Расчет выбросов веществ при сжигании топлива в котлоагрегатных котельной

Лабораторная работа №2

Котлоагрегаты котельных работают на различных видах топлива (твердом, жидком и газообразном). Выбросы загрязняющих веществ зависят как от количества и вида топлива, так и от типа котлоагрегата.

Учитываемыми загрязняющими веществами, выделяющимися при сгорании топлива, являются: твердые Частицы, оксид углерода, оксиды азота, сернистый ангидрид (серы диоксид), пятиокись ванадия.

1.Выбросы твердых частиц вдымовых газах котельных при использовании твердого и жидкоготоплива определяются по формулам:

1.1. Валовый выброс:

,т/год, где

q_т – зольность топлива, в % (табл.10)

m – количество израсходованного топлива за год, т;

X – безразмерный коэффициент (табл.13);

– эффективность золоуловителей (табл.11)

1.2. Максимально разовый выброс:

г/с, где

– расход топлива за самый холодный месяц года, т;

n – количество дней в сомом холодном месяце этого года.

2. Выбросы оксида углерода в дамовыхх газах котельных при использовании твердого, жидкого и газообразного топлива определяются по формулам:

Для газообразного топлива сначала рассчитывается m по формуле:

m=V*p, т/год, где

V- расход газа, тыс.м³/год;

р- плотность газа. кг/м³(р=0,8 для всех вариантов)

2.1. Валовый выброс:

,где

– потери теплоты вследствии механической неполноты сгорания,% (табл.4)

m- количество израсходованного топлива, т/год, тыс.м³\год;

C¥ - выход окиси углерода при сжигании топлива, кг/т, кг/тыс.м³ по формуле:

, где

– потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, % (табл. 14);

R – коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической сгорания топлива:

R = 1 – для твердого топлива

R = 0,5 – для газа

R = 0,65 – для мазута;

Q_i^r – низшая теплота сгорания натурального топлива (определяется по табл.10).

2.2. Максимально разовый выброс:

, г/с, где

– расход топлива за самый холодный месяц, т.

3. Выбросы оксидов азота в дымовых газах котельных при использовании твердого, жидкого и газообразного топлива определяются по формулам:

3.1. Валовый выброс:

, т/год, где

– параметр, характеризующий количество окислов азота, образующихся на один ГДж тепла, кг/ГДж (определяется по табл. 12) для различных видов топлива в зависимости от производительности котлоагрегата (Д);

- коэффициент, зависящий от степени снижения выбросов окислов азота в результате применения технических решений. Для котлов производительностью до 30 т/час =0.

3.2. Максимальный разовый выброс:

, г/с.

4. Выбросы оксидов серы в дымовых газах котельных при использовании твердого и жидкого топлива определяются по формулам:

4.1. Валовый выброс:

М_so₂ = 0.02 * m * S^r * (1- ,т/год, где

S^r^–содержание серы в топливе, % (табл. 10);

-доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива. Для эстонских или ленинградских сланцев принимается равной 0,8, остальных сланцев – 0,5; углей Канско-Ачинского бассейна – 0,2 (Березовских – 0,5); торфа – 0,15, экибастузских – 0,02, прочих углей – 0,1; мазута – 0,02;

-доля оксидов серы, устанавливаемых в золоуловителе. Для сухих золоуловителей принимается равной 0.

4.2. Максимально разовый выброс:

,г/с.

5. Выбросы пятиокиси ванадия в дымовых газах котельных при использовании жидкого топлива определяются по формулам:

5.1. Валовый выброс:

, лг/год, где

В’ – количество израсходанного мазута за год, т;

Q_V₂_O₅ – содержание пятиокиси ванадия в жидком топливе (при отсутствии результатов анализа топлива, для мазута с S^r>0,4% определяют по формуле:

Q_V₂_O₅= 95.4 * S – 31.6, где

S – для малосернистого мазута – 0.5,

для сернистого мазута – 1.9,

для высокосернистого мазута – 4.1.

- коэффициент оседания пятиокиси ванадия на поверхностях нагрева котлов равен 0; = 0,07 – для котлов с промежуточными пароперегревателями, очистка поверхностей нагрева которых производится в остановленном состоянии; = 0,05 – для котлов без промежуточных паронагревателей при тех же условиях очистки; = 0 – для остальных случаев;

- доля твердых частиц в продуктах сгорания житкого топлива, улавливаемых в устройствах для очистки газов мазутных котлов (оценивается по средним показателям работы улавливающих устройств за год).

5.2. Максимально разовый выброс:

, г/с, где

В” - количество мазута, израсходованного в самый холодный месяц года, т;

n – количество дней в расчетном месяце.

Результаты оформить в виде отчета.

Таблица 10

Характеристика топлив (при нормальных условиях)

Наименование топлива	,%	S^r, %	Q_i ^r, МДж/кг

Угли
Донецкий бассейн	28,0	3,5	18,50
Днепровский бассейн	31,0	4,4	6,45
Подмосковный бассейн	39,0	4,2	9,88
Печерский бассейн	31,0	3,2	17,54
Кизеловский бассейн	31,0	6,1	19,65

Челябинский бассейн	29,9	1,0	14,19
Южноуральский бассейн	6,6	0,7	9,11
Карагандинский бассейн	27,6	0,8	21,12
Экибастузский бассейн	32,6	0,7	18,49
Тургайский бассейн	11,3	7,6	13,18
Кузнецкий бассейн	13,2	0,4	22,93
Горловский бассейн	11,7	0,4	26,12
Кузнецкий бассейн (открытая добыча)	11,0	0,4	21,46
Канско-Ачинский бассейн	6,7	0,2	15,54
Минусинский бассейн	17,2	0,5	20,16
Иркутский бассейн	27,0	1,0	17,93
Бурятский бассейн	16,9	0,7	16,88
Партизанский бассейн (Сучанский)	34,0	0,5	20,81
Раздольненский бассейн	32,0	0,4	19,64
Сахалинский бассейн	22,0	0,4	17,83
Горючие сланцы
Эстонсланец	50,5	1,6	11,34
Ленинградсланец	54,2	1,5	9,50
Торф
Росторф в целом	12,5	0,3	8,12
Другие виды топлива
Дрова	0,6	-	10,24
Мазут малосернистый	0,1	0,5	40,30
Мазут сернистый	0,1	1,9	39,85
Мазут высокосернистый	0,1	4,1	38,89
Дизельное топливо	0,025	0,3	42,75
Соляровое масло	0,02	0,3	42,46
Природный газ из газопроводов
Саратов – Москва	-	-	35,80
Саратов – Горький	-	-	36,10
Ставрополь – Москва	-	-	36,00
Серпухов – Ленинград	-	-	37,43
Брянск – Москва	-	-	37,30
Промысловка – Астрахань	-	-	35,04
Ставрополь – Невинномыск – Грозный	-	-	35,63
Уренгой – Помары – Ужгород	-	-	41,75

Таблица 11

Средние эксплуатационные эффективности аппаратов газоочистки и пылеулавливания

Аппарат, установка	Эффективность улавливания, %
	Твердых и жидких частиц	Газообразных и парообразных компонентов

Отходящие газы котельных
Батарейные циклоны типа БЦ-2		-
Батарейные циклоны на базе секции СЭЦ-24		-
Батарейные циклоны типа ЦБР-150У	93-95	-
Электрофильтры	97-99	-
Центробежные скрубберы ЦС-ВТИ	88-90	-
Мокропрутковые золоуловители ВТИ	90-92	-
Жалюзийные золоуловители	75-85	-
Групповые циклоны ЦН-15	85-90	-
Дымосос-пылеуловитель ДП-10		-
Аспирационный воздух от оборудования механической обработки материалов а) Аппараты и установки сухой очистки
Пылеосадочные камеры	45-55	-
Циклоны ЦН-15	80-85	-
Циклоны ЦН-11	81-87	-
Циклоны СДК-ЦН-33, СК-ЦН-34	85-93	-
Конические циклоны СИОТ	60-70	-
Циклоны ВЦНИИОТ с обратным конусом	60-70	-
Циклоны Клайпедского ОЭКДМ, Гипродревпрома	60-90	-
Групповые циклоны	85-90	-
Батарейные циклоны БЦ	82-90	-

Рукавные фильтры	99 и выше	-
Сетчатые фильтры (для волокнистой пыли)	93-96	-
Индивидуальные агрегаты типа ЗИЛ-900, АЭ212, ПА212 и др.		-
Циклоны ЛИОТ	70-80	-
б) Аппараты и установки мокрой очистки
Циклоны с водяной пленкой ЦВП и СИОТ	80-90	-
Полые скрубберы	70-89	-
Пенные аппараты	75-90	-
Центробежный скруббер ЦС-ВТИ	88-93	-
Низконапорные пылеуловители КМП	92-96	-
Пылеуловители вентиляционные мокрые типа ПВМ, ПВ-2	97-99	-
Трубы Вентури типа ГВПВ	90-94	-
Вентиляционные выбросы при окраске изделий
Гидрофильтры форсуночные каскадные барботажно-вихревые	86-92 90-92 94-97	- 20-30 40-50
Установки рекуперации растворителей (адсорбция твердыми поглотителями)	-	92-95
Установки термического окисления паров растворителей	-	92-97
Установки каталитического окисления паров растворителей	-	95-99

Таблица 12

Зависимость К_NO2от паропроизводительности котлоагрегатов

Паропроизводительность котлоагрегатов, т/ч	Значение К_NO2
	Природный газ, мазут	Антрацит	Бурый уголь	Каменный уголь
0,5	0,08	0,095	0,155	0,172
0,7	0,085	0,10	0,163	0,18
1,0	0,09	0,105	0,168	0,188
2,0	0,095	0,12	0,193	0,20
3,0	0,098	0,125	0,192	0,21
4,0	0,099	0,13	0,198	0,215
6,0	0,1	0,135	0,205	0,225
8,0	0,102	0,138	0,213	0,228
10,0	0,103	0,14	0,215	0,235
15,0	0,108	0,15	0,225	0,248
20,0	0,109	0.,155	0,23	0,25
25,0	0,11	0,158	0,235	0,255
30,0	0,115	0,16	0,24	0,26

Таблица 13

Значения коэффициента X в зависимости от типа топки и топлива

Тип топки	Топливо	X
С неподвижной решеткой и ручным забросом	Бурые и каменные угли	0,0023
	Антрациты: АС и АМ АРШ	0,0030 0,0078
С цепной решеткой прямого хода	Антрацит Ас и АМ	0,0020
С забрасывателями и цепной решеткой	Бурые и каменные угли	0,0035
Шахтная	Твердое топливо	0,0019
Шахтно-цепная	Торф кусковой	0,0019
Наклонно-переталкивающая	Эстонские сланцы	0,0025
Слоевые топки бытовых теплоагрегатов	Дрова	0,0050
	Бурые угли	0,0011
	Каменнные угли	0,0011
	Антрацит, тощие угли	0,0011
Камерные топки:
паровые и водогрейные котлы	Мазут	0,010
	Газ природный, попутный и коксовый	-
бытовые теплогенераторы	Газ природный	-
	Легкое жидкое (печное) топливо	0,010

Таблица 14

Характеристика топок котлов малой мощности

Тип топки и котла	Топливо	q2	q1
Топка с цепной решеткой	Донецкий антрацит	0,5	13,5/10
Шахтно-цепная топка	Торф кускрвой	1,0	2,0
Топка с пневмомеханическими забрасывателями цепной решеткой прямого хода	Угли типа кузнецких	0,5-1	5,5/3
	Угли типа донецких	0,5-1	6/3,5
	Бурые угли	0,5-1	5,5/4
Топка с пневмомеханическими забрасывателями цепной решеткой обратного хода	Каменные угли	0,5-1	5,5/3
	Бурые угли	0,5-1	6,5/4,5
Топка с пневмомеханическими забрасывателями неподвижной решеткой	Донецкий антрацит	0,5-1	13,5/10
	Бурые угли типа подмосковных	0,5-1	9/7,5
	Бурые угли типа бородинских	0,5-1	6/3
	Угли типа кузнецких	0.5-1	5,5/3
Шахтная топка с наклонной решеткой	Дрова, дробленые отходы, опилки, торф кусковой
Топка скоростного горения	Дрова, щепа, опилки		4/2
Слоевая топка котла паропроизводительностью более 2 т/ч	Эстонские сланцы
Камерная топка с твердым шлакоудалением	Каменные угли	0,5	5/3
	Бурые угли	0,5	3/1,5
	Фрезерный торф	0,5	3/1,5
Камерная топка	Мазут	0,5	0,5
	Газ (природный, попутный)	0,5	0,5
	Доменный газ	1,5	0,5