Методы расчета выбросов вредных веществ в атмосферу

 

Количественное воздействие объектов электроэнергетики на воздушный бассейн при сопоставлении вариантов развития отрасли оценивается только по трем составляющим выбросов: твердым частицам (зола), оксидам серы и оксидам азота.

Размер выбросов указанных загрязнителей атмосферы зависит от следующих факторов:

  • количества сжигаемого топлива;

  • характеристик топлива, в частности его зольности и сернистости;

  • технологических показателей сжигания топлива в котле;

  • коэффициента полезного действия очистных сооружений.

Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу в зависимости от

задач исследования можно производить пообъектно (для каждой котельной установки отдельно) либо по всем электростанциям рассматриваемого района. В ряде случаев, когда детальные расчеты не требуются и когда отсутствуют исходные данные, необходимые для пообъектного расчета, что имеет место при разработке долгосрочных прогнозов, приходится пользоваться укрупненными методами и оценками.

Укрупненные удельные показатели выбросов электростанций в атмосферу. Наиболее удобным показателем для укрупненных оценок является удельный выброс электростанций в атмосферу на 1 кВт*ч выработки электроэнергии или на 1 кВт мощности электростанций.

Рис. 3.1. Зависимость удельного выброса золы от зольности топлива (твердого)

Удельные выбросы золы от сжигания твердого топлива, г/кВт*ч, могут быть вычислены по выражению

В соответствии с этой зависимостью на рис. 3.1 представлено семейство кривых, позволяющих определить удельный выброс золы в зависимости от зольности топлива и КПД золоулавливания. Для удобства пользования указанными кривыми и зависимостями в таблице 3.3 приводятся показатели зольности натурального энергетического топлива, а для сопоставления и показатели зольности условного топлива.

Удельные годовые выбросы твердых частиц на 1 кВт установленной мощности электростанций могут определяться по формуле

 

где- удельный выброс твердых частиц электростанции, г/кВт*ч;

h - число часов использования установленной мощности электростанций.

Таблица 3.3

Сернистость топлива в расчете на натуральную и условную массу и его теплота сгорания

Бассейн, месторождение, топливо

Sнатp, %

Qnp, кДж/кг

Sуслp, %

Донецкий: АШ, АСШ

1,7

22567

2,2

ПАР

2,4

25246

2,8

ТР

2,8

24200

3,4

Ж, К, ОС

2,5

18003

4,1

ТР

3,2

22022

4,2

ДР

3,0

19594

4,5

Г

3,2

17543

5,3

ТР

0,4

26168

0,4

Кузнецкий: Ж, К, ОС

0,7

20934

1,0

Краснобродский, Красногорский,

0,3

24702

0,4

Листвянский

0,4

22567

0,5

Томь-Усинский

0,8

15868

1,5

Экибастузский

0,2

15659

0,4

Ирша-Бородинский

0,2

15659

0,4

Березовское

0,4

13021

0,9

Назаровское

0,4

12812

0,9

Итатское

0,8

21310

1,1

Карагандинский, Р

2,7

10425

7,6

Подмосковный

0,9

16245

1,6

Карагандинский, К

1,0

13942

2,1

Челябинский

0,4

10383

1,1

Богословский

1,1

17878

1,8

Черемховское, Забитуйское

0,3

12477

0,7

Харанорское

3,6

21981

3,5

Волынское

6,1

19678

9,1

Кизеловское

8,4

15952

15,4

Ангренское

1,1

13816

2,3

Бикинское

0,3

9043

1,0

Воркутинское

0,8

23655

1,0

Сланец эстонский

1,6

9336

5,0

Торф

0,1

8122

0,4

Мазут

0,3

40277

0,2

 

1,4

39733

1,0

 

2,8

38770

2,1

Для ТЭС, сжигающих твердое топливо, число часов использования установленной мощности составляет в среднем 5500. Тогда годовые выбросы ТЭС на 1 кВт установленной мощности составят, г/кВт,

Удельный выброс оксидов серы на конденсационных электростанциях (без сероочистки дымовых газов) зависит в основном от сернистости сжигаемого топлива, его калорийности и может быть укрупненно оценен по выражению, г/кВт*ч, или

где- сернистость на рабочую массу условного топлива, %; - сернистость натурального топлива, %; - теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг.

При наличии установок, улавливающих серу в дымовых газах, выражение (3.6) превращается в следующее:

где- КПД сероочистки дымовых газов.

Удельные годовые выбросы диоксида серы на электростанции пересчитываются по формуле

Число часов использования в этом случае может колебаться в более значительном диапазоне.

На газомазутных ТЭС, которые в какой-то пропорции сжигают газ и мазут, выбросы диоксида серы будут определяться количеством сжигаемого мазута, который в нашей стране, как правило, имеет достаточно высокую сернистость.

В перспективе доля мазута, сжигаемого на электростанциях, будет существенно сокращаться. Мазут по условиям топливного баланса страны будет заменяться газом, что, естественно, будет способствовать и улучшению экологической обстановки в районах газомазутных электростанций.

На ТЭС, сжигающих твердые топлива, мазут будет использоваться только в качестве резервного или растопочного топлива. Доля энергии, вырабатываемой на мазутном топливе, для таких ТЭС невелика.

На газомазутных электростанциях мазут будет сжигаться только в периоды пиковой нагрузки, когда газоснабжение не может быть обеспечено даже при наличии сезонных газохранилищ.

Обычно такие периоды составляют два-три зимних месяца, в связи с чем число часов использования мощности, при которой могут происходить выбросы диоксида серы на газомазутных ТЭС, составит не более 500 ч в году. При столь малой длительности работы ТЭС на мазуте установка на них дорогостоящего оборудования сероочистки дымовых газов нецелесообразна.

Удельный выброс оксидов азота, г/кВт * ч, может быть рассчитан по формуле

где с - коэффициент, учитывающий снижение выброса оксидов азота в результате применения специальных мероприятий технологического и иного характера.

Назад