Периодичность контроля источников выбросов

 

 

Одновременное условие параметров	Категория источника	Частота контроля
Ф	Q
менее 0,01	менее 0,5	I	1 раз в кварта/г
менее 0,1	менее 0,5	I	1 раз в квартал
(для Н < 10м)
менее 0,001	менее 0,5	II	2 раза в год
менее 0,01	менее 0,5	II	2 раза в год

 

(для Н < 10м)
менее 0,001	менее 0,5	III	1 раза в год
менее 0,01	менее 0,5	III	1 раза в год
(для Н < 10м)
более 0,001	более 0,5	IV	1 раз в 5 лет
более 0,01	более 0,5	IV	1 раз в 5 лет
(для Н < 10м)

При систематическом периодическом контроле:

· максимальные выбросы диоксида серы при наличии серо-очистной установки, золы твердого топлива, оксидов азота, оксида углерода определяют расчетом с использованием результатов плановых инструментальных измерений содер­жания этих веществ в дымовых газах; при отсутствии серо-очистных установок максимальные выбросы диоксида серы допускается определять расчетными методами без инстру­ментальных измерений;

· максимальные выбросы мазутной золы (в пересчете на вана­дий), сажи, бенз(а)пирена и годовые выбросы всех веществ определяют расчетными методами с использованием при наличии таковых зависимостей содержания вещества в дымо­вых газах от нагрузки котла.

Разовый контроль выбросов из дымовой трубы осуществляют:

· после выхода котла, его пылегазоочистного оборудования из капитального ремонта;

· после реализации воздухоохранного мероприятия, включая мероприятия, предназначенные для реализации при неблаго­приятных метеоусловиях, для оценки его эффективности;

· при переводе котла на длительное использование нового то­плива;

· после реконструкции, замены, изменения режима работы пыле-газоочистного оборудования;

· по завершении пусконаладочных и режимоналадочных работ.

Разовый контроль осуществляется путем инструментального измерения содержания в дымовых газах золы твердого топлива, оксида азота, оксида углерода, диоксида серы при реализации мероприятий, связанных с изменением его выброса, а также рас­четными методами.

При инструментальном измерении используют стационарные и переносные приборы, прошедшие сертификацию и аттестацию, и методы из числа включенных в «Перечень методик измерения концентраций загрязняющих веществ в выбросах промышленных предприятий, допущенных к применению» (1996 г.).

2.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВЫБРОСОВ

Расчет выбросов твердых частиц летучей золы и недого-ревшего топлива (т/год, г/с), выбрасываемых в атмосферу с ды­мовыми газами котлоагрегатом в единицу времени при сжигании твердого топлива и мазута, выполняют по формуле

М_тв = ВА^r f(1-η₃), (2.12)

где В - расход топлива, т/год, г/с; А^r — зольность топлива на рабочую массу, %; η₃ — доля твердых частиц, улавливаемых и золоуловителях; f = а_ун/(100 - Г_ун); а_ун— доля золы топлива в уносе, %; Г_ун — содержание горючих в уносе, %.

Значения А^r, Г_ун, а_УН, η₃ принимаются по фактическим сред­ним показателям; при отсутствии этих данных А^r определяется

Глава

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ

 

по характеристикам сжигаемого топлива (см. табл. 2.8), η₃ — по техническим данным применяемых золоуловителей, а f — по табл. 2.9.

Таблица 2.8

ХАРАКТЕРИСТИКА ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ*

 

Бассейн, месторождение, топливо	Марка угля	Wr,%	Аr, %	S r, %	Q i r ккал/кг	Vr 0 м3**/кг
Кизеловский бассейн	ГР, ГМСШ	6,0	31,0	6,1		5,61
Челябинский бассейн	БЗ	17,0	29,9	1,0		4,07
Буланашское месторождение	ГЗР	9,0	22,8	0,8		5,83
Далъне-Буланашское место­рождение	ГР	8,5	18,3	1,7		6,31
Веселовское-Богословское	БЗР	22,0	28,9	0,2		3,31
Волчанское	БЗР	22,0	31,2	0,2		3,12
Егоршинское	ТР	8,0	28,1	1,9		5,83
Южно-Уральский бассейн	Б1Р	56,0	6,6	0,7		2,93
Карагандинский бассейн	КР, К2Р	8,0	27,6	0,8		5,63
	КСШ, К2СШ	8,0	29,4	0,8		5,63
	К, К2	10,0	20,7	0,8		6,44
Куучекинское месторождение	К2Р	7,0	40,9	0,7		4,83
Экибастузский бассейн	ССР	7,0	32,6	0,7		5,25
Ленгерское месторождение	БЗР, БЭСШ	29,0	14,2	1,8		4,49
Тургайский бассейн
Кушмурунское месторождение	Б2	37,0	11,3	1,6		3,93
Приозерное	Б2	36,0	11,5	0,5		3,90
Абанское месторождение	Б2	33,5	8,0	0,3		4,35
Бодынесырское	БЗ	24,0	6,1	0,2		5,50
Минусинский бассейн	ДР, ДМСШ	14,0	17,2	0,5		5,68
Черногорский разрез	др	14,0	14,6	0,5		5,81
Изыхское месторождение	ДР	14,0	17,2	0,5		5,78
Аскизское	д	9,0	17,9	0,6	"5500	6,53
Бейское	Д	14,0	12,9	0,5		6,35
Иркутский бассейн
Черемховское месторождение	ДР, ДМСШ	13,0	27,0	1,0		5,07
Забитуйское	др	8,0	23,0	4,1		5,98
Азейский разрез	БЗР	25,0	14,2	0,4		4,82
Тулунский	БЗР	26,0	12,6	0,4		4,77
Мугунское месторождение	БЗ	22,0	14,8	0,9		5,14
Каохемское	ГР	5,0	12,4	0,4		7,40
Элегестинское	Ж	7,0	8,4	0,6		8,22

Окончание табл. 2.8

 

Бассейн, месторождение, топливо	Марка угля	Wr, %	Аr, %	S r, %	Q i r ккал/кг	Vr 0 м3**/кг
Гусиноозерское месторождение	БЗР	23,0	16,9	0,7		4,87
Холбольждинский разрез	БЗР	26,0	11,8	0,3		4,64
Баянгольское месторождение	БЗ	23,0	15,4	0,5		5,16
Никольское	ДДГ	6,0	18,2	0,4		6,47
Месторождения Северо-Восточ-
ных районов:
Сангарское	ДР	10,0	13,5	0,3		6,80
Джебарики-Хая	ДР	11,0	11,1	0,3		6,50

Таблица 2.9

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ f И К_со В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТИПА ТОПКИ И ВИДА ТОПЛИВА

 

Тип топки	Вид топлива	/	Кы, кг/ГДж
С неподвижной решеткой и ручным	Бурые и каменные угли	0,0023	1,9
забросом топлива	Антрациты:
	АС и AM	0,0030	0,9
	АРШ	0,0078	0,8
С пневмомеханическими забрасыва-	Бурые и каменные угли	0,0026	0,7
телями и неподвижной решеткой	Антрацит АРШ	0,0088	0,6
Сценной решеткой прямого хода	Антрацит АС и AM	0,0020	0,4
С забрасывателями и цепной	Бурые и каменные угяи	0,0035	0,7
решеткой
Шахтная	Твердое топливо	0,0019	2,0
Шахтно - цепная	Торф кусковой	0,0019	1,0
Наклонно-переталкивающая	Эстонские сланцы	0,0025	2,9
Слоевые гонки бытовых	Дрова	0,0050	14,0
теплогенераторов	Бурые угли	0,0011	16,0
	Каменные угли	0,0011	7,0
	Антрацит, тощие угли	0,0011	3,0
Камерные топки	Мазут	0,010	0,32
Паровые и водогрейные котлы	Газ природный, попутный и коксовый	—	0,25
Бытовые теплогенераторы	Газ природный	—	0,08
	Легкое жидкое	0,010	0,16
	(печное) топливо

Глава 2

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ

 

Расчет выбросов оксидов серы в пересчете на S0₂ (т/год, т/ч, г/с), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котло-агрегатов в единицу времени, выполняют по формуле

M_SO2 = 0,02В,S^r (1 –η'so₂) (1 –η"so₂) (Ш

где B — расход, т/год, т/ч, г/с (твердого и жидкого топлива); тыс м³/год, тыс м³/ч, л/с (газообразного топлива); S^r — содер­жание серы в топливе на рабочую массу, %, (для газообразного топлива в кг/100 м³); η'so₂ — доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива, принимается при сжигании сланцев ленинградских равной 0,8; остальных сланцев — 0,5; для углей Канско-Ачинского бассейна — 0,2 (для березовских — 0,5); для торфа — 0,15; экибастузских углей — 0,02; прочих углей — 0,1; мазута — 0,02; газа — 0,0; η"so₂ — доля оксидов серы, улавлива­емых в золоуловителе, принимается равной нулю для сухих золо­уловителей, для мокрых — в зависимости от щелочности орошающей воды.

При наличии в топливе сероводорода расчет выбросов до­полнительного количества оксидов серы в пересчете на S0₂ ве­дется по формуле

M_S02= 1,88*10^-2|H₂S|, (2.14)

где |H₂S| — содержание сероводорода в топливе, %.

Расчет выбросов оксидов углерода в единицу времени (т/год, г/с) выполняют по формуле

M_co=0,001C_coB (1- (q₄/100)) (2.15)

где В — расход топлива, т/год, т м³/год, г/с, л/с; С_с0 — выход оксидов углерода при сжигании топлива, в кг на тонну или на тыс м³ топлива. Рассчитывается по формуле

C_co=q,RQ_i^r; (2Л6)

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 оксидов уг­лерода, принимается для твердого топлива — 1,0; газа — 0,5; мазута— 0,65; Q_i^r — низшая теплота сгорания натурального топ­лива, МДж/кг, МДж/м³; q₄ — потери тепла вследствие механи­ческой неполноты сгорания топлива, %.

При отсутствии эксплуатационных данных значения q₃, q₄ принимаются по табл. 2.10.

Таблица 2.10

⇐ Предыдущая45678910111213Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: