Горивни инсталации ≥ 300MWth




ИмеГоривни инсталации ≥ 300MWth
Дата на преобразуване07.02.2013
Размер192.49 Kb.
ТипДокументация
източникhttp://eea.government.bg/bg/legislation/air/mpg-07/2-12 01,02,03 nad 300MW.doc

010101, 010201, 010301, 010401, 010501, 020101, 030101

(Горивни инсталации ≥ 300MWth)


КОД на процес (SNAP CODE):

___________________________________________________________________________


ДЕЙНОСТ И СЪОРЪЖЕНИЯ:


Горивни инсталации с номинална мощност ≥ 300MWth

________________________________________________________________________

010101 Горивни процеси в енергетиката и трансформация на

енергия - Обществен сектор - Горивни инсталации ≥ 300MWth


010201 Горивни процеси в енергетиката и трансформация на

енергия - Топлофикационни горивни инсталации ≥ 300MWth


010301 Горивни процеси в енергетиката и трансформация на

енергия - Горивни инсталации в нефтени рафинерии ≥ 300MWth


010401 Горивни процеси в енергетиката и трансформация на

енергия - Трансформация на твърди горива - Горивни инсталации ≥ 300MWth


010501 Горивни процеси в енергетиката и трансформация на

енергия - Горивни инсталации към добив на въглища/нефт/газ,

компресори на тръбопроводи ≥ 300MWth


020101 Не промишлени горивни инсталации - Горивни инсталации към търговия и институции ≥ 300MWth


030101 Горивни процеси в промишлеността - Горивни процеси в котли, газови турбини, стационарни двигатели ≥ 300MWth


  1. Определение

Разделът се отнася за изчисляването на емисиите във въздуха от горивни процеси осъществявани в инсталации, които в конкретния случай са парогенератори или водогрейни котли.


При положение, че в една термична централа съществуват повече от една горивна инсталация от един тип, то те се обединят по типове горивни инсталации в един или няколко точкови източника, като сумарната мощност на всеки точков източник трябва да надвишава или да е равна на 300MWth термични.


Топлинната мощност (P) на даден точков източник или отделна горивна инсталация се изчислява по формулата:


P = C * Qri / 3,6 [MWth]

където: С e часовия разход на твърдо или течно гориво в тонове за час (Mg/h), а за газообразно гориво в хиляди нормални метра кубически (Nm3.103)

Qri – долна топлина на изгаряне на горивото – за твърдо и течно в Гигаджаули на милион грама (тонове), (GJ/Mg), а за газообразно в Мегаджаули на нормални метра кубични (MJ/Nm3).


  1. Описание

Горивните инсталации в раздела се състоят от парогенератори в различни ТЕЦ, чието предназначение е описано според кодовете по CORINAIR SNAP, и водогрейни котли в топлофикационни ТЕЦ и Отоплителни Централи (ОЦ), чиято сумарна термична мощност по типове горивни инсталации формиращи отделни точкови източници в рамките на една термична централа е по-голяма или равна на 300MWth.


Използваните твърди горива в тези термични централи са антрацитни, черни, кафяви и лигнитни въглища. Като течни горива се използва котелно гориво тежко (мазут) – ниско сернисто и високо сернисто, мазут от внос и тежка гудронова фракция. За газообразни горива се използва основно природен газ и в малки количества – доменен и коксов газ, както и газ от нефтопреработване.


В Таблица №І-1 – Горивни бази на въглища за ТЕЦ и ОЦ (вж. „Горивни бази за различни видове горива”, дадени в отделен раздел) са показани данни за използваните въглища у нас по категории, въглищни басейни и марки. Същевременно по нататък в текста и с примери е обяснено как ще се извършва корекция при определянето на емисии, в зависимост от горивни характеристики на конкретните използвани горива. Това се отнася и за въглища или мазут от внос, които не са показани в таблицата, но попадат в категориите на различните типове въглища.


Долната топлина на изгаряне (ДТИ - Qri) се нарича количеството топлина, което се отделя при пълното изгаряне на 1kg твърдо или течно гориво и 1m3 газово гориво, без да се включва в нея топлината на кондензация (на парообразуване) на водната пара, получена при изгарянето на водорода и от влагата на горивото.


В старата „Методика за определяне емисиите на вредни вещества във въздуха”, публ. в Бюлетин от 16.06.2000, издание на МОСВ, съгласно Решение № РД 299/16.06.2000 г., тази величина е дефинирана като „Нисша топлотворна способност – (Н)”. В актуализираната Методика е направена промяна във формулировката, тъй като в българския технически език е прието понятието „долна топлина на изгаряне”. В дадените след съответните описания на дейностите примери вместо с „Н се означава с „Qri„.


Разликата между горната QrS и долната топлина на изгаряне Qri се определя по израза:


Qrs - Qri = 2514 ( 9Hr/100 + Wrt /100) [kJ/kg]


където: долните индекси s и i са съответно за горната и долната топлина на изгаряне, а горните за съответната маса, в случая r – работна.

2514 kJ/Kg е коефициент който е равен на топлината на изпарение на 1kg влага (W) при атмосферно налягане.

Нr и Wr са съответно водорода и влагата на работна маса.

Всички емисионни пресмятания се извършват с ДТИ, затова при положение, че се използват въглища от внос с дадена горна топлина на изгаряне е необходимо да се определи ДТИ, за да не се получат съществени разлики в изчислените емисии от действителните емисии.


Горивната характеристика, която съществено различава антрацитите от другите високо калоричните въглища е добива на летливи вещества на горима маса - Vct. Обикновено този показател при антрацитите е между Vct = 3 до 6%, като при някои типове антрацити стига и до Vct = 14-15%. Това предопределя избора на технология за изгаряне, която е съществено различна от тази използвана за изгаряне на високо реакционните въглища Vct = 20-60%, каквито са останалите въглища – черни, кафяви и лигнитни.


Приетата у нас класификация на въглищата отразява горивните характеристики на добиваните у нас горивни бази. При положение, че в бъдеще в страната се използват въглища от внос, които могат да бъдат антрацити, битуминозни и суб битуминозни, то в зависимост от ДТИ и от добива на летливите, тези въглища трябва да се отнесат към най-близките по калоричност въглища от нашата въглищна квалификация за да се извършат вярно изчисленията на емисиите.


В Таблица №І-2 – Горивни бази за течни газови и други горива (вж. „Горивни бази за различни видове горива”, дадени в отделен раздел) са показани горивните характеристики на всички други използвани у нас горива, (освен въглищата) – органични и изкуствени. Течното гориво което се използва най-често в парогенераторите и котлите е тежката фракция при обработка на нефта, която се категоризира като котелно гориво или мазут. В зависимост от съдържанието на сяра в котелното гориво по БДС 3383-89 се различават две марки котелни горива със сяра – под 1%Sr и под 3,5%Sr. Топлината на изгаряне на котелните горива се изчислява винаги като ДТИ, като се дефинират само два елементни състава – на работна и суха без пепелна маса.


От газообразните горива най-голямо приложение има естествения природен газ. Съставът на газообразните горива за разлика от твърдите и течните горива се дефинира в обемни проценти на съставляващите го компоненти при нормални условия (0oC и 0,102 MPa). Природният газ представлява смес от въглеводороди, сероводород и инертни газове – азот и СО2. Основната компонента в природния газ е метана СН4 която е между 75 до 98об%.


В парогенераторите към металургичните и нефтопреработвателни комбинати се изгарят и изкуствени газови горива, към които се отнасят доменния и коксовия газ, както и газа получаван при нефтопреработване.


  1. Оборудване

Горивният процес при инсталации с термична мощност по-голяма от 300MW се осъществява в парогенератори за производство на пара и в котли за производство на гореща вода. Мястото където се извършва горивния процес е пещта. Конструктивното оформяне на пещната камера е свързано с общата организация на процеса, особеностите на които се диктуват от избрания начин на горене. Твърдите горива биват изгаряне в слой (стабилен или кипящ) и в камерни пещи – факелни и вихрови. Изгарянето на течните и газообразни горива е изключително камерно и най-често факелно.


От гледна точка на емисиите на замърсители с димните газове на парогенераторите е от съществено значение организацията на горивния процес.


    1. Изгаряне на въглища

При големина на горивните инсталации за въглища над 300MW у нас се използва основно прахово изгаряне в камерни пещи.


При изгарянето на антрацитни въглища се използват камерни пещи с течно шлакоотделяне поради необходимостта от високи температури в пещта (над 1350оС), налагащи се заради ниския добив на летливи от антрацитите. Това предопределя и схемата на прахо-приготвящата система която е с въздушно подсушаване на въглищата и с междинен бункер за въглищния прах.


При изгаряне на по-високо реакционни въглища от антрацитите – черни, кафяви и лигнитни се използват камерни пещи със сухо шлакоотделяне поради по-ниските температури в пещта, които са между 900оС до 1300оС. За подсушаване на въглищния прах се използва обикновено газово подсушаване, което се осъществява с рециркулация на пещни газове.


У нас все още не е разпространен и друг принципно нов начин на изгаряне, а той е за парогенератори с кипящ слой. Изгарянето в кипящ слой обикновено се свързва с много по-малки емисии на замърсители поради ниските температури в пещна камера при него - между 750оС до 950оС, степенното подаване на въздуха за горене и добавката на абсорбент най-често варовик директно в пещна камера. Изгарянето в кипящ слой се използва най-често за високопепелни въглища. Най-голямо разпространение при горивните инсталации над 300MW e получил циркулиращия кипящ слой, за разлика от барботиращия кипящ слой и този под налягане, които все още нямат промишлено приложение все още.


    1. Изгаряне на течно и газово гориво

При изгарянето на течно и газово гориво обикновено горивото и окислителя са в газова фаза при условията на горене. Основната разлика от въглищното изгаряне при изгарянето на течни и газови горива е в конструкцията на индивидуалните горелки на парогенератора, от които зависят емисиите на азотни оксиди, въглероден оксид и органични съединения. Съществува принципна разлика и в горелките за течни и газови горива между такива с предварително смесване на горивото с окислителя и такива със степенно подаване на въздуха за горене.


  1. Емисии

4.1. Видове

В резултат на горивни процеси в инсталации с номинална мощност по-голяма или равна на 300MWth се изпускат емисии на следните вещества:

1) Първа група:

Парникови газове

  • Въглероден диоксид (СO2)

  • Метан (СН4)

  • Двуазотен оксид (N2O)

Други газове от Първа група

  • Серни оксиди (SOx като SO2)

  • Азотни оксиди (NOx)

  • Неметанови летливи органични съединения (NMVOC)

  • Въглероден оксид (CO)

2) Втора група – тежки метали:

  • Арсен (As)

  • Кадмий (Cd)

  • Хром (Cr)

  • Мед (Cu)

  • Живак (Hg)

  • Никел (Ni)

  • Олово (Pb)

  • Cелен (Se)

  • Цинк (Zn)

  • Освен включените в CORINAIR се добавя и Kобалт (Co), тъй като по изследвания в българските ГГИ емисии на този метал има.

  • При течните горива вместо кобалта е от значение Ванадий (V), затова е включен също, а при газовите горива от тежките метали единствено живака (Hg) е от значение.

3) Трета група - УОЗ:

  • Полициклични ароматни въглеводороди (PAH)

  • Диоксини и фурани (DIOX)

4) Четвърта група- прах:

  • Обща прах (TSP)

  • Прахови частици (PM10, PM2,5)


4.2. Причини

Емисии на Серни оксиди (SOx) – Тези емисии са директно свързани със сярното съдържание на горивото. Сярата във въглищата и течните горива варира от 0,2%wt. до 4,5%wt. на работна маса, а в газообразните горива е в пренебрежимо малки количества - под 5mg/Nm3 газ.


Сярата във въглищата е във вид на пиритна (FeS2), органична и сулфатни соли. При изгарянето на въглищата основно се получава, серен диоксид SO2 и под 3% серен триоксид SO3. При горивния процес изгаря пиритната и органичната сяра, като част от тези серни съединения реагират с алкалните елементи от пепелта за да формират различни сулфатни соли, които се отнасят с пепелта и шлаката. Въз основа на баланс на сярата при изгарянето на въглища в големите ТЕЦ у нас е установен процента на задържане на частта от горимата сяра в горивните остатъци, както и процента на сярата на работна маса която остава свързана като сулфатни соли в пепелта и шлаката.


Емисии на Азотни оксиди (NOx) – Основно тези емисии са азотен оксид NO който е над 95,б%, а останалите обемни процента са азотен диоксид NO2. Образуването на азотните оксиди NOx се дължи основно на реакциите на химически свързания азот в горивото с кислорода от въздуха, при което се получава така наречения „горивен NO”, който е около 80% от общото количество азотни оксиди и е в директна зависимост от азота в горивото, който е между 0,2 до 5wt% за въглищата изгаряни у нас. Останалите 20% азотни оксиди при изгарянето на въглищата се дължат на окислението на атмосферния азот от въздуха необходим за горивния процес, при което се получават така наречените „термични NO”. Експерименталните измервания на термичните NO показват, че те зависят експоненциално от температурата, пропорционални са на концентрацията на азота N2 в пламъка, зависят от квадратния корен на концентрацията на кислорода О2 в пламъка и зависят от времето на престой на горивото в пламъка т.е. времето за експозиция при пикови температури. Оказва се, че тези фактори са съществени за образуването на азотните оксиди при всички типове парогенератори изгарящи различни горива.


При горивните инсталации изгарящи тежко течно гориво – мазут (Nr=0,1-0,8wt%), около 50% от образуваните азотни оксиди се дължат на азота в горивото, а останалите са термични азотни оксиди. При лекото течно гориво – газьола, повече от 80% от емисиите на NOx се дължат на термичните азотни оксиди и останалите на азота в горивото който е незначителен като съдържание и е от 0,005 до 0,07v%.


Природният газ не съдържа органично свързан азот, а съдържанието на молекулярен в газа няма влияние върху формирането на горивни NO, така че само термични NOx се формират при неговото изгаряне.


Съществено влияние върху образуването на азотните оксиди има организацията на горивния процес. Установено е в практиката, че тангенциално разположените горелки създават средно по-малко емисии на азотни оксиди от тези при горелки на срещулежащите стени на пещните камери. Освен това малкия излишък на въздух, рециркулацията на пещни и димни газове, степенното горене с подаване на въздуха на различни нива в горивните камери, намаленото предварително подгряване на въздуха за горене, различни конструкции ниско емисионни горелки, както и изгарянето на емулсия на тежко котелно гориво с вода водят до намаление на емисиите на азотни оксиди между 5 до 50%.


Емисии на Въглероден оксид (CO) – Присъствието на СО в димните газове на горивните системи принципно е свързано с непълното изгаряне на горивото. Условията които довеждат до непълно горене са недостиг на кислород при горивния процес (под стехиометрично горене), лошо смесване на горивото и окислителя, намалена температура на горивния процес, охлаждане на пламъка на студени екранни тръби на пещна камера, по-ниски товари на парогенераторите от номиналния и намалено време за престой на горивните газове в пещната камера. Трябва да се отбележи, че част от горните условия се въвеждат в горивните процеси за намаляване на емисиите на азотни оксиди - мерки като намалена температура на горивния процес, под стехиометрично горене и други. При въвеждането на такива мерки за намаляване на емисиите на азотни оксиди e необходимо при всички положения да се предвидят и мерки за догаряне на СО получен в резултат на непълното горене.


Общо взето големите горивни инсталации емитират по-малко въглероден оксид на единица мощност от по-малките горивни инсталации. Това е така, защото по-малките парогенератори и котли имат по-голямо отношение на нагревните повърхности към обема на пламъка, т.е. по-малко топлинно натоварване, което води до намалена температура на пламъка и намален горивен интензитет, и оттам по-ниска ефективност на горивния процес.


Емисии на Неметанови летливи органични съединения (NMVOC) – Присъствието на NMVOC в димните газове е в резултат на непълното горене. Тези емисии включват алдехиди, кетони и олефини. Общо взето тези неизгорели въглеводороди, могат да включват всички органични съединения в газова фаза емитирани от горивната инсталация с изключение на неизгорелия метан, чийто газови емисии се разглеждат отделно поради това, че той е газ с парников ефект. Емисиите на NMVOC обикновено са много ниски при големите горивни инсталации и с тенденция за намаляване към по-големите горивни инсталации. Нивото на емисиите на NMVOC много зависи от ефективността на горивния процес. Добрата турбуленция на горивната смес, високите температури на горене и по-дългото време на престой при тези температури води до по малки емисии на летливите органични съединения.


Емисиите на метан (СН4) се дължат на недобро изгаряне на горивото в хода но горивния процес.


Емисиите на въглероден диоксид (СO2) при горивните процеси зависят от съдържанието на въглерод (С) в горивото и коефициента на излишък на въздух.


Емисиите на двуазотен оксид (N2O) се влияят от вида на процесите. Най-високи емисии на двуазотен диоксид има при изгаряния на кипящ слой. С подобряване качеството на горивния процес се постига намаляване на емисиите от двуазотен оксид.


Емисии на нетоксичен прах (TSP) – Емисиите на летяща пепел с димните газове от парогенераторите се дължат на съдържанието на минерална пепел във въглищата. За целите на праховото изгаряне при камерните пещи на големите парогенератори въглищата се разпрашават в прахо-приготвящи системи. След изгаряне на органичната част на въглищата в пещите летящата пепел се отнася с димните газове като емисии на нетоксичен прах.


Праховите емисии са функция на съдържанието на пепел в горивото, и неговия зърнометричен състав, технологичната схема на прахоприготвящите системи, технологията на изгаряне – течно или сухо шлакоотделяне, конфигурацията на котелния агрегат и приложените системи за прахоулавяне с тяхната степен на очистване.

На базата на определяне на зърнометричния състав на праховите емисии може да се установи разпределението на праховите частици, като от значение най-вече е емисията на прахови частици под 10μm и под 2,5 μm. Общото количество емисии на прахови частици след системите за прахоочистване на горивните инсталации се дефинира като емисии на общо суспендирани прахови части.


Емисии на тежки метали (HM) – Тежките метали в горивата ( Hg, Zn, Pb, Ni, Cd, Cr, Cu, Se, As, Co, V) претърпяват комплексни промени при горивния процес, които водят до изпаряване на техните летливи компоненти. Степента на изпарение на химическите съединения в които участват тежките метали при горивните процеси зависи от концентрацията им в горивото, концентрацията на минералната част в горивото, в това число на алкални елементи и използваната технология на горивните инсталация. Тежките метали се отнасят с димните газове най-вече като оксиди и хлориди, асоциирани с праховите частици. От тях арсена, живака и селена са частично в газова фаза. По-малко летливите тежки метали имат свойството да кондензират върху най-малките фракции прахови частици в потока на димните газове. Това води до обогатяване на тези фракции с прахови частици, които и относително по-малко се улавят от системите за контрол на праха.

При горивните инсталации на въглища са от значение всички тежки метали с изключение на ванадия, който се съдържа само в течните горива. При газообразните горива от всички тежки метали е от значение само концентрацията на живак, който е с концентрации в природния газ от порядъка на 2 до 5μg/m3.


Устойчиви органични замърсители (УОЗ) – Eмисиите на УОЗ включват групите на полицикличните органични съединения с тяхната подгрупа на полицикличните ароматни въглеводороди (PAHs) и групата на диоксини и фурани.


Органичните емисии включват летливи, полулетливи и кондензиращи органични съединения. Групата на PAHs са органични съединения които се емитират от горивните инсталации в кондензна фаза. Разгледани са емисиите на Benzo(a)pyrene (C20H12), Benzo(b)flouranthene (C20H12), Benzo(k)flouranthene (C20H12), Indeno(1,2,3-cd)pyrene (C22H12), Benzo(g,h,i)perylene (C22H12), Flouranthene (C16H10), които са относително с най-големи емисии с димните газове от горивните инсталации спрямо останалите PAHs. Емисиите на PAHs зависят от ефективността на горивния процес и имат тенденция да намаляват с увеличаване на големината на горивната инсталация. При камерното изгаряне емисиите на PAHs са по-ниски от тези при скарно горене при една и съща ефективност. Емисиите на PAHs при изгаряне на въглища са по-големи от тези при изгаряне на течно и газообразно гориво и поради по-сложната химична и физична структура на въглищата.


Диоксините и фураните се формират при изгарянето на горивата. Емисиите на диоксините и фураните се влияят до някаква степен и от деструкцията на органичните съединения при горенето, както се установява напоследък и от реакции в системите за контрол на емисиите на азотни оксиди при температури на димните газове от порядъка на 250-400оС.


  1. Мерки за намаляване на емисиите

При съществуващите у нас големи горивни инсталации у нас са приложени най-вече системи контрол на емисиите на летящата пепел. За целта се използват само електрофилтри, които са с степен на очистване над 99%. Тези електрофилтри улавят в различна степен и тежките метали в димните газове. По-нататъшно очистване на димните газове от пепел и тежки метали се постига в Сероочистващите инсталации (СоИ), при които за големите горивни инсталации се използват мокри десулфуризационни процеси. Общото взето конвенционалните мокри сероочистки са със степен на очистване над 90% и намаляват и концентрацията на пепел и тежки метали с около 50-60%.


Прилаганите техники за сярно очистване използват най-често алкален реагент, варовик или вар за абсорбция на серните оксиди. Използват се сухи, полусухи и мокри процеси на десулфуризация. За големите горивни инсталации на лигнитни и кафяви въглища се използват само мокри процеси, поради изискуемата висока степен на сероочистване, която е над 90%. При изгарянето на антрацитите и черните въглища поради относително по-малките емисии на SO2 в димните им газове, могат да се използват и сухите и полусухите методи на сероочистка, които са с по-ниска степен на очистване (сухите, със степен на очистване от около 40-50% и полусухите със степен на очистване от около 80-90%).


За намаляване на емисиите азотни оксиди се използват първични мерки за контрол на горивния процес и методи след горивния процес. Контролът на горивния процес включва подържане на малък излишък на въздух за горене; степенно и под стехиометрично горене с догаряне над основната горивна зона; рециркулация на пещни и димни газове и използване на ниско емисионни горелки. Тези мерки се прилагат за всички горивни инсталации, които изгарят лигнитни, кафяви въглища, котелно гориво и природен газ. Степента на потискане на образуването на азотни оксиди при контрола на горивния процес е от 5% до 50%, спрямо образуването на безконтролни емисии на азотни оксиди.


При антрацитите и черните въглища, които са с относително по-високи емисии на NOx се използват де нитрификационни методи след горивните инсталации. Това са методите на селективна каталитична редукция (SCR) и методите на селективна не каталитична редукция (SNCR).


При SNCR се инжектира амоняк или карбамид в определени зони в горната част на пещна камера или в конвективната част на парогенератора. Амонякът или карбамида реагират с NOx при което се получава молекулярен азот и водни пари. Редукцията на NOx e между 25 до 50%.


При SCR се инжектира амоняк в димните газове, след които газовете преминават през катализатор на повърхността на който азотните оксиди реагират с амоняка до получаването на молекулярен азот и вода. Степента на очистване при този процес е между 75 до 85%.


  1. Емисионни фактори. методология

Емисионните фактори на различните замърсители се определят въз основа измервания на техните концентрации в димните газове и характеристиките на използваните горива по време на измерванията. Общата формула за изчисляване на емисионните фактори с изключения тази за праха е следната:


ЕFз = Cз x Vcг / Qri ,


Където: ЕFз – емисионния фактор на съответния замърсител в g/GJ, kg/GJ, µg/GJ и µgTEQ/TJ;

Cз – концентрацията на съответния замърсител в димните газове в mg/Nm3;

Vсг – обема на сухите газове на 1 кг изгорено твърдо или течно гориво в Nm3/kg; или 1m3 изгорено газово гориво в Nm3/m3;

Qri – долна топлина на изгаряне на горивото в GJ/Mg за твърдо и течно гориво и MJ/m3 за газово гориво.


При липса на газови измервания за конкретен замърсител след съществуващите у нас горивни инсталации, са предложени ЕФ по методиките CORINAIR и IPCC, като е отбелязано точно коя методика е използвана. Там където ЕФ и по двете методики липсват са предложени евентуално налични в методиката на САЩ за инвентаризация на емисиите по стандарт на EPA – AP42.


При определяне на емисионните фактори след системите за контрол на емисиите са използвани максимално допустимите концентрации, съгласно Наредба №10 от 6.10.2003 г. за емисии на серни, азотни оксиди след големи горивни инсталации.

ЕФ за тежки метали са дадени в маса на тон изгоряло гориво, за разлика от всички останали, които са в маса на внесена топлина.


Емисионните фактори за парникови газове по видове горива са изложени в Таблица І-VІ-1. За въглероден диоксид (СO2) са предложени ЕФ и по двете методики - CORINAIR и IPCC, като се препоръчва използването на ЕФ по IPCC. За метан (СН4) и двуазотен оксид (N2O) са предложени ЕФ от методика CORINAIR, тъй като при тях са допълнително отчетени разликите свързани с различния тип горене. Всички останали емисионни фактори по видове горива са изложени за раздела в Таблица №І-4 до Таблица №І-14 и са изцяло от методика CORINAIR .


Наличието на Сероочистваща Инсталация (СоИ) оказва влияние върху ЕФ за серни окиси, прах и тежки метали. За всички останали замърсители се използват същите ЕФ, както при липсата на СоИ.


Наличието на Денитрификационна Система (ДнС) оказва влияние само върху ЕФ за азотни окиси. За всички останали замърсители се използват същите ЕФ, както при липсата на ДнС.


Пресмятането на емисиите се извършва по следната обща формула, в която внесената топлина в горивната инсталация се умножава по съответния ЕФ:


Eз = EFз x Cг х Qri


Където: Сг е изгореното гориво в тонове (Mg) за твърдо и течно гориво и m3.103 за газове


Поради това, че емисионните фактори са пресмятани по типове въглища и течни горива се налага корекция, когато се използват актуалните характеристики на тези горива – ДТИ, сяра и пепел. Когато не са известни характеристиките на използваните горива, а само типа или марката на горивото пак се извършва корекция на ЕФ по ДТИ, сяра и пепел към съответната категория гориво.


Таблиците с примери за изчисление на емисиите са показани в Таблици №І-1 и №І-2.


Емисионните фактори на диоксини и фурани се изразяват в микрограмове Токсичен Еквивалентен Фактор ТЕФ (μgTEQ). Това е направено за оценка на токсичния риск при различните диоксиноподобни съединения. Подходът с токсичния еквивалент позволява да се конвертират количествени аналитични данни за различни диоксини и фурани в един общ ТЕФ. С цел да се изчисли токсичния еквивалент се определя ТЕФ за всеки член от категориите на диоксиноподобните съединения. ТЕФ е отношението на токсичността на съответното диоксиноподобно съединение към най-токсичния 2,3,7,8-тетрахлор дибензо-р-диоксин (наричан диоксин).

Разработени са две схеми за оценка на ТЕФ, като конкретните ТЕФ за всеки диоксиноподобно съединение са показани в Таблица №І-3. Схемата на Световната здравна организация (WHO) e по нова и препоръчителна при пресмятания.


Токсичният еквивалент се изчислява като се умножи действителните микрограмове от всеки диоксин и диоксиноподобно съединение с кореспондиращия ТЕФ и получените резултати се сумират за получаването на микрограмове токсичен еквивалент диоксини и фурани. С други думи смес в микрограмове с определени различни диоксиноподобни съединения е токсична като по-малко микрограмове от двете най-токсични съединения – диоксин и 1,2,3,7,8 пентахлор дибензо диоксин.


Изложеното по отношение на токсичния еквивалент позволява при техни конкретни газови измервания у нас след горивни инсталации да се определят по-точно ЕФ на диоксините и фураните за използваните у нас горива. ЕФ за диоксините и фураните за SNAP CODE 01 и 02 са взети от UNITED NATIONS ENVIRONMENT PROGRAMME Standardized Toolkit for Identification and Quantification of Dioxin and Furan Releases – 2005г.


Пресмятания на емисиите са показани с примери в Таблици №І-15,16,17 и 18 на тези кодове.

Единна методика за инвентаризация емисиите на вредни вещества във въздуха

Геофизичен Институт – БАН 2007г.



Добавете документ към вашия блог или уеб сайт

Свързани:

Горивни инсталации ≥ 300MWth iconВъздух от големи горивни инсталации
Наредба №10 от 10. 2003 Г. За норми за допустими емисии (концентрации в отпадъчни газове) на серен диоксид, азотни оксиди и общ прах,...

Горивни инсталации ≥ 300MWth icon010104 Горивни процеси в енергетиката и трансформация на енергия – Обществен сектор – Газови турбини
Горивни процеси в енергетиката и трансформация на енергия – Топлофикационни горивни инсталации – Газови турбини

Горивни инсталации ≥ 300MWth iconНаредба за норми за допустими емисии на серен диоксид, азотни оксиди и прах, изпускани в атмосферата от големи горивни инсталации
Чл. (1) С тази наредба се определят норми за допустими емисии (концентрации в отпадъчни газове) на серен диоксид, азотни оксиди и...

Горивни инсталации ≥ 300MWth iconДейност и съоръжения: Не промишлени горивни инсталации – Топлоцентрали към жилищния сектор – Друго стационарно оборудване (печки, огнища, готварски печки, )
Не промишлени горивни инсталации – Топлоцентрали към жилищния сектор – Друго стационарно оборудване (печки, огнища, готварски печки,...

Горивни инсталации ≥ 300MWth iconПрограмазаприлаган е на директива 2001/80/ес относно ограничаване на определени замърсители на въздуха от големи горивни инсталации март 2003, София
Законодателство на ес, свързано или имащо отношение към Директива 2001/80/ес и нейното прилагане 5

Горивни инсталации ≥ 300MWth iconГоривни бази за различните видове горива
В горивните инсталации се изгарят различни видове горива: твърди – въглища, течни, газови и други. За изчисляване на емисиите от...

Горивни инсталации ≥ 300MWth iconДокументаци я
Малашевци” с прилежащите й машини и съоръжения, включително: парокотелна централа; разпределителен газопровод извън поделението;...

Горивни инсталации ≥ 300MWth icon§ в чл. 3 се правят следните изменения и допълнения: в т. 8 след думите „се получава от" се добавя „бутални". Точка 11 се изменя така: „11. газови турбини, въведени в експлоатация преди 27 ноември 2003 г." § 2
Наредба за изменение и допълнение на Наредба №10 от 2003 г за норми за допустими емисии (концентрации в отпадъчни газове) на серен...

Горивни инсталации ≥ 300MWth iconЗа изискванията за качеството на течните горива, условията, реда и начина за техния контрол 
Дв 76/2007 г условията, редът и начинът за контрол на качеството на течните горива след тяхното производство, при внос след освобождаване...

Горивни инсталации ≥ 300MWth iconКорелация между Използвани горива в snap code 03: вид и код на горивото и съответстващи горива от таблици Горивни бази на въглища
Съответстващи горива от таблици Горивни бази на въглища (№І-1) и на течни газови и други горива (№І-2)

Поставете бутон на вашия сайт:
Документация


Базата данни е защитена от авторски права ©bgconv.com 2012
прилага по отношение на администрацията
Документация
Дом