Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 ГКал в час

Назва: 
Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах произво

Download

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

МЕТОДИКА

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ПРИ СЖИГАНИИ ТОПЛИВА В КОТЛАХ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬЮ МЕНЕЕ 30 ТОНН ПАРА В ЧАС ИЛИ МЕНЕЕ 20 ГКАЛ В ЧАС

МОСКВА 1999

СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ

Методика разработана научно-исследовательским институтом охраны атмосферного воздуха (НИИАтмосфера) при участии Госкомэкологии Пермской области, Всероссийского научно-исследовательского теплотехнического института (ВТИ), энергетического института им. Г.М. Кржижановского (ЭНИН) и ООО "Импульс-Холдинг"

КЛЮЧЕВЫЕ

СЛОВА:                          паровые и отопительные котлы, охрана атмосферы, выбросы загрязняющих веществ, оксиды азота, диоксид серы, мазутная зола, оксид углерода, твердые частицы, сажа, бенз(а)пирен

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящая методика (далее - Методика) предназначена для определения выбросов в атмосферный воздух загрязняющих веществ с дымовыми газами котлоагрегатов паропроизводительностью до 30 т/ч и водогрейных котлов мощностью до 25 МВт (20 Гкал/ч) по данным периодических измерений их концентраций в дымовых газах или расчетным путем при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива.

Методика применяется с начала отчетного периода - 1 января 2000 года для:

составления статистической отчетности по форме 2-ТП (воздух);

установления предельно допустимых и временно согласованных выбросов;

планирования работ по снижению выбросов;

контроля выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

Периодичность проверки Методики - 5 лет.

При определении валовых выбросов загрязняющих веществ в тоннах в год значения исходных величин, входящих в расчетные формулы, принимаются по отчетным данным предприятия, с усреднением их за этот период.

При определении максимальных выбросов загрязняющих веществ в граммах в секунду значение расхода топлива принимаются исходя из наибольшей нагрузки котельной установки за отчетный период.

I ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ГАЗООБРАЗНЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ПО ДАННЫМ ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫХ ЗАМЕРОВ

1.1 Суммарное количество Мj, загрязняющего вещества j, поступающего в атмосферу с дымовыми газами (г с. т год), рассчитывается по уравнению

                                                          (1)

где сj, - массовая концентрация загрязняющего вещества j в сухих дымовых газах при стандартном коэффициенте избытка воздуха = 1,4 и нормальных условиях [1], мг/нм3; определяется по п. 1.2;

Vcr - объем сухих дымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 кг (1 нм3) топлива, при = 1,4, нм3/кг топлива (нм3/нм3 топлива).

Вр - расчетный расход топлива; определяется по п. 1.3;

при определении выбросов в граммах в секунду Вр берется в т/ч (тыс. нм3/ч); при определении выбросов в тоннах в год Вр берется в т/год (тыс. нм3/год);

kп - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в граммах в секунду kп= 0,278*10-3;

при определении выбросов в тоннах в год kп = 10-6.

1 Температура 273 К и давление 101,3 кПа.

1.2 Массовая концентрация загрязняющего вещества j рассчитывается по измеренной* концентрации , мг/ нм3, по соотношению

                                                                    (2)

где  - коэффициент избытка воздуха  в месте отбора пробы.

* Измерение концентрации загрязняющих веществ регламентируется соответствующими положениями отраслевых методических документов по инвентаризации (нормированию, контролю) выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

При использовании приборов, измеряющих объемную концентрацию загрязняющего вещества j, массовая концентрация рассчитывается по соотношению

                                                                  (3)

где Ij - измеренная объемная концентрация при коэффициенте избытка воздуха , ppm*;

 - удельная масса загрязняющего вещества, кг/нм3;

*1 ppm=1 см33= 1 нсм3/нм3= 0,0001 % об

Для основных газообразных загрязняющих веществ, содержащихся в выбрасываемых в атмосферу дымовых газах котельных установок (оксидов азота в пересчете на NO2, оксида углерода и диоксида серы), значения удельной массы  составляют:

                                                         (4)

Формулы (4) получены в предположении, что перечисленные газы являются идеальными*.

*Погрешность, вносимая этим предположением, значительно меньше погрешности измерений.

Коэффициент избытка воздуха  с достаточной степенью точности может быть найден по приближенной кислородной формуле

                                                               (5)

где О2 - измеренная концентрация кислорода в месте отбора пробы дымовых газов, %*.

* Для более точного определения  в уравнение (5) следует подставить значение концентрации избыточного кислорода

Однако, если обеспечен нормальный топочный режим, содержание CO, H2, CH4 и CnCm не превышает 0,01 % по объему, и можно считать, что

При расчете максимальных выбросов загрязняющего вещества в граммах в секунду берутся максимальные значения массовой концентрации этого вещества при наибольшей нагрузке за отчетный период.

При определении валовых выбросов в тоннах в год используется среднее значение массовой концентрации загрязняющего вещества за год. Среднее значение массовой концентрации определяется по средней за рассматриваемый промежуток времени нагрузке котла. При этом пользуются заранее построенными зависимостями концентраций загрязняющих веществ от нагрузки котла. Построение указанных зависимостей проводится не менее чем по трем точкам - при минимальной, средней и максимальной нагрузках*.

* При определении валовых выбросов диоксида серы за длительный промежуток времени следует использовать расчетный метод (см. п. 2.2 раздела 2, данного руководящего документа).

1.3 Расчетный расход топлива Вр, т/ч (тыс. нм3/ч) или т/год (тыс. нм3/год), определяется по соотношению

                                                 (6)

где В - полный расход топлива на котел, т/ч (тыс. нм3/ч) или т/год (тыс. нм3/год);

q4 - потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %.

Значение В определяется по показаниям прибора или по обратному тепловому балансу (при проведении испытаний котла).

1.4 Расчет объема сухих дымовых газов Vcr проводится по нормативному методу [2] по химическому составу сжигаемого топлива или табличным данным. Расчетные формулы приведены в Приложении А.

* Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М., Энергия, 1973

При недостатке информации о составе сжигаемого топлива объем сухих дымовых газов может быть рассчитан по приближенной формуле

                                                              (7)

где - низшая рабочая теплота сгорания топлива, МДж кг (МДж/нм3),

К - коэффициент, учитывающий характер топлива и равный:

для газа ...............……. 0,345

для мазута .............…... 0,355

для каменных углей ... 0,365

для бурых углей .......... 0,375

1.5 С учетом (3), (5) и (7) соотношение (1) для расчета суммарного количества загрязняющего вещества j (при использовании приборов, измеряющих объемную концентрацию в ррт) записывается в виде

                                         (8)

С учетом (4) выбросы оксидов азота, оксида углерода и диоксида серы рассчитываются по соотношениям

                                    (9)

                                      (10)

                                     (11)

1.6 В связи с установленными раздельными ПДК для оксида и диоксида азота и с учетом трансформации оксида азота в атмосферном воздухе суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие (с учетом различия в молекулярной массе этих веществ)

  (12)

                                   (13)

где  и  - молекулярные массы N0 и NO2, равные 30 и 46 соответственно;

0,8 - коэффициент трансформации оксида азота в диоксид [3]

* Численное значение коэффициента трансформации может устанавливаться расчетно-экспериментальным методом, утверждаемым Госкомэкологией России.

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ГАЗООБРАЗНЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ РАСЧЕТНЫМИ МЕТОДАМИ

2.1 Оксиды азота

2.1.1 Расчет выбросов оксидов азота при сжигании природного газа

Суммарное количество оксидов азота NOx в пересчете на NO2(в г с, т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле

                                     (14)

где Вр - расчетный расход топлива, нм3/с (тыс. нм3, год),

при работе котла в соответствии с режимной картой с достаточной степенью точности может быть принято Вр = В - фактическому расходу топлива на котел;

 - низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм3,

 - удельный выброс оксидов азота при сжигании газа, г/МДж.

Для паровых котлов

     (15)

где D - фактическая паропроизводительность котла, т/ч.

Для водогрейных котлов

                                                 (16)

где QT - фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу, МВт, определяемая по формуле

                                                         (17)

 - безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки.

Для всех дутьевых горелок напорного типа (т.е. при наличии дутьевого вентилятора на котле) принимается  = 1,0.

Для горелок инжекционного типа принимается  = 1,6.

Для горелок двухступенчатого сжигания (ГДС)  = 0,7.

 - безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения

                                                 (18)

где tгв - температура горячего воздуха, .

 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота.

В общем случае значение  =1,225.

При работе котла в соответствии с режимной картой  = 1.

Для котлов с напорными (дутьевыми) горелками или горелками ГДС при наличии результатов испытаний котла с измерением O2 и СО для более точного учета избытка воздуха используется формула*)

                              (19)

где O2 - концентрация кислорода в дымовых газах за котлом, %;

 - относительная тепловая нагрузка котла, равная отношению  = Qф/Qн или =Dф/Dн,

где Qф, Dф, Qн и Dн - соответственно фактические и номинальные тепловая нагрузка и паропроизводительность котла, МВт, т/ч.

*) Снижение коэффициента  (т.е. уменьшение выбросов NOx) за счет снижения концентрации кислорода O2 ограничивается ростом концентрации CO сверх 0,01 %. Увеличивать концентрацию кислорода O2 для снижения  не рекомендуется по причине роста потерь с уходящими газами q2

Для котлов с инжекционными горелками влияние избытка воздуха учитывается коэффициентом

                                           (20)

где  - разрежение в топке, кгс/м 2(мм вод. cm.)

 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование оксидов азота.

При подаче газов рециркуляции в смеси с воздухом

                                                           (21)

где r - степень рециркуляции дымовых газов, %.

 - безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру

                                                      (22)

где  - доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количества организованного воздуха);

kп - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в граммах в секунду kп = 1;

при определении выбросов в тоннах в год kп = 10-3.

 При определении максимальных выбросов оксидов азота в граммах в секунду по формуле (14) значения входящих в формулу величин определяются при максимальной тепловой мощности котла.

При определении валовых выбросов оксидов азота за год значения входящих в формулу (14) величин определяются по средней за рассматриваемый промежуток времени нагрузке котла.

2.1.2 Расчет выбросов оксидов азота при сжигании мазута

Суммарное количество оксидов азота NOx в пересчете на NO2г с. т/год}, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле

                           (23)

где Вр - расчетный расход топлива, кг с (т год), определяемый по формуле

                                                           (24)

где В - фактический расход топлива на котел кг с (т год),

q4 - потери тепла от механической неполноты сгорания, %;

 - низшая теплота сгорания топлива, МДж кг;

 - удельный выброс оксидов азота при сжигании мазута, г/МДж;

Для паровых котлов

                                                          (25)

где D - фактическая паропроизводительность котла, т/ч.

Для водогрейных котлов

                                                (26)

где Qт - фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу, определяемая по формуле (17).

Приведенные зависимости  от D и Qт справедливы для мазутов, поставляемых отечественными НПЗ.

 - безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения; рассчитывается по формуле (18);

- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота при сжигании мазута.

В общем случае значение = 1,113.

При работе котла в соответствии с режимной картой = 1.

При наличии результатов испытаний котла с измерением О2 и СО для более точного учета избытка воздуха используют формулу*)

                                              (27)

где О2 - концентрация кислорода в дымовых газах за котлом, %;

 - относительная тепловая нагрузка котла, равная отношению =Qф/Qн или =Dф/Dн,

где Qф, Dф, Qн и Dн - соответственно фактические и номинальные тепловая нагрузка и паропроизводительность котла, МВт, т/ч.

 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование оксидов азота.

*) Снижение коэффициента  (т.е. уменьшение выбросов NOx) за счет снижения концентрации кислорода О2 ограничивается ростом концентрации СО сверх 0,01%. Увеличивать концентрацию кислорода О2 для снижения  не рекомендуется по причине поста потерь с уходящими газами q2.

При подаче газов рециркуляции в смеси с воздухом

                                                               (28)

где r - степень рециркуляции дымовых газов, %.

 - безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру:

                                                                (29)

где  - доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количества организованного воздуха);

kп - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в граммах в секунду kп = 1;

при определении выбросов в тоннах в год kп = 10-3.

2.1.3 Расчет выбросов оксидов азота при слоевом сжигании твердого топлива

Для котлов, оборудованных топками с неподвижной, цепной решеткой, с пневмомеханическим забрасывателем и для шахтных топок с наклонной решеткой суммарное количество оксидов азота nox в пересчете на NO2; (в г с, т год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле

                                                      (30)

где Bp- расчетный расход топлива, определяемый по формуле (24), кг с (т/год);

 - низшая теплота сгорания топлива, МДж кг,

 - удельный выброс оксидов азота при слоевом сжигании твердого топлива, г МДж.

Величина  рассчитывается по формуле

                             (31)

где - коэффициент избытка воздуха в топке, определяемый по формуле

                                                         (32)

где O2 - концентрация кислорода в дымовых газах за котлом, %;

при отсутствии информации о концентрации кислорода в дымовых газах за котлом можно принимать  = 2,5;

R6 - характеристика гранулометрического состава угля - остаток на сите с размером ячеек 6 мм, %;

принимается по сертификату на топливо;

qR - тепловое напряжение зеркала горения, МВт/м2.

Величина qR  определяется по формуле

                                                            (33)

где F - зеркало горения (определяется по паспортным данным котельной установки), м2;

 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов, подаваемых в смеси с дутьевым воздухом под колосниковую решетку, на образование оксидов азота;

                                                     (34)

где r - степень рециркуляции дымовых газов, %;

kп - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в граммах в секунду kп -= 1;

при определении выбросов в тоннах в год kп = 10-3.

В связи с установленными раздельными ПДК на оксид и диоксид азота и с учетом трансформации оксидов азота суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие, расчет которых проводится согласно п. 1.6 данной Методики.

2.2 Оксиды серы

Суммарное количество оксидов серы , выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), вычисляют по формуле

                                      (35)

где В - расход натурального топлива за рассматриваемый период, г(т/год);

Sr - содержание серы в топливе на рабочую массу, %;

 - доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле;

 - доля оксидов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частиц.

Ориентировочные значения  при сжигании различных видов топлива составляют:

Топливо

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

Доля оксидов серы ( ), улавливаемых в сухих золоуловителях, принимается равной нулю. В мокрых золоуловителях эта доля зависит от общей щелочности орошающей воды и от приведенной сернистости топлива Sпр.

                                                             (36)

При характерных для эксплуатации удельных расходах воды на орошение золоуловителей 0,1-0,15 дм3/нм3  определяется по рисунку Б1 Приложения Б.

При наличии в топливе сероводорода к значению содержания серы на рабочую массу Sr в формуле (35) следует прибавить величину

                                                         (37)

где H2S - содержание на рабочую массу сероводорода в топливе, %.

Примечание. - При разработке нормативов предельно допустимых и временно согласованных выбросов (ПДВ, ВСВ) рекомендуется применять балансово-расчетный метод, позволяющий более точно учесть выбросы диоксида серы. Это связано с тем, что сера распределена в топливе неравномерно. При определении максимальных выбросов в граммах в секунду используются максимальные значения Sr фактически использовавшегося топлива. При определении валовых выбросов в тоннах в год используются среднегодовые значения Sr.

2.3 Оксид углерода

Расчет количества выбросов СО выполняется по данным инструментальных замеров в соответствии с разделом 1 данной Методики.

При отсутствии данных инструментальных замеров оценка суммарного количества выбросов оксида углерода, г/с (т/год), может быть выполнена по соотношению

                                              (38)

где В - расход топлива, г/с (т/год);

Ссо - выход оксида углерода при сжигании топлива, г/кг (г/нм3) или кг/т (кг/тыс.нм3). Рассчитывается по формуле

                                                            (39)

где q3 - потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %

R - коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода; принимается для

твердого топлива.................. 1,0

мазута...........................…….. 0,65

газа.................................……. 0,5

 - низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж кг, (МДж нм3);

q4 - потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %.

При отсутствии эксплуатационных данных значения q3, q4 принимаются по таблице В1 Приложения В.

Ориентировочная оценка суммарного количества выбросов оксида углерода MCO, (г с, т год) может проводиться по формуле

                                      (40)

где Ксо - количество оксида углерода, образующееся на единицу тепла, выделяющегося при горении топлива, кг/ТДж, принимается по таблице В2 Приложения В.

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ТВЕРДЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

3.1 Определение выбросов твердых частиц по данным инструментальных замеров

Максимальный (г с) выброс твердых частиц Мтв, поступающих в атмосферу с дымовыми газами, определяется по соотношению

                                                        (41)

где сэксп - замеренная массовая концентрация твердых частиц в дымовых газах при работе котла на максимальной нагрузке, г/м3;

 - реальный объем дымовых газов, замеренный в том же сечении газохода, где замерялась запыленность, или рассчитанный по составу топлива (ориентировочные данные приведены в Приложении З)* при рабочих условиях и работе котла на максимальной нагрузке, м3/с.

* Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М., Энергия, 1973.

В том случае, если замерить  не представляется возможным, а также при отсутствии данных по химическому составу топлива для определения реального объема газов можно воспользоваться приближенным соотношением

                             (42)

где В - секундный расход натурального топлива, кг/с (нм3/с);

 - коэффициент избытка воздуха, замеренный в том же сечении;

tp - температура дымовых газов в том же сечении, ,

ki - численные коэффициенты, подобранные для каждого вида топлива методом наименьших квадратов:

Вид топлива

k1

k2

k3

k4

Бурые угли

1,219

0,234

0,355

0,251

Каменные угли

0,403

0,265

0,0625

0,264

Природный газ

-0,739

0,278

0,0864

0,267

Мазут

-0,633

0,298

0,372

0,256

При совместном сжигании топлив разных видов расчет максимальных выбросов твердых частиц (г с) проводится по данным инструментальных замеров, сделанных при работе дотла на максимальной нагрузке и максимальной доле (по теплу) наиболее зольного вида топлива.

Валовые выбросы твердых частиц (т/год) за отчетный период следует определять расчетным методом.

3.2 Расчет выбросов твердых частиц

3.2.1 Суммарное количество твердых частиц (летучей золы и несгоревшего топлива) Мтв, поступающих в атмосферу с дымовыми газами котлов (г/с, т/год), вычисляют по одной из двух формул

                                        (43)

или

                                (44)

где В - расход натурального топлива, г/с (т/год),

Аr - зольность топлива на рабочую массу, %;

aун - доля золы, уносимой газами из котла (доля золы топлива в уносе); при отсутствии данных замеров можно использовать ориентировочные значения, приведенные в нормативном методе «Тепловой расчет котельных агрегатов»:

 - доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях*:

* В расчете не учитывается влияние сероулавливающих установок.

Гун - содержание горючих в уносе, %; при отсутствии данных замеров расчет Мтв ведется по формуле (44);

q4 - потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %; при отсутствии данных можно использовать ориентировочные значения, приведенные в таблице В1 Приложения В.

 - низшая теплота сгорания топлива, МДж кг;

32,68 - теплота сгорания углерода, МДж/кг.

3.2.2 Количество летучей золы (Мз) в г с (т/год), входящее в суммарное количество твердых частиц, уносимых в атмосферу, вычисляют по формуле

                                              (45)

3.2.3 Количество коксовых остатков при сжигании твердого топлива и сажи при сжигании мазута (Мк) в г/с (т/год), образующихся в топке в результате механического недожога топлива и выбрасываемых в атмосферу, определяют по формуле

                                                      (46)

Примечание. При определении максимальных выбросов в г/с используются максимальные значения Аr фактически использовавшегося топлива. При определении валовых выбросов в т/год используются среднегодовые значения Аr.

3.3 Расчет выбросов мазутной золы в пересчете на ванадий

Мазутная зола представляет собой сложную смесь, состоящую в основном из оксидов металлов. Биологическое ее воздействие на окружающую среду рассматривается как воздействие единого целого. В качестве контролирующего показателя принят ванадий, по содержанию которого в золе установлен санитарно-гигиенический норматив (ПДК).

Суммарное количество мазутной золы (Ммз) в пересчете на ванадий, в г с или т/год, поступающей в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании мазута, вычисляют по формуле

                                     (47)

где Gv - количество ванадия, находящегося в 1 т мазута, г/т.

Gv в г/т может быть определено одним из двух способов:

- по результатам химического анализа мазута:

                                                           (48)

где av - фактическое содержание элемента ванадия в мазуте, %;

104 -коэффициент пересчета;

- по приближенной формуле (при отсутствии данных химического анализа):

                                                         (49)

где 2222 - эмпирический коэффициент;

Аr - содержание золы в мазуте на рабочую массу, %.

Примечание. - При отсутствии данных химического анализа значения Аr принимаются по данным, опубликованным в справочнике "Энергетическое топливо СССР", М.: Энергоатомиздат, 1991 или по таблице Г1 Приложения Г.

В - расход натурального топлива;

при определений-выбросов в г с В берется в т ч;

при определении выбросов в т год В берется в т год.

 - доля ванадия, оседающего с твердыми частицами на поверхности нагрева мазутных котлов, которую принимают равной:

0,07 - для котлов с промпароперегревателями, очистка поверхностей которых производится в остановленном состоянии;

0,05 - для котлов без промпароперегревателей при тех же условиях очистки.

- степень очистки дымовых газов от мазутной золы в золоулавливающих установках, % (см. Приложение Д);

kп - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в г/с kп= 0,278 10-3;

при определении выбросов в т/год kп = 10-6.

3.4 Расчетное определение выбросов бенз(а)пирена в атмосферу паровыми и водогрейными котлами

Выброс бенз(а)пирена, поступающего в атмосферу с дымовыми газами (г с, т год), рассчитывается по уравнению (1).

3.4.1 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах промтеплоэнергетических котлов малой мощности

3.4.1.1 Концентрация бенз(а)пирена, мг нм3, в сухих продуктах сгорания мазута на выходе из топочной камеры определяется по формулам:

- для  = 1,08-1,25:

                          (50)

для  > 1,25:

                        (51)

3.4.1.2 Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм3, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоны промтеплоэнергетических котлов малой мощности определяется по формулам:

- при  = 1,08 - 1,25:

                          (52)

при  > 1,25:

                           (53)

В формулах (50) - (53):

R - коэффициент, учитывающий способ распыливания мазута

для паромеханических форсунок R = 0,75;

для остальных случаев R = 1;

 - коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки,

qv - теплонапряжение топочного объема, кВт/м3;

при сжигании проектного топлива величина qv берется из технической документации на котельное оборудование;

при сжигании непроектного топлива величина qv рассчитывается по соотношению

где Вр = В(1 – q4/100) - расчетный расход топлива на номинальной нагрузке, кг/с (м3/с);

В - фактический расход топлива на номинальной нагрузке, кг/с (м3/с);

 - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг (кДж/м3);

VT - объем топочной камеры, м3; берется из техдокументации на котел.

КР - коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания, (определяется по графику рис. Е1 Приложения Е);

КД - коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания, (определяется по графику рис. Е2 Приложения Е);

КСТ - коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания, (определяется по графику рис. ЕЗ Приложения Е).

Для расчета максимальных и валовых выбросов по формуле (1) концентрации бенз(а)пирена, рассчитанные по формулам (50) - (53) приводятся к избыткам воздуха =1,4 по формуле (2) настоящей методики.

3.4.2 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах водогрейных котлов

3.4.2.1 Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм3, в сухих продуктах сгорания мазута на выходе из топочной камеры водогрейных котлов определяется по формулам:

- для  = 1,05 - 1,25 и qv = 250-500 кВт/м3:

                            (54)

- для  > 1,25 и qv = 250-500 кВт/м3:

                             (55)

3.4.2.2 Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм1, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоны водогрейных котлов малой мощности определяется по формулам:

- для  = 1,05 - 1,25 и qv = 250-500 кВт/м3:

                               (56)

- для  > 1,25 и qv = 250-500 кВт/м3:

                               (57)

В формулах (54) - (57) обозначения те же, что и в формулах (50)-(53); коэффициенты КД, КР, КСТ принимаются по графикам рисунков El -ЕЗ Приложения Е.

Коэффициент КО, учитывающий влияние дробевой очистки конвективных поверхностей нагрева на работающем котле, принимается:

при периоде между очистками 12 ч ............. 1,5

при периоде между очистками 24 ч ............. 2,0

при периоде между очистками 48 ч ............. 2,5

Для расчета максимальных и валовых выбросов по формуле (1) концентрации бенз(а)пирена, рассчитанные по формулам (54) - (57) приводятся к избыткам воздуха = 1,4 по формуле (2) настоящей методики.

3.4.3 Расчет концентраций 6енз(а)пирена в уходящих газах котлов малой мощности при сжигании твердых топлив

Концентрацию бенз(а)пирена в сухих дымовых газах котлов малой мощности при слоевом сжигании твердых топлив сбп(мг/нм3), приведенную к избытку воздуха в газах  = 1,4, рассчитывают по формуле:

                                      (58)

где А - коэффициент, характеризующий тип колосниковой решетки и вид топлива;

Коэффициент А принимают равным

для углей и сланцев ................... 2,5

для древесины и торфа .............. 1,5

 - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

R - коэффициент, характеризующий температурный уровень экранов;

для ................... R=350

для ................... R=290

где tн - температура насыщения при давлении в барабане паровых котлов или на выходе из котла для водогрейных котлов; (см. нормативный метод "Тепловой расчет котельных агрегатов");

КД - коэффициент, учитывающий нагрузку котла;

                                                          (59)

где DН - номинальная нагрузка котла, кг/с;

DФ - фактическая нагрузка котла, кг/с;

КЗУ - коэффициент, учитывающий степень улавливания бенз(а)пирена золоуловителем и определяемый по соотношению

                                                            (60)

где  - степень очистки газов в золоуловителе по золы, %;

z - коэффициент, учитывающий снижение улавливающей способности золоуловителем бенз(а)пирена:

при температуре газов перед золоуловителем

z = 0,8 - для сухих золоуловителей

z = 0,9 - для мокрых золоуловителей

при температуре газов перед золоуловителем

z = 0,7 - для сухих золоуловителей

z = 0,8 - для мокрых золоуловителей.

Методика разработана по материалам экспериментов на котлах типа ДКВР-10, КЕ-10, ДКВР-4, КВТС-20, КС и КЧМ-3.

Примеры расчета концентрации бенз(а)пирена в продуктах сгорания различных видов топлива приведены в Приложении Ж..

Приложение А
(справочное)

Расчет объема сухих дымовых газов

А1 Объем сухих дымовых газов при нормальных условиях рассчитывается по уравнению:

                                          (A1)

где  и - соответственно объемы воздуха, дымовых газов и водяных паров при стехиометрическом сжигании одного килограмма (1 нм3) топлива, нм3/кг (нм3/нм3).

А2 Для твердого и жидкого топлива расчет выполняют по химическому составу сжигаемого топлива по формулам

               (A2)

                           (A3)

         (А4)

где  - соответственно содержание углерода, серы (органической и колчеданной), водорода, кислорода и азота в рабочей массе топлива, %;

 - влажность рабочей массы топлива, %.

A3 Для газообразного топлива расчет выполняется по формулам

                (А5)

           (А6)

          (А7)

где CO, CO2, H2, H2S, СmНn, N2, О2 - соответственно, содержание оксида углерода, диоксида углерода, водорода, сероводорода, углеводородов, азота и кислорода в исходном топливе, %;

m и n- число атомов углерода и водорода соответственно;

dг.тл. - влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1 нм3 сухого газа, г/нм3.

Химический состав твердого, жидкого и газообразного топлива может быть определен по справочнику "Энергетическое топливо СССР", М.; Энергоатомиздат, 1991 или по аналогичным справочникам.

Приложение Б

Щелочность орошающей воды, мг-экв./дм3:  -   1 - 10

2 - 5

3 - 0

Рисунок Б1 - Степень улавливания оксидов серы в мокрых золоуловителях в зависимости от приведенной сернистости топлива и щелочности орошающей воды

Приложение В

Таблица В1 - Характеристика топок котлов малой мощности

Вид топок и котлов

Топливо

q3, %

q4, %

Примечание

С неподвижной решеткой и ручным забросом топлива

Бурые угли

Каменные угли Антрациты AM и АС

2,0

 2,0

 1,0

8,0

7,0

 10,0

 

Топки с цепной решеткой

Донецкий антрацит

0,5

13,5/10

Большие значения q4 - при отсутствии

Шахтно-цепные топки

Торф кусковой

1,0

2,0

средств уменьшения

Топки с пневмомеханическим забрасывателем и цепной решеткой прямого хода

Угли типа кузнецких

Угли типа донецкого

Бурые угли

0,5-1,0

0,5-1,0

0,5-1,0

5,5/3

 6/3,5

5,5/4

уноса; меньшие значения q4 - при остром дутье и наличии возврата

Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода

Каменные угли

Бурые угли

0,5-1,0

0,5-1,0

5,5/3

6,5/4,5

уноса, а также для котлов производительностью 25, 35 т/ч

Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой

Донецкий антрацит

Бурые угли типа подмосковных, бородинских

Угли типа кузнецких

0,5-1,0

0,5-1,0

0,5-1,0

0,5-1,0

13,5/10

9/7,5

6/3

5,5/3

 

Шахтные топки с наклонной решеткой

Дрова, дробленые отходы, опилки, торф кусковой

2

2

 

Топки скоростного горения

Дрова, щепа, опилки

1

4/2

 

Слоевые топки котлов паропроизводительностью более 2 т/ч

Эстонские сланцы

3

3

 

Камерные топки с твердым шлакоудалением

Каменные угли

Бурые угли

Фрезерный торф

0,5

 0,5

 0,5

5/3

3/1,5

 3/1,5

 

Камерные топки

Мазут

Газ (природный попутный)

Доменный газ

0,2

 0,2

1,0

0,1

 0

0

 

Таблица В2 - Значения коэффициента Ксо в зависимости от типа топки и вида топлива

Тип топки

Вид топлива

Ксо, кг ГДж

С неподвижной решеткой и ручным забросом топлива

Бурые угли

Каменные угли

Антрациты AM и АС

2,0

 2,0

 1,0

С пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой

Бурые и каменные угли

Антрацит АРШ

0,7

 0,6

С цепной решеткой прямого хода

Антрацит АС и AM

0,4

С забрасывателями и цепной решеткой

Бурые и каменные угли

0,7

Шахтная

Твердое топливо

2,0

Шахтно-цепная

Торф кусковой

1,0

Наклонно-переталкивающая

Эстонские сланцы

2,9

Слоевые топки бытовых теплогенераторов

Дрова

Бурые угли

Каменные угли

Антрацит, тощие угли

14,0

16,0

 7,0

 3,0

Камерные топки

Мазут

0,13

Паровые и водогрейные котлы

Газ природный, попутный и коксовый

0,1

Бытовые теплогенераторы

Газ природный

Легкое жидкое (печное) топливо

0,05

 0,08

Приложение Г
(справочное)

Таблица Г1 - Зольность и общая влага мазутов

Завод-изготовитель

Марка мазута

Зольность

Аr, %

Содержание влаги,

Wr, %

Московский

40

40

100

0,054

0,031

0,033

0,27

0,13

0,12

Ангарский

40

40

100

100

0,022

0,027

0,020

0,020

0,01

0,02

0,01

0,02

Салаватнефтеоргсинтез

40

40

100

0,06

0.05

0,05

Следы

Следы

Следы

Сызранский

100

100

0,09

0,11

0,50

0,50

Горькнефтеоргсинтез

40В

40 высокосернистый

100В

100 высокосернистый

0,023

0,023

0,027

0,033

0,05

0,06

0,05

0,07

Саратовский

40В

40В

0,04

0,04

0,19

0,12

Уфимский ордена Ленина

40

100

0,07

0,08

отсутствует

отсутствует

Новоуфимский

100

100

0,05

0,04

следы

следы

Ишимбайский

40

40

100

100

0,05

0,06

0,06

007

0,25

0,39

0,13

0,12

Ярославнефтеоргсинтез

40

100

40В

0,02

0,02

0,02

0,16

0,10

следы

Орский

40 сернистый

40 высокосернистый

100 сернистый

100 высокосернистый

0,05

0,05

0,05

0,05

0,34

0,33

0,30

0,33

Новополоцкнефтеоргсинтез

40В

100В

100В

100 высокосернистый

100

100 высокосернистый

0,018

0,017

0,02

0,03

0,02

0,03

отсутствует

следы

0,01

0,02

0,01

0,05

Новокуйбышевский

40В

40 сернистый

100

0,03

0,03

0,04

отсутствует отсутствует отсутствует

Куйбышевский

40

100

100

0,12

0,13

0,13

следы

следы

0,20

Пермьнефтеоргсинтез

40

100

100

0,02

0,03

0,02

отсутствует отсутствует отсутствует

Ухтинский

40

0,02

0,02

Рязанский

40В

40

40В

40

100

0,03

0,04

0,06

0,04

0,04

следы

0,09

отсутствует

0,06

0,12

Гурьевский

100В

100В

0,028

0,039

Следы

0,21

Красноводский

100В

100В

0,036

0,035

0,17

0,23

Комсомольский

40

40В

100

100В

0,019

0,014

0,019

0,015

0,28

0,25

0,41

0,23

Кременчугский

100В

100В

0,031

0,029

0,06

0,09

Заводы Баку

40МС

40МС

40В

40В

100

100

0,085

0,095

0,038

0,037

0,059

0,070

0,64

0,46

0,20

0,17

0,60

0,43

Заводы Грозного

40В

40В

0,030

0,034

следы

следы

         

Приложение Д

Определение степени улавливания мазутной золы в пересчете на ванадий в золоулавливающих установках

Д1 Степень очистки газов от мазутной золы (в пересчете на ванадий), , %, в специально применяемых для этого батарейных циклонах определяют по формуле

                               (Д1)

где 0,076 и 2,32 - эмпирические коэффициенты;

1,85 - эмпирический показатель степени;

 - общая степень улавливания твердых частиц, образующихся при сжигании мазута в котлах ТЭС и котельных, %.

Зависимость (Д1) действительна при выполнении условия

65% < < 85%.

Д2 При совместном сжигании мазута и твердого топлива в пылеугольных котлах степень улавливания мазутной золы в пересчете на ванадий, , %, в золоулавливающих установках определяется по формуле

                                                           (Д2)

где  - общая степень улавливания твердых частиц при сжигании угля, %;

С - коэффициент, равный

0,6 - для электрофильтров;

0,5 - для мокрых аппаратов;

0,3 - для батарейных циклонов.

Приложения Е

Коэффициенты, учитывающие влияние различных факторов на концентрацию 6енз(a)пирена в продуктах сгорания

Относительная нагрузка котла. D/Dн

Рисунок El - Зависимость Кд от относительной нагрузки котла

Степень рециркуляции

Рисунок Е2 - Зависимость Кр от степени рециркуляции

1 - в дутьевой воздух или кольцевой канал вокруг горелок

2 - в шлицы под горелками

Доля воздуха, подаваемого помимо горелок (над ними)

Рисунок ЕЗ - Зависимость Кст от доли воздуха, подаваемого помимо горелок

Приложение Ж

Примеры расчета концентрации бенз(а)пирена в продуктах сгорания паровых котлов малой мощности и водогрейных котлов, работающих на мазуте и природном газе

Ж1 Промтеплоэнергетические котлы малой мощности

Ж1.1 Топливо-мазут

Исходные данные:

Тип котла

ДЕ-10-14ГМ

Нагрузка котла

принимается 0,8 от Dн

Теплонапряжение топочного объема

qv = 440,7 кВт/м3 (расчетная величина; берется для номинальной нагрузки из описания котла или справочной литературы)

Коэффициент избытка воздуха

 =1,15

Тип форсунок

паромеханические (R = 0.75)

Степень рециркуляции газов в дутьевой воздух

r =0,2

Концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камеры определяется по формуле (50):

где Кд = 1,5 - определяется по графику рис. Е1;

Кр = 1,78 - определяется по графику рис. Е2.

Ж1.2 Топливо - природный газ

Исходные данные:

Тип котла

ДЕ-25-14ГМ

Нагрузка котла

принимается Д = Дн;

Теплонапряжение топочного объема

qv = 637,2 кВт/м3;

Коэффициент избытка воздуха

= 1,10;

Степень рециркуляции газов

r = 0,15 - в шлицы под горелками;

Доля воздуха, подаваемого помимо горелок

0,1

Концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камеры определяется по формуле (52):

где Кд = 1,0 - определяется по графику рис. Е1;

Кр = 1,35 - определяется по графику рис. Е2;

Кст = 1,35 - определяется по графику рис. ЕЗ.

Ж.2 Водогрейные котлы

Ж.2.1 Топливо - мазут

Исходные данные:

Тип котла

КВ-ГМ-20

Нагрузка котла

принимается 0,7 от Dн

Теплонапряжение топочного объема

qv - 432,6 кВт/м3

Коэффициент избытка воздуха

=1,20

Тип форсунок

паромеханические (R = 0,75);

Концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камеры определяется по формуле (54):

где Кд = 1,85 - определяется по графику рис. Е1;

Ко = 1,5 - при периоде между очистками конвективных поверхностей нагрева на работающем котле, равном 12 ч.

Ж.2.2 Топливо - природный газ

Исходные данные:

Тип котла

КВ-ГМ-100

Нагрузка котла

принимается 0,7 от Dн;

Теплонапряжение топочного объема

qv = 322,5 кВт/м3,

Коэффициент избытка воздуха

 = 1,05

Степень рециркуляции газов в дутьевой воздух

r = 0,1

Доля воздуха, подаваемого помимо горелок

0,15

Концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камеры определяется по формуле (56):

где Кд= 1,85 - определяется по графику рис. Е1;

Кр = 1,8 - определяется по графику рис. Е2;

Кст = 2,1 - определяется по графику рис. ЕЗ.

Приложение З
(справочное)

Таблица 31 - Расчетные характеристики углей различных месторождений

Уголь

Марка

Класс

Wpa6%

Араб%

Sколч%

Sорг%

Spa6

%

Сраб%

Нраб

%

Npa6%

Ораб

%

 

I

Донецкий

Д

Р

13,0

21,8

1,5

1.5

3,0

49,3

3,6

1,0

8,3

 

2

Донецкий

Д

Отсев

14,0

25,8

2,5

1,4

3.9

44,8

3,4

1,0

7,1

 

3

Донецкий

Г

Р

8,0

23,0

2,0

1,2

3,2

55,2

3,8

1,0

5,8

 

4

Донецкий

Г

Отсев

11,0

26,7

1,9

1,2

3,1

49,2

3,4

1,0

5,6

 

5

Донецкий

Г

Промпродукт

9,0

34,6

3,2

 

3,2

44,0

3,1

0,8

5,3

 

6

Донецкий

Т

Р

5,0

23,8

2,0

0,8

2,8

62,7

3,1

0,9

1,7

 

7

Донецкий

А

Ш,СШ

8,5

22,9

1,0

0,7

1,7

63,8

1,2

0,6

1,3

 

8

Донецкий

ПА

Р, отсев

5,0

20,9

1,7

0,7

2,4

66,6

2,6

1,0

1.5

 

9

Донецкий

Ж, К, ОС

Промпродукт

9,0

35,5

1,9

0,6

2,5

45,5

2,9

0,9

3,7

 

10

Кузнецкий

Д

Р, СШ

12,0

13,2

0,3

0,3

0,3

58,7

4,2

1,9

9,7

 

11

Кузнецкий

Г

Р, СШ

8,5

11,0

0,5

 

0,5

66,0

4,7

1,8

7,5

 

12

Кузнецкий

1СС

Р, отсев

9,0

18,2

0,3

0,3

0,3

61,5

3,7

1,5

5,8

 

13

Кузнецкий

2СС

Р, С, Ш, отсев

9,0

18,2

0,4

0,4

0,4

64,1

3,3

1,5

3,5

 

14

Кузнецкий

Т

Р, отсев

6,5

16,8

0,4

0,4

0,4

68,6

3,1

1,5

3,1

 

15

Кузнецкий

Ж, К, ОС

Промпродукт

7,0

30,7

0,7

0,7

0,7

53,6

3,0

1,6

3,4

 

16

Грамотеинский

Г

Р, окисленный

14,0

9,5

0,5

0,5

0,5

59,5

4,0

1,5

11,0

 

17

Кедровский

1СС, 2СС

Р, окисленный

10,0

11,3

0,5

0,5

0,5

67,7

3,6

1,6

5,3

 

18

Краснобродский

Т

Р, окисленный

10,0

16,2

0,3

0,3

0,3

65,7

3,0

1,7

3,1

 

19

Томусинский

1СС, 2СС

Р, окисленный

12,0

18,9

0,4

0,4

0,4

59,1

3,4

1,7

4,5

 

20

Карагандинский

К

Р

8,0

27,6

0,8

0,8

0,8

54,7

3,3

0,8

4,8

 

21

Карагандинский

К

Промпродукт

10,0

38,7

0,9

0,9

0,9

42,1

2,7

0,7

4,9

 

22

Экибастузский

СС

Р

7,0

38,1

0,4

0,4

0,8

43,4

2,9

0,8

7,0

 

23

Экибастузский

СС

Р

7,0

40,9

0,4-

0,4

0,8

41,1

2,8

0,8

6,6

 

24

Куучекинский

СС

Р

7,0

40,9

0,7

0,7

0,7

42,5

2,6

0,7

5,6

 

25

Ленгерский

БЗ

Р, отсев

29,0

11,4

1,2

0,5

1,7

45,0

2,6

0,4

9,9

 

26

Подмосковный

Б2

Р, ОМСШ

32,0

25,2

1,5

1,2

2,7

28,7

2,2

0,6

8,6

 

27

Подмосковный

Б2

Р, ОМСШ

31,0

29,0

1,2

0,9

2,1

26,0

2,2

0,4

0,З

28

Воркутинский

Ж

Р, отсев

5,5

23,6

0,8

0,8

0,8

59,6

3,8

1,3

5,4

29

Интинский

Д

Р, отсев

11,0

25,4

2,0

0,6

2,6

47,7

3,2

1,3

8,8

30

Волынский

Г

Р

10,0

19,8

1,8

0,8

2,6

55,5

3,7

0,9

7,5

31

Межреченский

Г

Р

8,0

25,8

2,3

0,8

3,1

53,7

3,6

0,7

5,1

32

Бабаевский

Б1

Р

56,5

7,0

0,5

0,5

0,5

25,4

2,4

0,2

8,0

33

Кизеловский

Г

Р, отсев, К, М

6,0

31,0

6,1

6,1

6,1

48,5

3,6

0,8

4,0

34

Кизеловский

Г

Промпродукт

6,5

39,0

6,8

1,6

8,4

37,4

2,9

0,7

5,1

35

Челябинский

БЗ

Р, МСШ

18,0

29,5

1,0

1,0

1,0

37,3

2,8

0,9

10,5

36

Егоршинский

ПА

Р

8,0

23,9

0,4

0,4

0,4

60,3

2,5

0,9

4,0

37

Волчанский

БЗ

Р

22,0

33,2

0,2

0,2

0,2

28,7

2,3

0,5

13,1

38

Веселовский и Богословский

БЗ

Р

24,0

30,4

0,4

0,4

0,4

29,9

2,3

0,5

12,5

39

Ткварчельский

Ж

Промпродукт

11,5

35,0

0,9

0,4

1,3

42,5

3,2

0,8

5,7

40

Ткибульский

Г

Промпродукт

13,0

27,0

0,7

0,6

1,3

45,4

3,5

0,9

8,9

41

Ангренский

Б2

ОМСШ

34,5

13,1

1,3

1,3

1,3

39,8

2,0

0,2

9,1

42

Кок-Янгакский

Д

Р, ОМ, СШ

10,5

17,9

1,7

1,7

1,7

55,8

3,7

0,6

9,8

43

Таш-Кумырский

Д

Р, СШ

14,5

21,4

1,2

1,2

1,2

48,4

3,3

0,8

10,4

44

Сулюктинский

БЗ

Ом, Сш

22,0

13,3

0,2

0,3

0,5

50,1

2,6

0,5

11,0

45

Кызыл-Кийский

БЗ

Ом, Сш

28,0

14,4

0,6

0,3

0,9

44,4

2,4

0,5

9,4

46

Кара-Кичский

БЗ

Ом, Сш

19,0

8,1

0,7

0,7

0,7

55,0

3,1

0,6

13,5

47

Шурабский

Б2

К , Ом, Сш

29,5

9,2

0,6

0,4

1,0

47,2

2,2

0,5

10,4

48

Шурабский

БЗ

Р

21,5

14,1

0,8

0,4

1,2

47,3

3,0

0,6

12,3

49

Ирша-Бородинский

Б2

Р

33,0

6,0

0,2

0,2

0,2

43,7

3,0

0,6

13,5

50

Назаровский

Б2

Р

39,0

7,3

0,4

0,4

0,4

37,6

2,6

0,4

12,7

51

Березовский

Б2

Р

33,0

4,7

0,2

0,2

0,2

44,3

3,0

0,4

14,4

52

Боготольский

Б1

Р

44,0

6,7

0,5

0,5

34,3

2,4

0,4

11,7

 

53

Абанский

Б2

Р

33,5

8,0

0,4

0,4

41,5

2,9

0,6

13,1

 

54

Итатский

Б1

Р

40,5

6,8

0,4

0,4

36,6

2,6

0,4

12,7

 

55

Барандатский

Б2

Р

37,0

4,4

0,2

0,2

41,9

2,9

0,4

13,2

 

56

Минусинский

Д

Р

14,0

15,5

0,5

0,5

54,9

3,7

1,4

10,0

 

57

Черемховский

Д

Р, отсев

13,0

27,0

1,1

1,1

45,9

3,4

0,7

8,9

 

58

Азейский

БЗ

Р

25,0

12,8

0,4

0,4

46,0

3,3

0,9

11,6

 

59

Мугунский

БЗ

Р

22,0

14,8

0,9

0,9

46,6

3,7

0,9

11,1

 

60

Гусиноозерский

БЗ

Р

23,5

16,8

0,5

0,5

43,9

3,2

0,7

11,4

 

61

Холбольджинский

БЗ

 

22,0

12,5

0,3

0,3

46,5

3,3

0,7

14,7

 

62

Баянгольский

Д

Р

23,0

15,4

0,5

0,5

47,5

3,4

0,9

9,3

 

63

Букачачинский

Г

Р

8,0

9,2

0,6

0,6

67,9

4,7

0,8

8,8

 

64

Черновский

Б2

Р

33,5

9,6

0,5

0,5

42,7

2,8

0,9

10,0

 

65

Татауровский

Б2

Р

33,0

10,0

0,2

0,2

41,6

2,8

0,7

11,7

 

66

Харанорский

Б1

Р

40,5

8,6

0,3

0,3

36,4

2,3

0,5

11,4

 

67

Райчихинский

Б2

К, O, МСШ, Р

37,5

9,4

0,3

0,3

37,7

2,3

0,6

12,2

 

68

Райчихинский

Б1

Р, окисленный

47,0

7,9

0,3

0,3

30,4

1,7

0,5

12,2

 

69

Ургальский

Г

Р

7,5

29,6

0,4

0,4

50,9

3,6

0,6

7,4

 

70

Липовецкий

Д

Р, СШ

6,0

33,8

0,4

0,4

46,1

3,6

0,5

9,6

 

71

Сучанский

Г6

Р

5,5

34,0

0,4

0,4

49,8

3,2

0,8

6,3

 

72

Сучанский

Ж6

Р

5,5

32,1

0,4

0,4

52,7

3,2

0,7

5,4

 

73

Сучанский

Т

Р

5,0

22,8

0,5

0,5

64,6

2,9

0,8

3,4

 

74

Подгородненский

Т

Р

4,0

40,3

0,4

0,4

48,7

2,6

0,3

3,7

 

75

Артемовский

Б3

Р, СШ

24,0

24,3

0,3

0,3

35,7

2,9

0,7

12,1

 

76

Тавричанский

БЗ

ОМ, СШ

14,0

24,9

0,4

0,4

44,6

3,5

1,3

11,3

 

77

Реттиховский

Б1

К, Ом, Сш

42,5

17,3

0,2

0,2

27,3

2,3

0,3

10,1

 

78

Чихезский

Б1

Р

43,0

12,5

0,2

0,2

30,3

2,5

0,4

11,1

79

Бикинский

Б2

Р

37,0

22,1

0,3

0,3

26,8

2,3

0,7

10,8

80

Джебарики-Хаяйский

Д

Р

11,0

11,1

0,2

0,2

60,5

4,2

0,5

12,5

81

Нерюнгринский

СС

Р

9,5

12,7

0,2

0,2

66,1

3,3

0,7

7,5

82

Сангарский

Д

Р

10,0

13,5

0,2

0,2

61,2

4,7

0,8

9,6

83

Чульмаканский

Ж

Р

7,5

23,1

0,3

0,3

59,0

4,1

1,0

5,0

84

Нижне-Аркагалинский

Д

Р

16,5

9,2

0,3

0,3

59,1

4,1

1,0

9,8

85

Верхне-Аркагалинский

Д

Р

19,0

13,0

0,1

0,1

50,1

3,4

0,7

13,7

86

Анадырский

БЗ

Р

21,0

11,9

0,1

0,1

50,1

4,0

0,7

12,2

87

Южно-Сахалинский

Д

Р, ОМ, СШ

11,5

22,1

0,4

0,4

51,5

4,0

1,0

9,5

88

Южно-Сахалинский

Г

Р, КО, МСШ

9,5

12,7

0,5

0,5

63,9

4,7

1,4

7,3

89

Южно-Сахалинский

БЗ

Р

20,0

20,0

0,2

0,2

43,4

3,4

0,8

12,2

                                             

Продолжение таблицы 31

 Уголь

Qpa6

ккал/кг

Qpa6

МДж/кг

Vo

нмЗ/кг

VR02

нмЗ/кг

VoN2 нмЗ/кг

VoН2О

нмЗ/кг

Vor

нмЗ/кг

1

Донецкий

4680

19,60

5,16

0,94

4,08

0,64

5,67

2

Донецкий

4240

17,75

4,78

0,86

3,78

0,63

5,27

3

Донецкий

5260

22,02

5,83

1,05

4,61

0,61

6,28

4

Донецкий

4730

19,80

5,19

0,94

4,11

0,60

5,65

5

Донецкий

4190

17,54

4,66

0,84

3,69

0,53

5,06

6

Донецкий

5780

24,20

6,43

1,19

5,09

0,51

6,79

7

Донецкий

5390

22,57

6,00

1,20

4,75

0,34

6,28

8

Донецкий

6030

25,25

6,64

1,2б

5,25

0,46

6,97

9

Донецкий

4300

18,00

4,77

0,87

3,78

0,51

5,16

10

Кузнецкий

5450

22,82

6,02

1,10

4,77

0,71

6,58

11

Кузнецкий

6240

26,13

6,88

1,24

5,45

0,74

7,42

12

Кузнецкий

5700

23,87

6,26

1,15

4,96

0,62

6,73

13

Кузнецкий

5870

24,58

6,47

1,20

5,12

0,58

6,90

14

Кузнецкий

6250

26,17

6,83

1,28

5,41

0,53

7,23

15

Кузнецкий

5000

20,94

5,47

1,01

4,33

0,51

5,85

16

Грамотеинский

5450

22,82

6,00

1,11

4,75

0.71

6,58

17

Кедровский

6180

25,88

6,81

1,27

5,39

0,63

7,29

18

Краснобродский

5900

24,70

6,54

1,23

5,18

0,56

6,97

19

Томусинский

5390

22,57

6,02

1,11

4,77

0,62

6,50

20

Карагандинский

5090

21,31

5,60

1,03

4,43

0,56

6,02

21

Карагандинский

3880

16,25

4,33

0,79

3,42

0,49

4,71

22

Экибастузский

4000

16,75

4,42

0,82

3,50

0,48

4,79

23

Экибастузский

3790

15,87

4,20

0,77

3,33

0,47

4,56

24

Куучекинский

3910

16,37

4,30

0,80

3,41

0,44

4,65

25

Ленгерский

3850

16,12

4,42

0,85

3,49

0,72

5,06

26

Подмосковный

2490

10,43

2,94

0,55

2,33

0,69

3,57

27

Подмосковный

2220

9,30

2,65

0,50

2,10

0,67

3,27

28

Воркутинский

5650

23,66

6,15

1,12

4,87

0,59

6,58

29

Интинский

4370

18,30

4,88

0,91

3,87

0,57

5,35

30

Волынский

5250

21,98

5,75

1,05

4,55

0,63

6,23

31

Межреченский

5150

21,56

5,66

1,02

4,48

0,59

6,09

32

Бабаевский

2090

8,75

2,64

0,48

2,09

1,01

3,58

33

Кизеловский

4700

19,68

5,34

0,95

4,22

0,56

5,73

34

Кизеловский

3810

15,95

4,20

0,76

3,33

0,47

4,55

35

Челябинский

3330

13,94

3,74

0,70

2,96

0,59

4,26

36

Егоршинский

5350

22,40

5,90

1,13

4,67

0,47

6,27

37

Волчанский

2380

9,97

2,73

0,54

2,16

0,57

3,27

38

Веселовский и

             
 

Богословский

2480

10,38

2,86

0,56

2,27

0,60

3,43

39

Ткварчельский

4000

16,75

4,48

0,80

3,55

0,57

4,92

40

Ткибульский

4280

17,92

4,71

0,86

3,73

0,63

5,21

41

Ангренский

3300

13,82

3,81

0,75

3,01

0,71

4,47

42

Кок-Янгакский

5140

21,52

5,67

1,05

4,49

0,63

6,17

43

Таш-Кумырский

4380

18,34

4,87

0,91

3,85

0,62

5,39

44

Сулюктинский

4270

17,88

4,79

0,94

3,79

0,64

5,37

45

Кызыл-Кийский

3770

15,78

4,30

0,83

3,40

0,68

4,92

46

Кара-Кичский

4730

19,80

5,28

1,03

4,18

0,66

5,88

47

Шурабский

3870

16,20

4,47

0,89

3,53

0,68

5,10

48

Шурабский

4120

17,25

4,63

0,89

3,66

0,67

5,23

49

Ирша-Бородинский

3740

15,66

4,24

0,82

3,35

0,81

4,98

50

Назаровский

3110

13,02

3,62

0,70

2,86

0,83

4,40

51

Березовский

3740

15,66

4,26

0,83

3,37

0,81

5,01

52

Боготольский

2820

11.81

3,31

0.64

2.62

0.87

4.13

51

Абанский

3520

14,74

4,03

0,78

3,19

0,80

4,77

54

Итатский

3060

12,81

3,53

0,69

2,79

0,85

4,33

55

Барандатский

3540

14,82

4,06

0,78

3,21

0,85

4,84

56

Минусинский

5030

21,06

5,54

1,03

4,39

0,67

6,09

57

Черемховский

4270

17,88

4,72

0,86

3,74

0,61

5.21

58

Азейский

4140

17,33

4,59

0,86

3,63

0,75

5,25

59

Мугунский

4190

17,54

4,78

0,88

3,79

0,76

5,42

60

Гусиноозерский

3910

16,37

4,39

0,82

3,47

0,72

5,01

61

Холбольджинский

3950

16,54

4,53

0,87

3,58

0,71

5,17

62

Баянгольский

4310

18,05

4,83

0,89

3,82

0,74

5,45

63

Букачачинский

6380

26,71

7,01

1,27

5,54

0,73

7,55

64

Черновский

3460

14,49

4,22

0,80

3,34

0,79

4,94

65

Татауровский

3550

14,86

4,06

0,78

3,21

0,79

4,77

66

Харанорский

2980

12,48

3,48

0,68

2,75

0,81

4,24

67

Райчихинский

3040

12,73

3,56

0,71

2,82

0,78

4,30

68

Райчихинский

2270

9,50

2,76

0,57

2,18

0,82

3,57

69

Ургальский

4790

20,06

5,25

0,95

4,15

0,58

5,68

70

Липовецкий

4360

18,26

4,75

0,86

3,75

0,55

5,17

71

Сучанский

4650

19,47

5,08

0,93

4,02

0,51

5,46

72

Сучанский

4900

20,52

5,37

0,99

4,25

0,51

5,74

71

Сучанский

5790

24,24

6,41

1,21

5,07

0,49

6,77

74.

Подгородненский

4390

18,38

4,91

0,91

3,88

0,42

5,21

75

Артемовский

3180

13,31

3,55

0,67

2,81

0,68

4,15

76

Тавричанский

4080

17,08

4,53

0,84

3,59

0,64

5,06

77

Реттиховский

2400

10,05

2,71

0,51

2,14

0,83

3,48

78

Чихезский

2560

10,72

2,99

0,57

2,37

0,86

3,79

79

Бикинский

2160

9,04

2,64

0,50

2,09

0,76

3,35

80

Джебарики-Хаяйский

5500

23,03

6,08

1,13

4,81

0,70

6,64

81

Нерюнгринский

5895

24,68

6,51

1,23

5,15

0,59

6,97

82

Сангарский

5790

24,24

6,37

1,14

5,04

0,75

6,93

83

Чульмаканский

5550

23,24

6,18

1,10

4,89

0,65

6,64

84

Нижне-Аркагалинский

5480

22,94

6,02

1,10

4,77

0,76

6,63

85

Верхне-Аркагалинский

4420

18,51

4,90

0,94

3,88

0,69

5,51

86

Анадырский

4590

19,22

5,11

0,94

4,04

0,79

5,77

87

Южно-Сахалинский

5470

22,90

5,34

0,96

4,22

0,67

5,86

88

Южно-Сахалинский

6110

25,58

6,70

1,20

5,30

0,75

7,25

89

Южно-Сахалинский

3920

16,41

4,36

0,81

3,45

0,70

4,96

Таблица 32 - Расчетные характеристики природного газа различных месторождений

 

Газопровод

СН4,

%

С2Н6,

%

СЗН8,

%

С4Н10,

%

С5Н12,

%

N2,

%

С02,

%

H2,

%

1

Саратов-Москва

84,5

3,8

1,9

0,9

0,3

7,8

0,8

 

2

Первомайск-Сторожовка

62,4

3,6

2,6

0,9

0,2

30,2

0,1

 

3

Саратов-Горький

91,9

2,1

1,3

0,4

0,1

3,0

1,2

 

4

Ставрополь-Москва (1)

93,8

2,0

0,8

0,3

0,1

2,6

0,4

 

5

Ставрополь-Москва (2)

92,8

2,8

0,9

0,4

0,1

2,5

0,5

 

6

Ставрополь-Москва (3)

91,2

3,9

1,2

0,5

0,1

2,6

0,5

 

7

Серпухов-Ленинград

89,7

5,2

1,7

0,5

0,1

2,7

0,1

 

8

Гоголево-Полтава

85,8

0,2

0,1

0,1

0,0

13,7

0,1

 

9

Дашава-Киев

98,9

0,3

0,1

0,1

0,0

0,4

0,2

 

10

Рудки-Минск-Вильнюс

Рудки-Самбор

95,6

0,7

0,4

0,2

0,2

2,8

0,1

 

11

Угерско-Стрый

Угерско-Гнездичи-Киев

Угерско-Львов

98,5

0,2

0,1

0,0

0,0

1,0

0,2

 

12

Брянск-Москва

92,8

3,9

1,1

0,4

0,1

1,6

0,1

 

13

Шебелинка-Острогожск

Шебелинка-Днепропетровск

Шебелинка-Харьков

92,8

3,9

1,0

0,4

0,3

1,5

0,1

 

14

Шебелинка-Брянск-Москва

94,1

3,1

0,6

0,2

0,8

1,2

   

15

Кумертау-Ишимбай-Магнитогорск

81,7

5,3

2,9

0,9

0,3

8,8

0,1

 

16

Промысловка-Астрахань

97,1

0,3

0,1

0,0

0,0

2,4

0,1

 

17

Газли-Коган

95,4

2,6

0,3

0,2

0,2

1,1

0,2

 

18

Хаджи-Абад-Фергана

85,9

6,1

1,5

0,8

0,6

5,0

0,1

 

19

Джаркак-Ташкент

95,5

2,7

0,4

0,2

0,1

1,0

0,1

 

20

Газли-Коган-Ташкент

94,0

2,8

0,4

0,3

0,1

2,0

0,4

 

21

Ставрополь-Невинномыск-Грозный

98,2

0,4

0,1

0,1

0,0

1,0

0,2

 

22

Карабулак-Грозный

68,5

14,5

7,6

3,5

1,0

3,5

1,4

 

23

Саушино-Лог-Волгоград

96,1

0,7

0,1

0,1

0,0

2,8

0,2

 

24

Коробки-Лог-Волгоград

93,2

1,9

0,8

0,3

0,1

3,0

0,7

 

25

Коробки-Жирное-Камыши

81,5

8,0

4,0

2,3

0,5

3,2

0,5

 

26

Карадаг-Тбилиси-Ереван

93,9

3,1

1,1

0,3

0,1

1,3

0,2

 

27

Бухара-Урал

94,9

3,2

0,4

0,1

0,1

0,9

0,4

 

28

Урицк-Сторожовка

91,9

2,4

1,1

0,8

0,1

3,2

0,5

 

29

Линево-Кологривовка-Вольск

93,2

2,6

1,2

0,7

 

2,0

0,3

 

30

Средняя Азия-Центр

93,8

3,6

0,7

0,2

0,4

0,7

0,6

 

31

Игрим-Пунга-Серов-Нижний Тагил

95,7

1,9

0,5

0,3

0,1

1,3

 

0,2

32

Оренбург-Совхозное

91,4

4,1

1,9

0,6

 

0,2

0,7

1,1

                     
 

Газопровод

Qpa6,

ккал/нмЗ

Qpa6,

МДж/нм

3

Vo

нмЗ/нмЗ

VR02

нмЗ/нмЗ

VoN2

нмЗ/нмЗ

VoH20

нмЗ/нмЗ

Vor

нмЗ/нмЗ

Плотность сухого газа кг/нмЗ

1

Саратов-Москва

8550

35,80

9,52

1,04

7,60

2,10

10,73

0,838

2

Первомайск-Сторожовка

6760

28,30

7,51

0,82

6,24

1,64

8,70

0,954

3

Саратов-Горький

8630

36,13

9,57

1,03

7,59

2,13

10,76

0,785

4

Ставрополь-Москва (1)

8620

36,09

9,58

1,02

7,60

2,14

10,76

0,764

5

Ставрополь-Москва (2)

8730

36,55

9,68

1,04

7,67

2,16

10,86

0,773

6

Ставрополь-Москва (3)

8840

37,01

9,81

1,06

7,78

2,18

11,01

0,786

7

Серпухов-Ленинград

8940

37,43

10,00

1,08

7,93

2,21

11,22

0,796

8

Гоголево-Полтава

7400

30,98

8,26

0,87

6,66

1,86

9,39

0,793

9

Дашава-Киев

8570

35,88

9,52

1,00

7,52

2,15

10,68

0,724

10

Рудки-Минск-Вильнюс

Рудки-Самбор

8480

35,51

9,45

1,00

7,49

2,12

10,62

0,749

11

Угерско-Стрый

Угерско-Гнездичи-Киев

Угерско-Львов

8480

35,51

9,43

0,99

7,46

2,13

10,59

0,725

12

Брянск-Москва

8910

37,31

9,91

1,06

7,84

2,20

11,11

0,772

13

Шебелинка-Острогожск

Шебелинка-Днепропетровск

Шебелинка-Харьков

8910

37,31

9,96

1,07

7,88

2,21

11,16

0,775

14

Шебелинка-Брянск-Москва

9045

37,87

9,98

1,07

7,90

2,22

11,19

0,771

15

Кумертау-Ишимбай-Магнитогорск

8790

36,80

9,74

1,06

7,79

2,13

10,98

0,856

16

Промысловка-Астрахань

8370

35,05

9,32

0,98

7,38

2,11

10,47

0,731

17

Газли-Коган

8740

36,59

9,72

1,04

7,69

2,18

10,91

0,751

18

Хаджи-Абад-Фергана

9160

38,35

10,03

1,09

7,97

2,20

11,26

0,829

19

Джаркак-Ташкент

8760

36,68

9,74

1,04

7,70

2,18

10,92

0,749

20

Газли-Коган -Ташкент

8660

36,26

9,64

1,03

7,64

2,16

10,82

0,761

21

Ставрополь-Невинномыск-Грозный

8510

35,63

9,47

1,00

7,49

2,14

10,63

0,728

22

Карабулак-Грозный

10950

45,85

12,21

1,41

9,68

2,54

13,63

1,027

23

Саушино-Лог-Волгоград

8390

35,13

9,32

0,98

7,39

2,10

10,48

0,739

24

Коробки-Лог-Волгоград

8560

35,84

9,51

1,02

7,54

2,13

10,69

0,769

25

Коробки-Жирное-Камыши

9900

41,45

10,95

1,22

8,68

2,35

12,25

0,893

26

Карадаг-Тбилиси-Ереван

8860

37,10

9,85

1,05

7,79

2,19

11,04

0,765

27

Бухара-Урал

8770

36,72

9,73

1,04

7,70

2,18

10,91

0,753

28

Урицк-Сторожовка

8710

36,47

9,70

1,04

7,69

2,16

10,89

0,784

29

Линево-Кологривовка-Вольск

8840

37,01

9,81

1,05

7,77

2,18

11,00

0,773

30

Средняя Азия-Центр

8970

37,56

9,91

1,07

7,84

2,21

11,11

0,770

31

Игрим-Пунга-Серов-Нижний Тагил

8710

36,47

9,68

1,03

7,66

2,17

10,86

0,746

32

Оренбург-Совхозное

9080

38,02

10,05

1,08

7,94

2,23

11,25

0,778

                           

Таблица 33 Расчетные характеристики мазута различных классов

Класс мазута

Wpa6

%

Араб

%

Spa6

%

Сраб

%

Нраб

%

Npa6

%

Ораб

%

Qраб

ккал/кг

Qpa6

МДж/кг

Vo

нмЗ/кг

VR02

нмЗ/кг

VoN2

нмЗ/кг

VoH2O

нмЗ/кг

Vor

нмЗ/кг

Малосер­нистый

3,0

0,05

0,3

84,65

11,7

 

0,3

9620

40,28

10,63

1,58

8,39

1,51

11,48

Сернис­тый

3,0

0,10

1,4

83,80

11,2

 

0,5

9490

39,73

10,45

1,57

8,25

1,45

11,28

Высоко­сернис­тый

3,0

0,10

2,8

83,00

10,4

 

0,7

9260

38,77

10,20

1,57

8,06

1,36

10,99



[1] Температура 273 К и давление 101,3 кПа.

[2]

[3]

 
 

Download