1
3
 0,018 мг / м 3
2
180
168,7  93
CSO 
200  1194  1  0,9  1
1
3
 0,27 мг / м 3
2
180
168,7  93
2
2
Произведем проверку соответствия приземных концентраций
вредных веществ их предельно допустимым концентрациям
Cтв
0,03

 0,06  1
ПДК тв 0,5
C NO

x
ПДК NO
x
C SO

2
ПДК SO
2
0,018 0,27

 0,21  0,54  0,75  1
0,085 0,5
Определим расстояние хм, на котором концентрация вредного
вещества См достигает максимального значения и затем уменьшается.
При F  2 хм = d  H = 15,2·180 = 2736 м.
Коэффициент d находим в зависимости от параметра vм:
Так как vм  2 d  7 v m (1  0,283 f ) .
d  7 2,87 (1  0,283 1,016 )  15,2
Определим опасную скорость ветра um, при которой имеют место наибольшие концентрации в приземном слое.
__
_____
Так как vм  2, um = vм (1 + 0,12f ) = 2,87(1 + 0,12 1,016) = 3,2 м/с.
27
Литература
1 СНиП РК 2.04-01-2010 Строительная климатология. – Алматы,
2011. – 20 с.
2 Расчет высоты дымовых труб и выбор параметров
электрофильтров : методическое пособие / Н. А. Зройчиков, М. Г.
Лысков, В. Б. Прохоров. – М. : Издательский дом МЭИ, 2009. – 32 с.
3 СНиП 23-01-99 Строительные нормы и правила, строительная климатология. – М., 2003. – 102 с.
4 РД 34.02.305-98 Методика определения валовых выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС. –
М., 1998. – 24 с.
5 Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе
вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. ОНД-86. –
Л. : Гидрометеоиздат, 1987. – 93 с.
6 Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю
выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух. – СПб. :
Интеграл, 2005. – 244 с.
7 РД 34.02.304-2003 Методические указания по расчету
выбросов оксидов азота с дымовыми газами котлов тепловых
электростанций. – М., 2003. – 24 с.
28
Содержание
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
2
3
4
Введение……………………………………………………….......
Расчетные методы определения валовых выбросов вредных
веществ…………………………………………………………….
Расчет выбросов твердых частиц………………………………...
Расчет выбросов оксидов серы…………………………………...
Расчет выбросов оксидов азота…………………………………..
Расчет выбросов оксида углерода………………………………..
Расчет выбросов оксидов ванадия……………………………….
Расчет приземных концентраций вредных веществ…………....
Расчет дымовой трубы…………………………………………....
Пример расчета валовых выбросов вредных веществ………….
Литература…………………………………………………………
29
3
4
4
5
7
13
14
15
18
20
28