Расчет выбросов оксида углерода.

Расход натурального топлива за рассматриваемый период (B, B’).

В = 394.023[тыс.м3/год]

В’ = 48.52778 [л/с] = 0.04853 [м3/c]

Выход оксида углерода при сжигании топлива (Cco).

Потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива (q3):0.2 [%]

Коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода (R): Газ. R=0.5

Низшая теплота сгорания топлива (Qr): 33.6 [МДж/кг (МДж/нм3)]

Cco = q3*R*Qr = 3.36 [г/кг (г/нм3) или кг/т (кг/тыс.нм3)]

Потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива (q4):0 [%]

Выброс оксида углерода (Mco, Mco’).

Mco = 0.001*B*Cco*(1-q4/100) = 1.3239173 [т/год]

Mco’ = B’*Cco*(1-q4/100) = 0.1630533 [г/с]

 

3. Расчётное определение выбросов бенз(а)пирена водогрейными котлами.

 

Коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания (Kд).

Kд = 2.6-3.2*(Dотн-0.5) = 1.48

Коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания (Kр).

Степень рециркуляции в дутьевой воздух или кольцевой канал вокруг горелок: 0[%]

Kр = 4.15*0+1 = 1

Коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания (Kст).

Доля воздуха, подаваемая помимо горелок (над ними) Kст’: 0

Kст = Kст’/0.14+1 = 1

Теплонапряжение топочного объема (Qv).

Расчётный расход топлива на номинальной нагрузке (Вр):

Вр = Вн*(1-q4/100) = 0.04853[кг/с (м3/c)];

Фактический расход топлива на номинальной нагрузке (Вн): 0.04853[кг/с (м3/с)];

Низшая теплота сгорания топлива (Qr): 33600[кДж/кг (кДж/м3)];

Объем топочной камеры (Vт): 1[м3];

Qv = Bp*Qr/Vт = 0.04853*33600/1 = 1630.608[кВт/м3].

Концентрация бенз(а)пирена (Cбп’).

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки (a_T’’): 1.4;

Cбп’ = 0.000001*(((0.13*Qv-5)/(1.3*Exp(3.5*(a_T’’-1)))*Kд*Кр*Kст = 0.0000581 [мг/м3]

Концентрация бенз(а)пирена, приведенная к избытку воздуха a_О=1.4 (Cбп).

Cбп = Cбп’*a_T’’/a_О = 0.0000581 [мг/м3]

Расчет объёма сухих дымовых газов при нормальных условиях (a_o=1.4), образующихся при полном сгорании 1кг (1нм3) топлива. (Vсг)

Расчет производится по приближенной формуле.

Коэффициент, учитывающий характер топлива (К): 0.345

Низшая теплота сгорания топлива (Qr): 33.6 [МДж/кг (МДж/нм3)]

Vсг = К*Qr = 11.592 [м3/кг топлива] ([м3/м3 топлива])

Выброс бенз(а)пирена (Mбп, Mбп’).

Mбп = Cбп * Vcг * Bp * kп

Расчетный расход топлива (Bp, Bр’)

Вр = В*(1-q4/100) = 394.023[т/год] (тыс.м3/год)

Вр’ = В’*(1-q4/100)*0.0036 = 0.1747[т/ч] (тыс.м3/ч)

Cбп = 0.0000581 [мг/м3]

kп = 0.000001 (для валового)

kп = 0.000278 (для максимально-разового)

Mбп = 0.0000581*11.592*394.023*0.000001 = 0.000000265 [т/год]

Mбп’ = 0.0000581*11.592*0.1747*0.000278 = 0.0000000327 [г/с]

 

Расчет выбросов загрязняющих веществ через неплотности запорно-регулирующей арматуры

Источник 6002

При нормальном режиме работы неорганизованные выбросы вредных веществ в атмосферный воздух будут происходить через неплотности запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) и изолирующих фланцевых соединений, установленных на входе в котельную (1 ЗРА, 1 ИФС).

Утечки через ЗРА и ИФС учитываются согласно «Методике расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от неорганизованных источников нефтегазового оборудования РД 39-142-00 (Краснодар, 2000) по формуле:

Y_НУ = Σ g · n · x · c · 10^-3,

где g – величина утечки потока одного вида через одно ЗРА и ИФС, мг/с,

  n – число ЗРА и ИФС на потоке одного вида, шт.,

  x – доля ЗРА и ИФС на потоке одного вида, потерявших герметичность, в долях единицы,

  с – массовая концентрация вредного компонента в одном потоке в долях единицы.

 

Источник 6002

Метан

Y_НУ = (5,83 · 1 · 0,293 + 0,2 ∙ 1 · 0,03) · 0,9843 · 10^-3 = 0,00169 г/с

М = 0,00169 · 3600 · 8760 · 10^-6 = 0,0533 т/год

 

Резервуар с аварийным (дизельным) топливом

Источник 6001

При расчете используются "Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров", утвержденные приказом Госкомэкологии России N 199 от 08.04.1998. Учтены дополнения от 1999 г., введенные НИИ Атмосфера, а также письмо НИИ Атмосфера от 29.09.2000 г. по дополнению расчета выбросов на АЗС.

 

Источник выделения: резервуар
Тип источника выделения: Резервуары нефтебаз, ТЭЦ, котельных, складов ГСМ
Максимальный выброс, г/с: 0,001221 Среднегодовой выброс, т/год: 0,0000373
Данные об источнике:
Название нефтепродукта: дизельное топливо
Режим эксплуатации: Мерник    

Климатическая зона: 2
Средство сокращения выбросов: Отсутствует Конструкция резервуара: Наземный горизонтальный
Категория нефтепродукта: Б
Нижний и боковой подогрев резервуара одновременно: есть
 Максимальная температура жидкости: 30
 Минимальная температура жидкости: 10
Плотность, т/м3(pж): 0,832
Концентрация насыщенных паров при 20 град (C20): 3,14
Масса жидкости, залитой в резервуары, т:
За год (B): 5,328
Число резервуаров (Np): 1       Объем резервуара (Vp), м3: 1
Максимальный объем вытесняемой паровоздушной смеси, м3/час (Vчmax): 1

Расчетные константы:
Ktmax= 1,4       Ktmin= 0,72
Kpср= 0,7         Kpmax= 1                Kоб= 2,5

Процентное соотношение загрязняющих веществ в выбросе:

 

Код	Название вещества	%	Масса (г/с)	%	Масса (т/год)
333	Сероводород	0,28	0,00000342	0,28	0,000000104
2754	Углеводороды предельные C12-C19	99,72	0,001218	99,72	0,0000372

Расчетные формулы

Максимальные выбросы, г/с: M = C20* Ktmax* Kpmax* Vчmax/ 3600
Годовые выбросы, т/год: G = C20* (Ktmax+ Ktmin)* Kpcp* Kоб* B /(2*106* pж)