Выбросы вредных веществ в атмосферу

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство сельского хозяйства российской федерации

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Энергетический факультет

Дисциплина: Энергетика АПК

Реферат

Тема: Выброс вредных веществ в атмосферу

2011

Задание

Произвести расчет выбросов вредных веществ в атмосферу и высоту источника рассеивания. Самостоятельно определить систему подавления вредных веществ и систему очистки дымовых газов в зависимости от заданного вида топлива. Исходные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Исходные данные для расчета

№ п/п

Бассейн,

месторождение

(газопровод)

Марка

топлива

Расчетный расход

топлива, Вр,

кг/с (м3/с)

Способ

шлакоудаления

Число

котлов

2

Экибастузский

СС

0,75

жидкое

3

выброс загрязняющий вещество топливо

1. Расчет выброса загрязняющих веществ при сжигании топлива в

котельных агрегатах

Для и парогенераторов производительностью до 30 т/ч и выше 30 т/ч существуют различные методики расчета загрязняющих веществ.

Настоящая методика предназначена для расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу с газообразными продуктами сгорания при сжигании твердого топлива, мазута и газа в топках промышленных и коммунальных котлоагрегатов производительностью до 30 т/ч.

Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу будем производить в следующей последовательности:

Принимаем скорость дымовых газов в устье трубы 0=27 м/с.

Расчетный часовой расход топлива для одного котельного агрегата, м3/ч, кг/ч:

где — расчетный секундный расход топлива в котельной, м3/с, кг/с;

— количество котельных агрегатов.

3) Определение (для твердого топлива) суммарного выброса (из всех труб) в атмосферу золы и недогоревших частиц твердого топлива, г/с:

,

где q4; УН — механический недожог и коэффициент уноса принимается:

при сжигании каменных углей в топках с жидким шлакоудалением q4=1,5%; УН=0,7;

ЗУ — КПД золоулавливания, принимается на уровне 0,96…0,999, что соответствует КПД электрофильтров; 0,92…0,96 — для скрубберов; 0,82…0,9 — для батарейных циклонов

,

4) Определение максимального количества окислов серы, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, г/с:

где SР, % - содержание серы на рабочую массу топлива, таблица 2;

— КПД очистки газов от серы (=0,83 — для современных систем очистки); =0,02 — доля летучей серы, связываемая летучей золой в котле, таблица 3;

тогда по рисунку определяем =3%.

Таблица 2.

Страна, край,

область

Бассейн,

месторождение

Зольность

Сера

Низшая

рабочая

теплота

сгорания

Теоретические объемы

воздуха и

продуктов

сгорания

АР, %

SР, %

QНР, МДж/кг (МДж/м3)

V0/VГ0, м3/кг (м33)

1

2

3

4

5

6

Россия,

Новосибирская область

Листвянский АШ

15,7

0,2

27,0

7,12/7,71

Казахстан

Экибастузский

каменный уголь СС

38,1

0,8

16,76

4,43/4,79

Россия, Якутия (Саха)

Нерюнгринский каменный уголь

12,7

0,2

24,70

6,51/6,97

Торф

Фрезерный

5,5

0,1

8,5

2,51/3,43

Кусковый

6,6

0,2

10,7

3,01/3,87

Жидкое

Мазут сернистый

0,05

1,4

39,76

10,45/11,3

топливо

Мазут высокосернистый

0,12

2,8

38,8

10,2/10,99

Газ

Уренгойский

Бухарский Серпухов-Санкт-Петербург

-

-

-

-

35,8

36,7

37,43

9,52/10,68

9,73/10,91

10,0/15,1

Таблица 3. — Ориентировочные значения

Топливо

Значение

Торф

0,15

Сланцы эстонские и ленинградские

0,8

Экибастузский уголь

0,02

Березовские угли КАУ

для топок с твердым шлакоудалением

для топок с жидим шлакоудалением

0,5

0,2

Угли других месторождений

0,1

Мазут

0,02

Газ

0,0

5)Определение (в порядке оценки) суммарного количества окислов азота, выбрасываемого в атмосферу с дымовыми газами, г/с:

где — КПД систем подавления окислов азота = 0,4 — при сжигании твердого топлива;

1 — поправочный коэффициент, таблица 4;

2 — коэффициент, который учитывает вид топлива и равен 0,01 — при сжигании твердого топлива;

К — параметр, который учитывает паропроизводительность котлоагрегата (для паровых котлов) и тепловую мощность (для водогрейных котлов) и определяется:

для паровых котлов — как

,

где DПЕ=0,25т/ч — паропроизводительность парогенератора.

Таблица 4- Коэффициент 1

Топливо

1

Газ

Мазут

0,85

0,8

Твердое топливо

Твердое шлакоудаление

Жидкое шлакоудаление

Бурые угли

Каменные угли

0,6

1,0

0,8

1,4

Топливо

6) Определение максимального количества выбросов оксида углерода с дымовыми газами г/с

где В, кг/с — расход натурального топлива;

q4, % - потери теплоты от механического недожога;

CCO, кг/т (кг/тыс. м3) — выход оксидов углерода при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива

,

где q3, % - потери теплоты от химической неполноты сгорания, принимаются в соответствии с таблицей 5; R — коэффициент, учитывающий долю потери теплоты из-за химической неполноты сгорания топлива, обусловленного содержанием в дымовых газах продуктов неполного сгорания окиси углерода, таблица 5;

QНР, кДж/кг (кДж/м3) — низшая теплота сгорания натурального топлива;

СО, кг/м3 — удельный вес оксида углерода при нормальных условиях, равный 1,25 кг/м3;

QСО, кДж/м3 — теплота сгорания оксида углерода, равная 12 650 кДж/м3.

Таблица 5

Вид топлива

q3, % [4]

R

Антрацит

0

1,0

Каменные угли

0…0,5

-

Бурые угли

0,5

-

Торф

1,0

-

Мазут

1,5

0,65

Газ

0,5

0,5

7) Определение концентраций вредных веществ в дымовых газах (в порядке оценки), выбрасываемых в атмосферу на уровне устья источника рассеивания, мг/м3:

,

где VГ0, м3/кг (м3/м3) — теоретический объем продуктов сгорания определяется по таблице 2 или по зависимости, м3/кг

;

Мi, г/с — выброс i-го вещества.

8) Определение максимально допустимой высоты источника рассеивания

Концентрация каждого вещества не должна превышать соответствующей ПДКМ.Р., определяемой по таблице 6, м:

Таблица 6

Загрязняющее вещество

ПДКМ.Р. , мг/м3

Недогоревшее топливо, зола

0,5

Окислы серы

0,5

Диоксид азота

0,085

Оксид азота

0,6

Оксид углерода

5

Пентаксид ванадия

-

Бенз (а)пирен, С20Н16

-

При выбросах оксидов серы и азота:

.

, — фоновые концентрации, которые учитываются для ТЭС, сооружающихся в городах, и принимаются в работе (в порядке оценки) на уровне (0,2…0,3) ПДК соответствующих загрязнений.

9) Определение параметра М:

,

где z, шт — суммарное число стволов;

А — коэффициент, учитывающий район строительства равен 200;

F — коэффициент, учитывающий вид загрязнений и при выбросах оксидов серы и азота равен 1;

m и n — коэффициенты, учитывающие скорость выхода дымовых газов из устья трубы и для принятых в расчете 0 равны 0,9 и 1 соответственно;

tГ, ОС — температура дымовых газов на выходе из устья источника рассеивания (принимается в порядке оценки 120…130 ОС — для твердых топлив и 135…140 ОС — для газомазутных);

t, ОС — средняя температура самого холодного месяца; для Астрахани t=-8 С0

V, м3/с — суммарный объемный расход газов при номинальной нагрузке всех парогенераторов

.

Здесь kЗ — коэффициент запаса по производительности парогенератора, равен 1,05;

УХ — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах перед дымовой трубой (с учетом присосов воздуха по всему газовому тракту) принимается 1,40 — для газомазутных топлив и 1,55 — для твердых топлив;

V0, м3/кг (м3/м3) — теоретический объем воздуха, необходимый для сжигания топлива определяется по таблице 2

;

Тогда

10) Определение диаметра устья источника рассеивания, м:

.

11) Выбор стандартного источника рассеивания.

По полученным значениям H (для наибольшего значения) и d0 определяются высота и диаметр устья источника рассеивания как ближайшие в соответствии со следующими типоразмерами дымовых труб:

Н, м — 30, 60, 90, 120, 150, 180, 210, 250;

d0 — 2,4; 3,0; 3,6; 4,2; 4,8; 5,4; 6,0; 6,6; 7,2; 7,8; 8,4; 9,6.

Выбираем максимально допустимой высоты источника рассеивания Н=120 м, d0 =9,6 м

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой