- •Курс: охрана окружающей среды в теплотехнологии: выбросы теплотехнических установок
- •Модуль 2
- •Оглавление
- •Дидактический план
- •Литература Государственные стандарты Российской Федерации и руководящие документы
- •Основная
- •Дополнительная
- •1. Образование и методы снижения выбросов оксидов азота
- •1.1. Образование оксидов азота при горении органических топлив
- •1.2. Режимные мероприятия по снижению выбросов оксидов азота
- •1.3. Технологические методы снижения выбросов оксидов азота при факельном сжигании органического топлива
- •1.3.1. Влияние конструкции горелки на эмиссию оксидов азота
- •1.3.2. Различные схемы ступенчатого сжигания
- •1.3.3. Рециркуляция дымовых газов
- •1.3.4. Предварительный подогрев угольной пыли
- •1.4. Очистка дымовых газов от оксидов азота
- •1.4.1. Селективное каталитическое восстановление оксидов азота
- •1 Дымовой газ; 2 датчики расхода; 3 датчики nOx; 4 блок управления технологическим процессом; 5 емкость nh3; 6 воздух; 7 реактор denox; 8 чистый газ
- •1.4.2. Селективное некаталитическое восстановление оксидов азота
- •1.4.3. Гибридная схема очистки дымовых газов от оксидов азота
- •1.5. Методы расчетного определения мощности и валовых выбросов оксидов азота котлами тэс
- •2. Образование и методы снижения выбросов диоксида серы, ванадия и бенз(а)пирена
- •2.1. Сероочистка дымовых газов тэс
- •2.1.1. Концепция сероочистки
- •2.2. Основные технологии сероочистки дымовых газов
- •Краткая характеристика технологий сероочистки Сухие технологии
- •Мокро-сухие технологии
- •Мокрые технологии
- •Конверсия so2 в so3
- •2.3. Методы снижения выбросов соединений ванадия при сжигании жидкого топлива
- •2.4. Образование и методы снижения выбросов бенз(а)пирена при сжигании топлив
- •2.4.1. Физико-химические свойства бенз(а)пирена и условия его образования
- •2.4.2. Экологическая характеристика бенз(а)пирена
- •2.4.3. Условия нормирования выбросов бенз(а)пирена с уходящими газами котельных установок
- •2.4.4. Влияние конструктивных особенностей и режимных параметров котлов на образование бенз(а)пирена при сжигании различных топлив
- •Газомазутные котлы
- •Пылеугольные котлы
- •Котлы малой мощности
- •2.4.5. Рекомендации по снижению выбросов бенз(а)пирена в атмосферу с уходящими газами котельных установок
- •3. Охрана водного бассейна от сбросов энергопредприятий
- •3.1 Охрана водного бассейна от сбросов тэс
- •Технология водоиспользования на тэс
- •Охлаждение конденсаторов турбин
- •Системы гидрозолоудаления
- •Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами
- •Обмывочные воды регенеративных воздухоподогревателей (рвп) и поверхностей нагрева котлов при сжигании сернистых мазутов
- •Химические промывки и консервация оборудования
- •Подготовка добавочной воды котлов и подпиточной воды теплосети
- •Поверхностные ливневые и талые сточные виды с территории тэс
- •Грунтовые воды систем водопонижения
- •3.2. Нормирование сбросов загрязняющих веществ со сточными водами тэс
- •Экономический механизм природопользования
- •3.4. Основные направления сокращения сброса и утилизации сточных вод Воды систем охлаждения
- •Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами
- •Обмывочные воды рвп и поверхностей нагрева котлов
- •Сточные воды химических промывок и консервации оборудования
- •Поверхностные, ливневые и талые сточные воды с территории тэс
- •Воды систем гидрозолоудаления
- •Грунтовые воды
- •Сточные воды водоподготовительных установок
- •Методы очистки сточных вод
- •3.5.1. Механическая очистка сточных вод
- •3.5.2. Химические методы очистки сточных вод
- •3.5.3. Физико-химические методы очистки сточных вод
- •1 Чан с исходным питанием; 2 насос для подачи водовоздушной смеси; 3 насос для подачи реагентов; 4 камера; 5 желоб для шламов; 6 труба для отвода очищенной жидкости
- •1 Корпус; 2 блок аэрации; 3 импеллеры; 4 сетка; 5 осветлитель пластинчатый; 6 шибер, 7 пенный желоб; 8 рама с подставкой
- •3.5.4. Основы биологической очистки сточных вод
- •3.5.5. Устройства для биологической очистки сточных вод
- •3.5.6. Доочистка сточных вод на активированных углях
- •3.5.7. Очистка поверхностных сточных вод предприятий энергетики и транспорта
- •1 Резервуар грязной воды; 2 и 6 насосы; 3 флотационная машина; 4 емкость для сбора пенопродукта; 5 резервуар чистой воды; 7 фильтры
- •Задания для самостоятельной работы
- •1. Перечислите технологические методы снижения выбросов оксидов азота:
- •2. Перечислите технологии сероочистки дымовых газов с использованием кальцита и извести:
- •3. Перечислите мероприятия режимного и технологического плана по снижению выбросов бенз(а)пирена:
- •5. Перечислите основные методы очистки сточных вод:
- •Глоссарий
- •Охрана окружающей среды в теплотехнологии: выбросы теплотехнических установок модуль 2
1.4.3. Гибридная схема очистки дымовых газов от оксидов азота
Опыт применения в энергетике технологий СКВ и СНКВ показал, что первый метод требует слишком больших капитальных затрат, а второй характеризуется невысокой эффективностью и повышенным проскоком аммиака, который не только загрязняет атмосферу, но при сжигании серосодержащего топлива еще и забивает воздухоподогреватель из-за образования бисульфата аммония.
Учитывая изложенное, специалисты компании Mitsubishi Heavy Industries (MHI) разработали и запатентовали в США гибридную схему, объединяющую SCR (СКВ) и SNCR (СНКВ). Предварительные расчеты и экспериментальные исследования показали, что такое объединение позволяет сократить капитальные затраты, характерные для применения только SCR, и устранить основные недостатки, свойственные методу SNCR.
В гибридной системе компактный каталитический реактор размещается внутри газохода между экономайзером и воздухоподогревателем. Этот катализатор не только дополнительно восстанавливает оксиды азота, но и потребляет избыточный аммиак, который не успел прореагировать с NO и О2 в высокотемпературной зоне котла. Регулируя расход дополнительной порции аммиака на входе в катализатор SCR, можно добиться высокой эффективности гибридной схемы во всем диапазоне нагрузок котла.
В настоящее время гибридная схема внедрена специалистами компании MHI на двух крупных энергетических котлах, работающих на малосернистом мазуте. Испытания этих котлов подтвердили, что при определенных условиях гибридная схема оказывается оптимальным решением проблемы выбросов NOx.
Например, на энергоблоке № 4 ТЭС Yokkosuka при мольном соотношении NH3/NOx = 2 включение только схемы SNCR снижало выбросы NOx на 40 45 %. При включении только малогабаритной установки SCR выбросы оксидов азота уменьшались приблизительно на 15 %. А при работе гибридной схемы (SNCR + SCR) снижение выбросов NOx превышало 50 %. Но главное достоинство новой схемы состояло в том, что проскок аммиака при работе только SNCR был чрезмерно высоким: при NH3/NOx = 2 концентрация NH3 за экономайзером достигала 20 ppm. A после катализатора SCR концентрация NH3 снижалась до приемлемого значения (менее 5 ppm).
Анализ результатов исследований и демонстрационных испытаний, проведенных японскими энергетиками на пылеугольных и газомазутных котлах, показывает, что, несмотря на периодическое ужесточение норм по допустимым выбросам NOx, имеется достаточное число проверенных технологий, позволяющих выполнить эти нормы не только при сооружении новых энергоблоков, но и на действующих котлах.
1.5. Методы расчетного определения мощности и валовых выбросов оксидов азота котлами тэс
Важнейшей экологической характеристикой котельной установки является мощность выбросов оксидов азота (г/с). Кроме того, эксплуатационному персоналу ТЭС и промышленных котельных приходится отчитываться за количество оксидов азота, поступивших в атмосферу в течение года, т.е. приходится рассчитывать валовые выбросы (т/год).
Обычно валовые выбросы не являются произведением мощности выбросов на время работы котла в течение года, так как мощность выбросов определяется для конкретных условий: номинальная нагрузка котла, проектный избыток воздуха, в работе должны быть все горелки, а котел должен работать на проектном топливе, без подсветки.
При расчете валовых выбросов следует учитывать, что котел значительную часть времени работает на сниженной нагрузке, что возможна работа котла с отключением части горелок, что пылеугольные котлы часто работают с подсветкой факела газом или мазутом, а это также влияет на мощность выбросов NOх. Поэтому при расчете валовых выбросов необходимо использовать усредненное во времени значение .
Мощность выбросов NOх является произведением объема дымовых газов на концентрацию оксидов азота в этих газах. Однако приходится учитывать, что большинство газоанализаторов, которые используются в настоящее время на тепловых электростанциях, определяют объемную концентрацию NOх в сухой пробе дымовых газов. Поэтому, умножая измеренную концентрацию NOх на полный расход дымовых газов, мы получаем завышение фактических выбросов при сжигании каменных углей примерно на 7 %, при сжигании мазута на 11 %, при сжигании высоковлажных бурых углей на 13 % и при сжигании природного газа на 17 %.
Исправить полученную ошибку можно расчетным путем, оценивая объем водяных паров в дымовых газах по составу сжигаемого топлива. Но если уж известен состав топлива, то значительно проще и быстрее можно определить мощность выбросов без измерения скорости дымовых газов по избытку воздуха в продуктах сгорания. Отбор пробы на анализ лучше осуществлять из сечения газохода за дымососом, где хорошее перемешивание газов избавляет от необходимости тарировать сечение для исключения ошибки, связанной с неравномерностью состава газов в поперечном сечении.
Удельный объем сухих дымовых газов рассчитывают, исходя из предположения, что на датчик прибора поступает полностью осушенная проба:
, (1)
где соответственно удельные объемы воздуха, дымовых газов и водяных паров, образующихся при стехиометрическом сжигании 1 кг или 1 м3 топлива (м3/кг или м3/м3); коэффициент избытка воздуха в сечении газохода, из которого отбирается проба газа.
Значения можно рассчитать по составу топлива. Коэффициент избытка воздуха при полном сгорании топлива может быть рассчитан по приближенной кислородной формуле:
, (2)
где О2 измеренная объемная концентрация кислорода, %.
Фактически в дымовых газах всегда содержится какое-то количество продуктов неполного сгорания, поэтому в формулу (2) следовало бы поставить значение избыточного кислорода
. (3)
Однако при нормальной работе котельных установок СО 0,01 % (по объему), а содержание остальных продуктов неполного сгорания еще меньше, поэтому погрешность, связанная с использованием формулы (2), оказывается ничтожно малой по сравнению с точностью измерения других величин.
При расчете коэффициента избытка воздуха на газомазутных котлах часто используется еще одна формула:
. (4)
Входящая в это выражение величина вычисляется по составу топлива
, (5)
где характеристика топлива, учитывающая расходование части кислорода на горение водорода, а также наличие в составе топлива собственного кислорода:
. (6)
Значение для твердого топлива меняется в диапазоне от 0,0625 до 0,135; для газа от 0,083 до 0,786 и для мазута от 0,28 до 0,346.
Достоверность измеренной концентрации О2, как и других компонентов дымовых газов, достигается при отборе пробы за дымососом, где газы хорошо перемешаны. В противном случае требуется тарировка сечения газохода по данным газового анализа.
Теперь можем записать:
, (7)
где Вр расчетный расход топлива, т/ч (тыс. м3/ч).
Численный коэффициент в этой формуле связан с тем, что в отечественной практике принято концентрацию оксидов азота в пересчете на NO2, приведенную к стандартным условиям (0 °С, 101,3 кПа, О2 = 6 %, т.е. = 1,4), давать в мг/м3, объем сухих дымовых газов в м3/кг (или в м3/м3 при сжигании газообразного топлива) также при стандартных условиях и = 1,4, а расход топлива в т/ч (или тыс. м3/ч при сжигании газа).
Расчетный расход топлива определяют по показаниям приборов или методом обратного теплового баланса по нормативному методу расчета котельных установок. Концентрацию NOx определяют при помощи газоанализатора, а объем сухих дымовых газов рассчитывают по составу сжигаемого топлива.
К сожалению, в реальной жизни на тепловых электростанциях часто отсутствует достоверная информация о химическом составе сжигаемого топлива, что не позволяет рассчитать объем сухих дымовых газов. В этом случае можно пользоваться методикой утвержденной РАО «ЕЭС России» в качестве Руководящего документа РД 34.02.305-98. Эта методика исходит из того, что существует прямая зависимость между объемом сухих дымовых газов и низшей теплотой сгорания рабочей массы топлива
. (8)
Расчеты, выполненные для основных марок твердых, жидких и газообразных топлив, используемых на ТЭС России, показали, что с достаточной степенью точности можно принять следующие значения коэффициента k при сжигании: природного газа 0,345, мазута 0,355, каменных углей 0,365, бурых углей 0,375.
Массовая концентрация оксидов азота (мг/м3) может быть получена по измеренной объемной концентрации NOx (ppm) путем умножения последней на плотность NO2 ( = 2,05 мг/м3). Если одновременно привести измеренную объемную концентрацию к стандартному избытку воздуха 0 = 1,4, то в конечном счете получим расчетную формулу
, (9)
где и О2 измеренные концентрации оксидов азота (NO + NO2, ppm) и кислорода (О2, %).
Теперь формулу (7) можем переписать в таком виде:
. (10)
Здесь (NO + NO2) измеренные концентрации оксидов азота, ppm; О2 измеренная концентрация кислорода в месте отбора пробы на анализ, %; k безразмерный коэффициент, зависящий от вида топлива; теплота сгорания топлива, МДж/кг (МДж/м3).
В проектно-конструкторских организациях при разработке новых котлов или реконструкции действующих, когда нет возможности измерить концентрацию NOx, в дымовых газах, приходится использовать расчетный метод в РД 34.02.304-95, утвержденный РАО «ЕЭС России» 28.09.1995 г. и согласованный с Госкомэкологией России. В исключительных случаях (при отсутствии возможности измерить на действующих котлах) по согласованию с местными органами Госкомэкологии РФ этим методом можно воспользоваться и для составления статистической отчетности на тепловых электростанциях.
Расчетная методика РД 34.02.304-95 составлена отдельно для пылеугольных и газомазутных котлов. В случае сжигания угля совместно с газом или мазутом расчет выполняется для 100 %-ного сжигания твердого топлива, а в полученный результат вносится поправочный коэффициент, зависящий от доли газа или мазута.
При подсветке пылеугольного факела газом рассчитанную для угольного котла концентрацию NOx следует умножить на безразмерный поправочный коэффициент г:
, (11)
где г доля газа по теплу.
При подсветке факела мазутом безразмерный коэффициент м можно рассчитать по формуле
, (12)
где м доля мазута по теплу.
Приведенные формулы дают хорошее совпадение с действительными цифрами при сжигании газа (или мазута) в тех же горелках, через которые подается аэросмесь. Если котел оборудован самостоятельными газовыми (или мазутными) горелками, то влияние подсветки (в отношении концентрации оксидов азота) будет менее существенным.
Расчет концентрации NOх на пылеугольных котлах по расчетной методике РД 34.02.304-95 проводится по формуле
, (13)
где удельные выбросы оксидов азота в пересчете на NO2, г/МДж.
Условно принято, что являются суммой топливных и воздушных NOх, т.е.
, (14)
Топливные NOх рассчитываются по эмпирическим формулам, полученным при исследовании влияния основных параметров горения угольной пыли на образование оксидов азота. Для подсчета используется полуэмпирическая зависимость, учитывающая известное уравнение Зельдовича для скорости образования термических NOх.
При расчете концентрации NOх на мазутных котлах также суммируются топливные и термические NOх. Количество первых зависит от содержания азота в топливе, а количество вторых от тепловой нагрузки лучевоспринимающей поверхности в зоне активного горения qлг (МВт/м2).
При сжигании природного газа топливные оксиды азота отсутствуют, поэтому основным параметром, влияющим на концентрацию NOх, является qлг. Кроме того, на концентрацию оксидов азота (как и при сжигании мазута) оказывают влияние некоторые параметры топочного процесса: наличие, объем и место ввода газов рециркуляции; температура горячего воздуха; коэффициент избытка воздуха в горелках; доля воздуха, подаваемого в топку помимо горелок; наличие, количество и место ввода влаги в топочную камеру; относительная нагрузка котла.
Подробно все формулы и порядок расчета мощности выбросов NOх для пылеугольных и газомазутных котлов для тех случаев, когда нет возможности измерить концентрацию NOх, приведены в РД 34.02.304-95.