Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

30 страниц

300.00 ₽

Купить РД 34.02.311-89 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методика распространяется на все типы котлов и устанавливает метод определения валового выброса окислов азота с дымовыми газами на тепловых электростанциях и котельных с использованием сигнала газоанализатора 344 ХЛ 04.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Сведения об измеряемом параметре и условиях измерения

3 Метод измерения параметра и структура измерительной системы

4 Условия применения средств измерения

5 Выполнение измерений

6 Показатели точности измерений, способы и форма их представления

7 Алгоритм обработки результатов измерений и оценка показателей точности

8 Оформление результатов измерений

9 Требования к квалификации оператора

10 Требования техники безопасности

Приложение 1. Значения констант а и х для твердых , жидких и газообразных топлив

Приложение 2. Пример расчета валового выброса окислов азота с дымовыми газами (без использования ЭВМ АСУ ТП)

 
Дата введения01.01.1991
Добавлен в базу01.09.2013
Актуализация01.01.2019

Этот документ находится в:

Организации:

17.05.1989ПринятГоскомприроды СССР
05.07.1989УтвержденМинэнерго СССР
ИзданВТИ1990 г.
РазработанВТИ им. Ф.Э. Дзержинского

Method for Measurements of Gross Emissions of Nitrogen Oxides with Exhaust Gases of Thermal Power Stations Using Gas Analyzer 344KhL04

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

СССР

Управление охраны природы


'itf

МЕТОДИКА

ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ВАЛОВОГО ВЫБРОСА ОКИСЛОВ АЗОТА С ДЫМОВЫМИ ГАЗАМИ ТЭС С ПРИМЕНЕНИЕМ ГАЗОАНАЛИЗАТОРА 344 ХЛ 04

РД 34.02.311-89

Ш»№сш 19»

Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом имени Ф.Э.Дзержинского (ВТИ им. Ф.Э.Дзер-жинского)

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

B. Б.Эткин, канд.техн.наук (руководитель темы) , О.Н.Кондратьева, м.Я-Метро,

СОГЛАСОВАНА

C. А.Шцстова (ВТИ им. Ф.Э.Дэержинско-го); В.В.Нечаев, М.И.Сапаров, канд. техн. наук (ЭНИН им. Г.М.Кржижановского)

УТВЕРЖДЕНА

Главным управлением научно-технического прогресса и экологических нормативов Госкомприроды СССР 17.05.89 Начальник    В.ИЛковецкий

Управлением охраны природы Минэнерго СССР 05.07.89

Начальник    И.Г.Каштанов

4.1.4.    На газоплотных котлах, работающих под наддувом и не оснащенных шунтовыми трубами, отбор пробы газа должен осуществляться непосредственно в нижней части конвективной шахты (черт. 2в).

4.1.5.    Допускается осуществлять отбор пробы для газового анализа (в частности, при контроле вредных выбросов в атмосферу котлами паропроизводительностью менее 160 т/ч) в дымовой трубе (черт. 3), куда по дымоходам поступают газы от нескольких котлов.

Заборный зонд устанавливают на высоте 14—18 м от верхней кромки подводящего газохода.

4.1.6.    В тех случаях, когда сигнал газоанализатора не используется в системе регулирования топочного процесса, допускается отбор и поочередная подача пробы газов на анализ к одному газоанализатору из двух газоходов одного котла или двух соседних котлов.

4.1.7.    Заборный зонд газоанализатора должен размещаться выше газоанализатора на 2 м и более.

Допускается размещение заборного зонда ниже газоанализатора при условии исключения возможности конденсации влаги в обогреваемой линии транспортировки газа (ЛТГ).

Отбор пробы ИЗ ДИМ 00 об трубы

1 — дымовые газы; 2 — подводящий газоход; 3 — дымовая труба; 4 — линия транспортирования газа; 5 — газоанализатор; 6 — лючок с заглушкой; 7 — труба для отбора пробы (заборный зонд); 8 — обмотка асбестовым шнуром;

9 — щелевая прорезь,.

Черт 3

9

4.1.8.    Отбор пробы газа должен осуществляться на минимальном расстоянии по длине ЛТГ от помещения, в котором могут быть созданы указанные в п. 4.3.2 условия, необходимые д ля эксплуатации газоанализатора.

Отбор пробы газа согласно п. 4.1.1 и п. 4.1.4 должен осуществляться на минимальном расстоянии от фронта котлоагрегата и щита управления им.

4.1.9.    Отбор пробы газа к газоанализатору следует вести в той же зоне, где осуществляется непрерывный отбор пробы к кислородомеру, или в зоне, где присосы воздуха между точками отбора проб к обоим приборам по тракту дымовых газе» не превышают 2% при номинальной нагрузке котла.

4.1.10.    Не допускается отбор пробы газа из газоходов в зонах возможных присосов воздуха и непосредственно за ними, так как в этих зонах поля концентраций окислов азота в потоке имеют повышенную неравномерность.

4.1.11.    Монтаж заборного зонда должен выполняться в соответствии с монтажным чертежом завода-изготовителя.

Для монтажа и обслуживания заборных зондов необходимо использовать существующие площадки или соорудить новые.

4.1.12.    Перед монтажом зонда следует провести градуировку сечения газохода в зоне отбора пробы для оценки неравномерности поля концентрации окиси азота.

При отсутствии градуировки принять погрешность, вызванную неравномерностью поля концентраций, в соответствии с «Методическими указаниями по испытаниям золоулавливающих установок тепловых электростанций» (М.: СПО «Союзтехэнерго» , 1982), равной ± (3,0—5,0) % для измерительных участков, расположенных за золоуловителями, и±10%, если измерение концентрации окиси азота осуществляется в конвективных шахтах котлов или газоходах рециркуляции.

4.2. Линия транспортирования газа

4.2.1.    Линию транспортирования газа от зонда до газоанализатора следует изготовлять из трубки диаметром 8X1 мм (материал — сталь 12Х18Н10Т). Длина трубки не должна превышать 50 м. Большая длина ЛТГ допустима лишь при выполнении требований по давлению и расходу пробы газа, указанных в п. 2.6.

Минимальный наклон любого участка трубки к горизонту в сторону газоанализатора — 10°. Пережим сечения трубки не допускается.

ЛТГ должна крепиться хомутами к неподвижным конструкциям с интервалом 3—4 м.

4.2.2.    Линия транспортирования газа по всей длине должна обогреваться до температуры, превышающей на 10-45 °С температуру сернокислотной точки росы дымовых газов. Обогрев линии должен осуществляться теплоносителем (горячей водой, паром) путем прокладки труб-спутников в общей теплоизоляции с ЛТГ.

ю

4.2.3.    Транспортирование пробы газа от зонда, размещенного в дымовой трубе, должно осуществляться по вертикальной трубке диаметром 20X2 мм из материала 12 X18Н10Т, проложенной внутри дымовой трубы. Вывод ЛТГ из дымовой трубы в помещение следует выполнять под углом к горизонту в сторону газоанализатора не менее 10° обогреваемой и изолированной согласно п. 4.2.2 трубкой диаметром 8X1 мм.

4.3.    Установка газоанализатора

4.3.1.    Газоанализатор следует размещать на обслуживаемой площадке или в обслуживаемом помещении, например, на щите управления энергоблоком, на минимальном расстоянии (по длине ЛТГ) от пробоотборного зонда. При отборе пробы газа из газохода рециркуляции, из Шустовой трубы, из нижнеи части конвективной шахты (для котлов, работающих под наддувом) помещение должно быть оборудовано перед фронтом котла или сбоку от него. Во всех случаях предпочтительно размещать помещения на одной отметке со щитом управления котлом. При отборе пробы газа в дымовой трубе газоанализатор должен размещаться в существующих на ряде электростанций помещениях внутри или около дымовой трубы, например, в помещении для обслуживания золоуловителей.

4.3.2.    В помещении (на площадке), где размещен газоанализатор, должны соблюдаться следующие условия:

температура окружающей среды от 5 до 50 °С;

атмосферное давление от 84,6 до 106,7 кПа;

относительная влажность окружающей среды до 80% при температуре 35 °С;

внешние магнитные постоянные поля с напряженностью до 400±5 А/м;

внешние переменные электрические поля напряженностью не более 10:£1кВ/м;

производственные вибрации с частотой до 25 Гц и амплидутой не более 0,1 мм (для газоанализатора, установленного на амортизаторах) ;

присутствие агрессивных и токсичных газов и паров — не выше указанных в ГОСТ 12.1.005-76 «ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования»;

рабочее положение шкафа газоанализатора — вертикальное с допустимым отклонением не более 5°.

Помещение, где устанавливается газоанализатор, должно соответствовать требованиям действующих правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (М Энергоиздат, 1982).

Помещение должно быть освещено в соответствии с действующими нормами проектирования СНиП 11-4-79 «Строительные нормы и правила. Естественное и искусственное освещение».

и

Площадь помещения для установки газоанализатора должна выбираться с учетом его габаритных размеров и обеспечивать свободный доступ к нему для обслуживания и регулирования.

4.3.3.    К месту установки газоанализатора должны быть подведены электропитание для газоанализатора и освещения помещения (мощность, потребляемая газоанализатором, не более 350 ВА), отфильтрованная техническая вода или паровой конденсат и организован слив воды. Подвод воды осуществляется газовыми трубами диаметром 1/2", отвод воды — трубами диаметром 3/4". Давление воды в линии питания должно находиться в пределах от 300 до 500 кПа, расход — не более 10 дм*/мин, температура — не более 30 °С.

4.3.4.    При монтаже необходимо установить газоанализатор в рабочее положение, подключить к нему заземление, электропитание, газовые линии, линии подвода и отвода технической воды в соответствии с маркировкой согласно монтажному чертежу.

При повышенном загрязнении твердыми частицами подаваемой к газоанализатору технической воды рекомендуется установка дополнительного фильтра из ЗИП-О газоанализатора для ее предварительной очистки.

Сброс газовой пробы от газоанализатора должен осуществляться по трубе диаметром 20X2 мм в вентиляционный газоход электростанции, газовый тракт котла (в зону пониженного давления по сравнению с местом отбора пробы) или непосредственно за пределы обслуживаемых помещений.

4.3.5.    В помещении, где размещен газоанализатор, устанавливаются: ртутный термометр, метеорологический барометр-анероид и аспирационный психрометр для контроля параметров окружающей среды (см.табл. 2).

4.3.6.    Газовый тракт ЛТГ и газоанализатора должен быть герметичен. Герметичность тракта проверяют при отключенном электрическом питании газоанализатора азотом при разрежении (20±1)кПа.

4.3.7.    Для защиты охлаждаемых элементов газоанализатора от перегрева при нарушении подачи на его вход конденсата (технической воды) включить в линию подачи воды манометр с коммутируемыми контактами, разрывающими цепь питания газоанализатора при давлении в линии менее 300 кПа.

4.4. Установка измерительного прибора

4.4.1. Измерительный прибор — самопишущий миллиамперметр КСУ2—015, поставляемый в комплекте газоанализатора, устанавливается в помещении щита управления котлом вне оперативного контура.

Выходной сигнал газоанализатора — постоянный ток, изменяющийся от 0 до 5 мА, подается по кабелю к измерительному прибору в соответствии с монтажным чертежом газоанализатора. Общее сопротивление нагрузки газоанализатора не должно превышать 2,5 кОм.

4.4.2.    При отборе пробы газа из дымовой трубы допускается установка измерительного прибора в помещении, указанном в п. 4.3.1, при соблюдении условий эксплуатации, указанных в ГОСТ 7164-78 на миллиамперметр КСУ 2—015.

4.4.3.    Комплект газоанализатора должен быть принят в эксплуатацию в соответствии с РД 34.35.412-88 «Правила приемки в эксплуатацию из монтажа и наладки систем управления технологическими процессами тепловых электрических станций».

4.4.4.    Информация о валовом выбросе окислов азота по команде оператора должна выводиться на экран дисплея управляющего вычислительного комплекса котла (энергоблока) и на общее для всех энергетических установок табло главного щита ТЭС.

4.4.5.    Если сигналы газоанализаторов не используются для регулирования топочного процесса, в период ограниченной поставки приборов допускается периодическая подача пробы к одному газоанализатору из нескольких газоходов котлоагрегата через вентиль, управляемый программным переключателем, переключающим также регистрирующие измерительные приборы и цепи сигнализации о превышении выброса окислов азота.

Программный переключатель и другие элементы системы автоматического переключений подачи пробы от различных точек пробо-отбора должны размещаться в помещении (на обслуживаемой площадке), где установлен газоанализатор.

5. ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ

5.1.    Измерения концентрации окислов азота и расхода дымовых газов должны проводиться непрерывно в течение всего периода работы котла.

Включение газоанализатора следует начинать с подачи к побудителю расхода конденсата (технической воды), после чего не менее чем за I ч до начала измерений включить электрическую схему газоанализатора. При отключении газоанализатора сначала следует выключить электрическую схему во избежание перегрева охлаждаемых элементов прибора.

При пуске котла включение побудителя расхода газоанализатора следует производить лишь при температуре дымовых газов, контролируемой по показаниям штатного измерителя температуры, превышающей температуру сернокислотной точки росы газов, во избежание налипания твердых частиц на пробоотборный зонд.

При останове котла, прекращении подачи конденсата (технической воды), снижении температуры дымовых газов ниже сернокислотной точки росы газоанализатор должен быть отключен.

5.2.    При проведении подготовительных операций, а также при выполнении измерений концентрации окиси азота в дымовых газах с помощью газоанализатора следует руководствоваться эксплуатационной документацией завода-изготовителя, графиками поверки и ремонта газоанализатора.

13

5.3.    Для сигнализации о неисправности электронной схемы газоанализатора или прекращении подачи воды к побудителю расхода следует использовать сигнальное устройство входящего в комплект газоанализатора самопишущего прибора КСУ 2-068 при выходе его на нулевые показания.

5.4.    В случае отключения газоанализатора на период времени, превышающий I сутки, выполнить проверку его работоспособности в соответствии с эксплуатационной документацией.

5.5.    Для подсчета расхода дымовых газов по тепловому балансу котла используют показания как штатных приборов, по которым оперативный персонал контролирует работу котла (расходомеры пара, топлива, питательной воды; измерители давлений и температур пара, воды, воздуха, дымовых газов; кислородомеры и т.д.), так и лабораторных приборов, которые применяются периодически, например для наладки, балансовых испытаний котла, химического анализа топлива. К ним относятся: приборы для определения состава топлива, переносные газоанализаторы, пневмометрические трубки со вторичной аппаратурой и т.д. При пользовании этими приборами следует руководствоваться инструкциями по эксплуатации соответствующих приборов, методиками выполнения измерений ими, графиками их поверки и ремонта.

5.6.    Все применяемые средства и системы измерения должны иметь клейма или свидетельства о поверке. Применяемые нестан-дартизованные средства измерений должны пройти метрологическую аттестацию.

6. ПОКАЗАТЕЛИ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ, СПОСОБЫ И ФОРМА ИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ

6.1.    в качестве показателя точности измерения валового выброса окислов азота за отчетный период принимается интервал, в котором с установленной вероятностью находится абсолютная погрешность измерения в соответствии с МИ 1317-86.

6.2.    Устанавливается следующая форма представления результатов измерения

Mno,±Amno,; Р=0,95,    (1)

где Mno, — валовой выброс окислов азота за отчетный период т;

ДМио,— предел суммарной абсолютной погрешности косвенного измерения валового выброса, т;

Р — доверительная вероятность.

7. АЛГОРИТМ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТОЧНОСТИ

7.1. Алгоритм косвенного измерения валового выброса окислов азота с использованием или без использования ЭВМ АСУ ТП энергоблока включает следующие операции: м

определение текущей или средней за сутки концентрации окиси азота в дымовых газах (газоанализатор откалиброван в единицах концентрации окиси азота в сухих дымовых газах);

определение текущего или среднего за сутки расхода дымовых газов по обратному тепловому балансу котла с учетом присосов воздуха по тракту дымовых газов;

расчет валового выброса окиси азота за сутки и его пересчет в двуокись азота;

суммирование валового выброса двуокиси азота за отчетный период (год).

7.2. Валовой выброс окислов азота с дымовыми газами (Мno,) в тоннах за отчетный период в пересчете на двуокись азота с использованием сигнала газоанализатора определяется по формулам: с использованием ЭВМ

Мыо,=2,78.1(Г1Ч fonQ«dx;    (2)

Т

при отсутствии ЭВМ

MNo,=£ М мо„ =£ ft 1СЦ(Ср0?Р* 24 • 10~6

f — 1    i= I,

где = 1,2 ... п —порядковый номер суток отчетного периода;

Ммо,< —валовый выброс двуокиси азота за сутки, т; —коэффициент пересчета выброса окиси азота в двуокись азота, являющуюся отчетным показателем станции; учитывает также содержание двуокиси азота в дымовых газах; ц, — концентрация окиси азота в дымовых газах в данный момент времени при нормальных условиях, г/м3;

Qr, — текущее значение расхода сухих дымовых газов при нормальных условиях, м3/с; т —время, за которое определяется валовой выброс окислов азота, с;

К/ — поправочный коэффициент, зависящий от стабильности режимных параметров котла в течение суток, вводится в связи с заменой суммы произведений соответствующих текущих значений концентрации окислов азота, расходов дымовых газов и интервалов времени произведением средних значений этих параметров за сутки;

р?р — среднесуточная концентрация окиси азота в дымовых газах при нормальных условиях, г/м3;

Q£P — средний часовой расход дымовых газов в течение суток при нормальных условиях, м3/ч; 24 — время, за которое определяются средние значения ц,ср и Qffi ч.

15

7.2.1.    Коэффициент (0,) для пересчета выброса окиси азота в двуокись азота равен

P,= 1.53+J^ ,    (4)

(ijp

где 1,53 — отношение плотностей двуокиси и окиси азота;

l48„ — среднесуточная концентрация двуокиси азота в дымовых газах, значение которой в зависимости от вида и марки сжигаемого топлива в зоне отбора пробы газов может составлять от 1 до 7% от N0. Допускается принимать значение второго слагаемого в формуле (4), равным 0,04±0,03.

Тогда р,= 1,57.

7.2.2.    Поправочный коэффициент К определяется при испытаниях конкретного котла при его работе по типовому -суточному графику за отчетный период по формуле

(5)

I/ _PlQrnTl-Hi2QreT2-b..+PmQnmTm 24цДпО?*,тип

где pi, р2,.... ит и Qni, Qr,2,.... Qr/m — соответственно концентрация (г/м3) и расход дымовых газов (м3/ч) за отрезки времени (ч) ti, Т2 тт, характеризующиеся стабильностью концентрации окислов азота в дымовых газах (по показаниям газоанализатора колебания до ±10%) и стабильностью нагрузки котла- (колебания нагрузки не более ±4% номинальной).

ti-f T2-fT3+...+Tm=24;

Итил. Qr тал — соответственно средняя концентрация окиси азота (г/м3) и расход дымовых газов (м*/ч) за типовые сутки отчетного периода.

Вследствие прямой зависимости между концентрацией окиси азота в дымовых газах и нагрузкой котла значение К. всегда больше единицы и по выполненной оценке не превышает 1,15.

7.2.3. Среднесуточная концентрация окиси азота в дымовых газах р,гр, г/м3 равна:

..ур—u Mx)dT .    (6)

24

где числитель — показание прибора, интегрирующего значения концентрации окиси азота, то — время начала отсчета, ч.

При измерении концентрации окиси азота по двум полутопкам котла или в двух газоходах рециркуляции значение рЯ* следует определять как среднее арифметическое измеренных значений концентрации.

7.2.4. Значения Q„ и Q?f определяются по формулам

Qr,=8,6-K№(100-q*)-a(100a,+x-21)(l+0,006Wn) ;    (7)

чЗ

Qcr?=8,6-KQ^-(100-q5D .a(100<tfP + x-21)- (1 +0,006ШЯ), (8) Лиг

Qfi

где Kq=~j— поправочный коэффициент «П), отражающий р уменьшение расхода топлива за счет предварительного подогрева воздуха и топлива теплом извне;

Q6 — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, кДж/кг или кДж/м3; Q£ — располагаемое тепло топлива, кДж/кг или кДж/м3;

OS’, QSP — соответственно текущее и среднее за сутки значения теплопроизводительности брутто котла, МВт; т)% tj$*p — соответственно текущее и среднее за сутки значения КПД котла, %; q4„ q2*    —    соответственно    текущие    и средние за сутки потери

тепла от механической неполноты сгорания топли-ва,%;

W" — приведенная влажность топлива, кг-4,19-1(г/кДж; а.х — константы, зависящие от вида и состава топлива, значение х в формуле (7) — в%; a,, ocfP — соответственно текущий и средний за сутки коэффициент избытка воздуха в зоне отбора пробы газа к газоанализатору.

На котлах, сжигающих газообразное топливо, расход которого измеряется расходомером, значения Qr, и (^определяются по формулам

Q„=8.6-KQ-a-QS*a(100o,-|-x-21);    (9)

Qff=8.6-Ko-B?P-QS-a(100aJP-fx—21),    (10)

где В„ В?р — соответственно текущий и средний за сутки расход газообразного топлива, определяемый прямым измерением, при нормальных условиях, м3/ч;

Ов — теплота сгорания газообразного топлива,кДж/м3.

7.2.5. Значения Кр, Qp, ОЙ QiS^, q*. qSPTjS1 и пЙ0’ рассчитываются по МУ 34-70-065-84 «Методические указания по подготовке и передаче информации о тепловой экономичности работы электростанций

17

и энергосистем» или по методике, изложенной в главе 5 «Теплового расчета котельных агрегатов. Нормативный метод» (М.: Энергия, 1973).

7.2.6. Значение W" определяется по формуле

W',=^.4,I9.103,    (II)

где W*1 — влажность топлива на рабочую массу, %.

Значения QjJ и № принимаются по данным химанализов на ТЭС. Усредненные значения констант а и х с погрешностью около ±2% даны в табл. 3 Значения констант (с погрешностью около ±0,5%) для наиболее распространенных в энергетике топлив приведены в справочном приложении 1.

ТаблицаЗ

Топливо

а

0

Донецкие антрациты

U1

19,9

Донецкие полуантрациты

1,11

19,0

Донецкие тощие угли

Ml

18,5

Недонецкие тощие угли

МО

18,7

Каменные угли н их отходы

МО

18,2

Бурые угли: при Vr<45%

1,09

19,4

при Vr>45%

МО

18,6

Бурые угли Канско-Ачинского бассейна <V,*48%)

Сланцы (при полном разложении карбонатов):

1,08

19,4

при Vr«80%

МО

19,0

при Vr«90%

1,09

20,0

Мазут и нефть стабилизированная

МО

15,0

Газ природный

Ml

10,6

Газ попутный

МО

11,6

Газ доменных печей (на коксе с добавкой природного газа)

0,86

51,3

Газ коксовых печей

1,06

91

7.2.7. Если содержание кислорода в дымовых газах непрерывно измеряется кислородомером в той же зоне, где осуществляется отбор пробы газа на окислы азота, то текущий и средний за сутки коэффициенты избытка воздуха (а, и а?р) должны определяться по формулам

21 —рСЬ/

21 -О* ’    (12)

(13)

21—рОи 21 - 027'

где р — относительное уменьшение теоретических объемов сухих продуктов сгорания (V"r) и воздуха (V^ ) ,

18

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ВАЛОВОГО ВЫБРОСА

ОКИСЛОВ АЗОТА    РД    34.02.311-89

С ДЫМОВЫМИ ГАЗАМИ ТЭС С ПРИМЕНЕНИЕМ ГАЗОАНАЛИЗАТОРА 344 ХЛ 04

Срок действия установлен с 01.01.9» до 01.01.2001

Настоящая Методика распространяется на все типы котлов и устанавливает метод определения валового выброса окислов азота с дымовыми газами на тепловых электростанциях и котельных с использованием сигнала газоанализатора 344 ХЛ 04 (в дальнейшем газоанализатора).

С момента введения в действие настоящей Методики для контроля выбросов от котельных агрегатов, оснащенных газоанализаторами, утрачивают силу разделы 1.5 и 2 МТ 34-70-010-83 в части определения выбросов окислов азота.


(14)


Для распространенных энергетических топлив усредненные значения величины р и отклонения от них составляют:


Твердое топливо (включая трацит и торф)

Мазут

Природный газ Попутный газ


ан-

0,02 ±0,01 0,05±0,01 CU0±0,015 0,08 ±0,02


0& — текущее значение концентрации кислорода в дымовых газах, %;

0§Р — среднесуточная концентрация кислорода в дымозых газах, определенная с помощью автоматического интегратора, работающего в комплекте с кислородомером, или планиметрированием диаграммой ленты измерительного прибора, %


QV=


то -ф- 24

(    02|(г)(1т

То


24


(15)


7.2.8.    При измерении концентрации кислорода по полутопкам котла или в двух газоходах рециркуляции значение Оа определяют как среднее арифметическое измеренных значений концентрации.

7.2.9.    При отсутствии непрерывного измерения концентрацйи кислорода в дымовых газах в зонах газохода, указанных в п. 4.1.9, допускается для определения коэффициента избытка воздуха а, периодически (не реже одного раза в месяц) на трех различных нагрузках котла выполнять анализ состава дымовых газов переносным газоанализатором. При этом


а,-


1


1 -3,76


О»


100- (ROu+Ofef)


(16)


где R02( — концентрация в дымовых газах многоатомных продуктов сгорания, %.

7.2.10. Значение (а,ср) определяется для среднесуточной нагрузки котла по графику зависимости коэффициента избытка воздуха от нагрузки котла D (т/ч) или по формуле

аР=аи+Дан [ (^) ’ — l]    (17)

где DH — номинальная паропроизводительность котла, т/ч;

Dcp—^ — среднесуточная паропроизводительность котла, т/ч;


19


I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

/./. Валовой выброс окислов азота измеряется автоматически или рассчитывается по результатам прямых измерений:

концентрации окиси азота и кислорода в дымовых газах; физических параметров дымовых газов и их химического состава; физических параметров и количества свежего пара, пара пром-перегрева, насыщенного пара и питательной воды котла; химического состава топлива и его калорийности.

Прямые измерения параметров должны осуществляться по соответствующим методикам.

1.2.    При использовании настоящей Методики для конкретного объекта потребитель осуществляет выбор:

места отбора пробы газа;

места установки элементов комплекта газоанализатора и других измерительных приборов;

метода определения избытков воздуха в сечении газохода, откуда отбирается проба газов к газоанализатору;

метода расчета валового выброса окислов азота (с использованием или без использования ЭВМ АСУ ТП энергетической установки).

1.3.    Метрологическую аттестацию настоящей Методики на ТЭС проводят в соответствии с требованиями МУ 34-70-014-82 «Методические указания по разработке и аттестации методик выполнения измерений основных параметров теплоэнергетического оборудования». В проведении аттестации должны принимать участие представители головкой организации метрологической службы Минэнерго СССР.

2. СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗМЕРЯЕМОМ ПАРАМЕТРЕ И УСЛОВИЯХ ИЗМЕРЕНИЯ

2.1.    Номинальные значения предельно допустимых (ПДВ) или временно согласованных (ВСВ) выбросов окислов азота с дымовыми газами ТЭС устанавливают для каждого котельного агрегата отдельно и электростанции в целом в соответствии с «Методическими указаниями по определению ПДВ и ВСВ вредных веществ в атмосферу для тепловых электростанций» (М.: СПО «Союзтехэнерго», 1981).

2.2.    Номинальные значения концентрации окислов азота в дымовых газах на измерительном участке котельного агрегата определяются путем деления ПДВ (или ВСВ), установленных для данного агрегата, на расход дымовых газов через измерительный участок при номинальных параметрах работы котла. Расход дымовых газов подсчитывается по методике, изложенной в разделе 7.

Массовая концентрация окиси азота в дымовых газах ТЭС может достигать 1,85 г/м5 (объемная доля 0,15%)

2.3.    Отбор пробы дымовых газов к газоанализатору должен производиться в конвективной шахте котла или ниже по ходу газов, имеющих температуру от 500 °С до температуры, превышающей на 10—15 °С температуру сернокислотной точки росы газов.

2.4.    Неравномерность поля концентраций окислов азота, определяющая представительность анализируемой пробы газа, не должна превышать 10%.

1,85 (0,150) 0,19 (0,010)

142.80    (10,000) 12,50 (1,000)

117.80    (16,000) 0,90 П.000) 0,70 (1,000)

10,00 (0,400) 0,23 (0,007)

2.5.    Состав контролируемой среды в зоне отбора пробы газа, г/м3, не более (объемная доля, %) :

окись азота

двуокись азота

кислород

окись углерода

двуокись углерода

водород

метан

двуокись серы трехокись серы

Таблица I

В зоне отбора пробы

На входе устройства аналта

до 500

5—50

160*

100*

0.2

0,4*

МО *

0,007*

Ы0~5

17—56

до 17 ( 20—40 делений по рискам ротаметра)

±2,94

15—20) ^разрежение

в реакционной камере"!

2.6. Параметры анализируемой газовой смеси в зоне отбора пробы и на входе устройства анализа должны соответствовать приведенным в табл. 1.

Параметр

Температура, °С

Содержание влаги, г/м? не более Содержание пыли, г/м3, не более Содержание сернистого ангидрида

(502)    %;не более Содержание серного ангидрида

(503) , %, не более Расход пробы, см3

Избыточное давление. кПа

Предельно возможные на котлах электростанций»

Параметры газовой смеси в зоне отбора пробы, указанные в табл. 1 с индексом «сх», контролю не подлежат. Расход пробы дымовых газов, отбираемых на анализ, и все ее параметры на входе

з

устройства анализа обеспечиваются (давление и расход пробы газов, кроме того, контролируются) устройствами, входящими в комплект газоанализатора.

3. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРА И СТРУКТУРА ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ

3.1.    Валовый выброс окислов азота с дымовыми газами котельного агрегата — это произведение массовой концентрации окислов азота в единице объема дымовых газов на объемный расход этих газов через контролируемые газоходы за все промежутки времени отчетного периода.

3.2.    По настоящей Методике расход дымовых газов должен рассчитываться по обратному тепловому балансу котла с учетом при-сосов воздуха по тракту дымовых газов.

3.3.    Автоматический расчет валовых выбросов окислов азота следует выполнять на ЭВМ АСУ котельного агрегата, в которую введены выходные сигналы приборов, измеряющих концентрацию окиси азота и параметры технологического процесса, необходимые для расчета расхода дымовых газов по алгоритму, изложенному в разделе 7. 1ам же приведен алгоритм расчета валовых выбросов окиси азота для котельных агрегатов, не оснащенных ЭВМ АСУ ТП.

ЗА. Для измерения концентрации окислов азота применяется автоматический газоанализатор 344 ХЛ 04, выполненный в соответствии с технологическими условиями ТУ 25-7557.0028-88.

В основу работы газоанализатора положен хемилюминесцентный метод, сущность которого состоит в том, что реакция окисления озоном окиси азота до двуокиси сопровождается люминесценцией, интенсивность которой прямо пропорциональна концентрации окиси азота в газовой пробе.

Анализируемая газовая смесь (черт. 1) через заборный зонд /, в котором проба предварительно очищается от пыли, и подогреваемую линию транспортирования газа (ЛТГ) 2 поступает на вход газоанализатора 3. подогрев газа в ЛТГ до температуры, превышающей температуру точки росы дымовых газов, исключает искажение пробы, вызванное конденсацией влаги, предотвращает образование водяных пробок и коррозию материала ЛТГ.

Устройство пробоподготовки, входящее в комплект газоанализатора, транспортирует газовую пробу с помощью побудителя расхода (водоструйного эжектора), очищает ее от окислов серы, растворяемых в проточной воде, фильтрует от пыли и влаги, охлаждает водой, поступающей по входу 5, с последующим удалением воды в канализацию 6.

Подготовленная проба поступает в реакционную камеру газоанализатора. Туда же поступает озонированный воздух, который забирается из атмосферы через фильтры и осушитель. Излишки пробы газа удаляются в вентиляционную систему через линии сброса 4,

4

Структурная схема газоанализатора

I — заборный зонд; 2 - линия транспортирования газа (обогреваемая); 3 — газоанализатор; 4 — сброс пробы; 5 — вход воды; 6 — слив воды; 7 — регистратор.

Черт. 1

Ионизация кислорода воздуха происходит в тлеющем разряде озонатора. В реакционной камере происходит химическая реакция, в результате которой возникает излучение, преобразуемое фотоэлектронным умножителем в электрический сигнал. Сигнал усиливается и поступает на регистратор концентрации окиси азота 7

Для настройки и поверки газоанализатора предусмотрены линии нулевого и калибровочного газа.

3.5.    При отсутствии на котельном агрегате ЭВМ АСУ ТП для получения среднесуточных значений концентраций окислов азота и кислорода в дымовых газах выходные сигналы газоанализатора и кислородомера следует подать на интегрирующие приборы.

Для согласования выходного сигнала кислородомера с входом интегрирующего прибора при необходимости следует установить нормирующий преобразователь.

3.6.    Для измерения среднесуточных значений концентрации окислов азота и кислорода, температуры дымовых газов в зоне отбора пробы температуры воды в линии питания газоанализатора (давление воды в линии питания измеряется манометром, входящим в комплект газоанализатора), а также параметров окружающей среды в помещении, где он установлен, должны использоваться средства измерения, указанные в табл. 2. Допускается замена этих приборов другими, метрологические характеристики которых не хуже указанных.

5

Таблица 2


о»


Перечень рекомендуемых средств измерения

Количество на один комп

Контролируемый    Наименование,    Обозначение    Краткая    техническая    лект газоана-

параметр    тип    прибора    документа    характеристика    лизатора,    шт

Среднесуточное значение 'Интегратор-счетчик концентрации окислов ПВИ-7 азота и кислорода

ТУ 25-02. 722280-80

Входной сигнал 0—5 мА постоянного тока. Основная погрешность при нормальных условиях ±0,25%. Смоленский 03 НИИ Теплоприбора

2

Нормирующий преобразователь НП-5-61

ТУ 25-04--3271-77

Выходной сигнал 0-5 мА постоянного тока. Уфимское производственное объ-единениесГ еофиэприбор»

2

Планиметр ПК-13 или ПП-6

Радиус начальной окружности 28,75 мм, конечной — 135 мм; дуги времени — 133 мм; окружности центров дуги времени — 128,8 мм. Основная погрешность ±1%. Фабрика «ГЭОинструмент»

1

Температура дымовых газов в зоне отбора пробы

Термопреобразователь сопротивления платиновый ТСП-5071 5Ц2, 821.300

ТУ 25-02. 2207-16-78

Пределы измерения от —50 до +600°С-Предел допускаемой основной абсолютной погрешности при температуре 200 °С ±1*С

Приборостроительный з-д, г. Луцк

1

Мост автоматический уравновешенный КСМ-4

гост

12997-84

Пределы измерения от 0 до 600 °С. Основная погрешность 0,5%.

3-д «Манометр», Москва

1

Температура воды в линии питания комплекта газоанализатора

Термометр технический виброустойч и вый

ТУ 2511858-81

Пределы измерения от 0 до 100 °С. Цена деления 1 К. Допустимая погрешность ± 1 К. 3-д «Термоприбор», г. Клин

2

Параметры окружающей среды в месте установки

I а юаналюатора:

давление

Барометр-анероид

метеорологический

БАММ-1

влажность

Психрометр аспирационный М-34

те vf «ер а тура

Термометр 4-Б2

Температура окружающей среды а месте устайовки УПГ-1

Термометр 4-Б2

Содержание кислорода в дымовых газах

Термомагннтный

газоанализатор

МН 5106-2

Состав дымовых газов (содержание кислорода)

Г азоанализатор химический стеклянный руч~ ногодействия ГХП-ЗМ

Состав дымовых газов Газоанализатор для обще-(содержание кислорода! го анализа природных и

промышленных газов гипа ВТИ-2

Пределы измерения от 80*10* до 106-103 Па. 3-Д «Гидрометприбор», г. Сафоново

ТУ 25-04-1618-72

ТУ 25-1607 054-85

ГОСТ 215-73 ГОСТ 215-73

ТУ 25-05. 2723-80

ОСТ 251256-86 ОСТ 251256-86

Пределы измерения от 10 до 100%, цена деления 0,2%. 3-д «Гидрометпри-бор», г. Сафоново

Пределы измерения от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С.

3-д «Термоприбор», г. Клин

Пределы измерения от 0 до 50 *С, цена деления 0,1 °С.

3-д «Термоприбор», г. Клин

Пределы измерения: 0—1%; 0—2%; 0—5%; 0—10%. Основная погрешность; 5% для пределов 0— 1 % и, 0—2% и 2% для пределов 0—5% и 0—10%. 3-д «Газоанализатор», г. Выру

Основная погрешность ±0,2%

3-д «Химлаборпрнбор», г. Клин

Основная погрешность не превышает

±0.1%.

3-д «Химдаборприбор», г Клин

4. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ

4.1.    Отбор пробы газа

4.1.1.    На котлах, оборудованных системами рециркуляции дымовых газов, отбираемых на всех режимах работы из конвективной шахты или газохода к регенеративному воздухоподогревателю и подаваемых постоянно в под, горелки или верхнюю часть топочной камеры, отбор пробы газа должен осуществляться в общем канале газохода рециркуляции за дымососом (черт. 2а). При наличии на корпусе котла двух систем рециркуляции дымовых газов (по полутонкам) отбор пробы и измерение концентрации окислов азота следует выполнять раздельно двумя комплектами газоанализатора.

4.1.2.    При невозможности отобрать пробу газа согласно п. 4.1.1 шбор пробы должен осуществляться из шунтовой трубы, по которой протекают дымовые газы, отбираемые из конвективной шахты котла ( черт. 26) при температуре 450—500 °С в зоне, где горение топлива уже завершено. При наличии на корпусе котла двух шунтовых труб (по подутопкам) отбор проб и измерение концентрации окислов азота следует выполнять двумя комплектами газоанализатора.

4.1.3.    На котлах, где шунтовые трубы в настоящее время отсутствуют, они могут быть сооружены по проектам наладочных или проектных организаций.

Отбор пробы дымовых гадов

а — из газоходов рециркуляции; б — на газомазутном котле из шунтовой трубы; в — на газомазутном котле, работающем под наддувом; 1 — конвективная шахта, 2 — дымовые газы, 3 — заборный зонд; 4 — труба для отбора пробы; 5 — фланец с заглушкой; Г» — шунто-вая труба, 7 — фланцевый разъем.

Черт. 2