Energianalyse av et forbrenningsanlegg

Energianalyse av et forbrenningsanlegg
1

1 INNLEDNING
Dette notatet gir en relativt generell beskrivelse av et forbrenningsanlegg og omtaler
virkningsgraden og dens betydning for driftsøkonomien for anlegget.
Et forbrenningsanlegg har i de aller fleste tilfellene en betydelig investeringskostnad. Denne
investeringen er også mye større for et fast brensel anlegg enn for et konvensjonelt oljefyrt
anlegg. Den større investeringen forsvares videre ut i fra reduserte brenselkostnader. Andel
reduserte brenselkostnader er videre en funksjon av driftstid og driftsforhold på anlegg.
Maksimal driftstid bestemmes ut fra anleggets funksjon, dvs. den tiden hvor energileveranse
er mulig.
For å dra mest mulig nytte av de reduserte brenselkostnader bør driftstiden ligge opp mot
maksimal driftstid. Dette betinger videre at driftssikkerheten på anlegget er god slik at
risikoen for uønskede stopp på anlegg minimaliseres. Under drift av anlegg er det dessuten
viktig at driftsforholdene er lagt slik til rette at anlegget til enhver tid gir optimal utnyttelse.
Med andre ord menes det at anlegget skal opereres med høyest mulig virkningsgrad og at
energileveransen i den grad det er mulig tilpasses forbrenningsanleggets gunstigste
driftsform.
I forbindelse med forbrenningsanleggets virkningsgrad er det vanlig å benytte
kjelvirkningsgraden. Denne oppgis nesten alltid av kjelleverandør og er videre kundens
garanti for at forbrenningsanlegget fungerer tilfredsstillende. Det er imidlertid viktig å være
oppmerksom på at den garanterte kjelvirkningsgraden gjelder for et nytt anlegg. Etter en tids
drift vil normalt kjelvirkningsgraden være noe lavere enn oppgitt på grunn av beleggdannelse
på heteflater og en ofte manglende finjustering av luft/brensel forhold. Beleggdannelse på
heteflaten medfører dårligere varmeovergang og dermed høyere røykgasstemperatur. En
temperaturøkning lik 25 ºC på røykgassen medfører at kjelvirkningsgraden reduseres med
omlag 1,0 %, det vil si at brensel kostnadene øker med 1,0 %. Røykgasstemperaturen
benyttes vanligvis som indikator for rengjøring/feiing av kjel.
De forskjellige typer forbrenningsanlegg har meget stor variasjon i investeringskostnader og
driftskostnader. Dette medfører at valg av forbrenningssystem og brenseltype bør bli utsatt
for en grundig vurdering før en avgjørelse tas. Denne vurderingen bør inneholde følgende
momenter:
• Definering av effekt- og energibehov samt kvalitet på produsert energi (f.eks. trykk og
temperatur på vann/damp).
• Driftsforhold ved anlegg, dette inkluderer driftstid, lastvariasjon på anlegg, plassering
og plassbehov, betjening, service og miljøforhold ved anlegg.
• Eventuelle lokale energiressurser og dermed eventuell lokal sysselsetting.
• Driftssikkerhet på anlegg og tilgjengelighet på brensel. Herunder inngår mulige
konsekvenser ved uønsket driftstans.
• Økonomiske vurderinger av aktuelle systemløsninger. Investeringsbehov og
driftskostnader. Vurdering av framtidig brenseltilgang og priser.
Omfanget av disse vurderingene bør selvsagt være i et visst forhold til investeringene. Det
2

kan indikeres at kostnadene ved en slik vurdering bør ligge i området 1% av
investeringsbehov ved mellomstore og større anlegg (>8 MW) og opp mot 5% ved mindre
anlegg.
3

2 FORBRENNINGSANLEGGETS HOVEOKOMPONENTER
Et forbrenningsanlegg kan inndeles i følgende hovedkomponenter:
• brensellager, - transport og - innmatingssystem (1)
• forbrenningsenhet - kjel system (2)
• luft- og røykgassystem (3)
• regulerings- og alarmsystem
I tillegg til hovedkomponentene inngår bygning og system for utnyttelse av produsert energi.
Disse forhold blir ikke behandlet i denne sammenheng. I figur 1 er vist en prinsippskisse av
et forbrenningsanlegg (avfallsforbrenningsanlegg).
(3)
(1)
(2)
Figur 1: Prinsippskisse av et forbrenningsanlegg (avfallsforbrenning).
2.1 Brensellager, - transport og innmatingssystem
Lagersystemets utforming er primært avhengig av brenseltype og kan variere fra lagring
under åpen himmel (f.eks. kullhauger) til nedgravd tank (f.eks. oljetank). Felles for alle
lagersystemene er at de må kunne dekke brenselbehovet over et gitt tidsrom. Dette
tidsrommet bestemmes ut fra en vurdering av tilgjengelighet på brenseltransport til
forbrenningsanlegget. Ofte dimensjoneres lageret slik at det har en kapasitet på minimum 100
timers drift av anlegg ved fullast.
Ved forbrenning av fast brensel benyttes vanligvis en båndtransportør eller skruetransportør
for brenseltransport. Innmating til forbrenningssonen foregår ofte gjennom en sluse. Flytende
brensel kan pumpes direkte fra lagertank til brennerenhet. Ved fast brenselforbrenning må
man være meget kritisk med utforming av brensellager, - transport og - innmatingssystem, da
uønsket driftsstans av et anlegg ofte skyldes problemer i disse systemene.
4

2.2 Forbrenningsenhet
Forbrenningsenhetens (brennkammer) oppgave er å gi en tilfredsstillende forbrenning.
Forbrenningen er primært avhengig av 3 faktorer:
• temperaturen som forbrenningen foregår ved
• blandingen (miksing eller turbulens) mellom luft (oksygen) og brensel
• oppholdstiden i varm forbrenningssone for luft og brensel
Generelt kan man si at en økning av en eller flere av disse faktorene medfører en forbedring
av forbrenningsresultatet. Brenselets forbrenningstekniske egenskaper er bestemmende for
forbrenningsenhetens utforming.
2.3 Kjelsystem
Kjelsystemets oppgave er å nyttiggjøre seg røykgassens energiinnhold (varmeinnhold),
vanligvis i form av hettvann (varmt vann) eller damp. Det finnes to prinsipielt forskjellige
kjeltyper:
• Røykrørskjeler
• Vannrørskjeler
I figur 2 er vist prinsippet for en røykrørskjel. Røykrørskjeler benyttes vanligvis ved mindre
forbrenningsanlegg og følgende faktorer er karakteristisk for denne kjeltypen:
• kompakt anlegg
• betraktelig billigere i innkjøp enn vannrørskjeler
• store vannvolumer gir relativt lang oppkjøringstid
• manuell rengjøring
• begrensninger i trykk og kapasitet pga stort vannvolum
Røykrørskjeler leveres vanligvis i størrelser opp til 20 MW og med trykk inntil 10 bar.
Figur 2: Røykrørskjel
5

Vannrørskjelen benyttes vanligvis ved større forbrenningsanlegg hvor man ønsker høyere
trykk og raskere igangkjøring. Figur 3 viser en vandrerist vannrørskjel.
2.4 Luft- og røykgass system
Figur 3: Vannrørskjel
Forbrenningsluften kan tilføres forbrenningsenheten enten sammen med brensel og eller
separat gjennom et eget system. Tilførsel systemet må være slik utformet at luft-/
brenselblandingen blir tilfredsstillende. For å oppnå en god blanding (turbulens) kreves det
ofte at forbenningsluften tilføres via høytrykksvifter (> 500 mmVS overtrykk) til et egnet
dysetilførselssystem.
Røykgassystemet består av røykgasskanaler, røykgassrenseutstyr, vifte og skorstein.
Myndighetenes krav til støvutslipp medfører at alle forbrenningsanlegg må utstyres med en
eller annen form for renseutstyr. Generelt kan man si at flytende brensel kan oppnå
tilfredsstillende støvavskilling ved mekaniske utskillere (sykloner), mens fast brenselfyrte
kjeler oftere vil ha behov for mer effektive røykgassrensesystemer (tekstilfiltre, elektrofiltre,
våtutskillere).
2.5 Regulerings-, alarm- og overvåkingssystem
Et forbrenningsanlegg er alltid utstyrt med et regulerings-, alarm- og overvåkingssystem for å
forenkle samt øke sikkerheten av anleggets drift. Samtidig skal disse systemene i best mulig
grad påse at anlegget opereres i et optimalt driftsområde. Omfang og funksjon av de
forskjellige systemene varierer etter kjeltype og brensel. Felles for alle er at de må oppfylle
6

de krav som arbeidstilsynet stiller (kjelforskrifter). Større forbrenningsanlegg kan være
utstyrt med datastyrt tilstandsovervåking av driften for å gi optimal drift av anlegget i alle
lastområder samt forebygge driftsuhell. Slike systemer vil ofte være kostbare i anskaffelse,
men det kan med dagens høye brensel priser allikevel være økonomisk lønnsomt å installere
slikt utstyr.
7

3 ENERGIANALYSE AV ET FORBRENNINGSANLEGG
Med energianalyse menes analyse eller beskrivelse av de enkelte energistrømmer i et
forbrenningsanlegg. Energiflyten eller strømmene kan med fordel presenteres i et diagram
(Sankey-diagram).
Figur 4: Sankey- diagram
Et Sankey-diagram gir en god og illustrativ oversikt av energiflyten og dens størrelse i et
forbrenningsanlegg. De enkelte energistrømmer eller rettere sagt forholdet mellom dem blir
ofte videre benyttet i diverse virkningsgrader. Det er prinsipielt tre forskjellige
virkningsgrader som benyttes:
• forbrenningsvirkningsgrad
• kjelvirkningsgrad
• anleggsvirkningsgrad
I tillegg ser man ofte benyttet en betegnelse som årsvirkningsgrad. Årsvirkningsgrad er i
prinsippet det samme som kjelvirkningsgrad, men regnet ut fra en midlere kjelvirkningsgrad
over et helt år. I årsvirkningsgraden vil da inkluderes alle periodene med ugunstig drift, f.eks.
oppstart/nedkjøring og lav last på anlegg. Dette medfører at årsvirkningsgraden vil ligge en
god del lavere enn kjelvirkningsgraden. Avhengig av driftsforhold kan det antas at
årsvirkningsgraden vil være omlag 5-15 % lavere enn kjelvirkningsgraden.
3.1 Forbrenningsvirkningsgrad
Forbrenningsvirkningsgraden defineres som tilført energi med brensel fratrukket summen av
tap på grunn av uforbrente bestanddeler i fast eller i gassform.
8

η
forbr
∑
= 100%
− tap på grunn av uforbrent
Tap på grunn av uforbrent kan hensiktsmessig inndeles i følgende tap:
• ufullstendig forbrente gass komponenter i røykgass
• ufullstendig forbrente partikler
3.1.1 Ufullstendig forbrente gasskomponenter
Tap på grunn av gassformige uforbrente bestanddeler i røykgassen består av en lang rekke
forbindelser som inneholder hydrogen og karbon (hydrokarbonforbindelser). De fleste av
disse forbindelsene opptrer i så små mengder at de blir neglisjert i beregning av
forbrenningsvirkningsgraden. Et unntak her kan være vedfyring. Den komponenten som i de
fleste forbrenningstilfellene har størst betydning er innhold av CO i røykgassen. I figur 5 er
dette tapet vist for forbrenning av tungolje. Tilsvarende tap ved bruk av andre brensler vil
være i samme størrelsesorden ved samme CO- innhold.
Figur 5 Tap i forbrenningsvirkningsgraden på grunn av CO-innholdet i røykgassen
3.1.2 Ufullstendig uforbrente partikler:
Dette tapet skyldes at brenselpartikler transporteres ut av varm forbrenningssone før de er
fullstendig utbrent. Denne transporten foregår enten ved medriving av røykgassen eller ved
avtapping av aske fra forbrenningskammer. Ved olje eller gassfyring er dette tapet vanligvis
så lite, at det blir neglisjert i beregning av forbrenningsvirkningsgraden. Ved fast
brenselfyring kan imidlertid dette tapet være det tapet som har størst betydning for
forbrenningsanleggets virkningsgrad. I figur 6 er tap på grunn av ufullstendig forbrente
partikler skissert. Diagrammet er basert på at de uforbrente partiklene består av karbon.
Hydrogen har en betraktelig større forbrenningshastighet enn karbon og erfaringsmessig vil
uforbrente partikler bestå av karbon (kokspartikler). Hvis forbrenningsanlegget har avtapping
av faste partikler (støv/aske/slagg) flere steder i systemet bestemmes tapet ved å summere tap
fra de enkelte avtappinger ifra figur 6.
9

3.2 Kjelvirkningsgrad
Figur 6 Tap på grunn av uforbrente partikler i aske og slag
Kjelvirkningsgraden er den mest benyttede virkningsgrad i forbindelse med
forbrenningsanlegg. Den oppgis av kjelleverandør og er kundens garanti for at
forbrenningsanlegget fungerer tilfredsstillende. Kjelvirkningsgraden defineres som forholdet
mellom produsert og tilført energi. Med tilført energi menes brenselets brennverdi samt
følbar varme i tilført luft og brensel. Følbar varme i luft og brensel blir ofte neglisjert da den
relativt sett er liten, i området 0,5 - 1.0 % av brenselets brennverdi. Kjelvirkningsgraden kan
fastlegges på to prinsipielt forskjellige metoder:
3.2.1 1. Direkte metode.
Kjelvirkni ngsgrad :
PN
η kjel =
PB
Hvor P N = kjelens overførte effekt (mottatt av vann/damp)
P B = tilført effekt med luft/brensel.
3.2.2 2. Indirekte metode:
Kjelvirkni kjel
∑
ngsgrad : η = 100%
− tap i %
hvor tapene er summen av følgende:
• røykgasstap
• tap på grunn av ufullstendig forbrenning
• tap p.g.a. følbar varme i støv, aske og slagg .
• varmetap til omgivelsene
Røykgasstapet skyldes at røykgassen forlater kjelen med en temperatur som er høyere enn
referansetemperatur (f.eks. omgivelsestemperatur). Dette tap er primært avhengig av
røykgasstemperatur og luftoverskudd. Type brensel og dermed røykgassammensetning har
mindre betydning for røykgasstapet. Figur 7 gjelder forbrenning av tungolje med nedre
brennverdi, HN=41 MJ/kg.
10

Figur 7 Røykgasstap som funksjon av røykgass temperatur og luftoverskudd
Tap på grunn av ufullstendig forbrenning er summen av tapene som er beskrevet under
forbrenningsvirkningsgrad.
Tap på grunn av følbar varme i støv, aske og slagg har bare betydning ved fyring av fast
brensel anlegg. Selv i denne sammenheng er tapet relativt lite, i størrelsesområdet 0.1 %, og
blir vanligvis neglisjert. I figur 8 er dette tapet tegnet opp som funksjon av avtappet mengde,
temperatur og innfyrt effekt. Figuren er basert på en spesifikk varmekapasitet lik 1.0 kJ/kgK
for aske, støv og slagg.
Figur 8: Tap på grunn av følsom varme i støv og aske. Ved flere avtappingspunkter i systemet må tapene
summeres.
Varmetap til omgivelsene består av strålings- og ledningsvarme overført fra anlegget til
omgivelsene. Dette tapet er først og fremst avhengig av anleggets størrelse, d.v.s. overflate og
anleggets isolasjon. Varmetapet er relativt større ved mindre anlegg på grunn av et lite anlegg
11

har større overflate i forhold til produsert effekt enn et stort anlegg. Dette varmetap blir ofte
registrert som oppvarming av det lokalet hvor anlegget er plassert og eventuelt som
forvarming av forbrenningsluften. I beregning av kjelvirkningsgrad blir allikevel denne
varmeavgivelsen behandlet som et tap i kjelvirkningsgrad. Det finnes flere forskjellige diagrammer
i litteraturen for dette tapet, avhengig av anleggstype og driftsforhold. H. Netz [H.
Netz: Dampfkessel B. G. Teubner, Stuttgart 1967] oppgir at dette tapet kan variere mellom 1
og 10 % avhengig av anleggstype, anleggsstørrelse og driftsforhold. Figur 9 viser varmetap
til omgivelsene og er basert på DIN 1942.
3.3 Anleggsvirkningsgrad
Figur 9: Varmetap til omgivelsene.
Med anleggsvirkningsgrad menes forholdet mellom totalt tilført energi og utnyttet produsert
energi. Totalt tilført energi er summen av tilført energi med brensel/luft og hjelpeenergi.
Hjelpeenergi eller tilleggsenergi består av tilført elektrisk energi for å drive pumper, vifter
etc, og er i størrelsesområdet 0,5-2,5 % av tilført energi med brensel. Varmetapet til
omgivelsene fra anleggets overflate vil vanligvis helt eller delvis benyttes til oppvarming av
forbrenningssentralens bygninger og er meget vanskelig å beregne. Dette medfører at det er
vanskelig å angi mengden av utnyttet produsert energi og dermed tallfeste en
anleggsvirkningsgrad.
12

4 GASSMÅLINGER
4.1 Innledning
For å kunne oppnå gode og pålitelige målinger av utslipp til luft, er det av største betydning å
ha gode og pålitelige måleinstrumenter. Det er disse som skal registrere status i en prosess, og
ofte sende et signal til en styringsenhet.
Ved drift av forbrennings- og prosessanlegg (høytemperaturprosesser, renseanlegg i
prosesser), er det av avgjørende betydning at måleinstrumentene er tilstrekkelig raske og
nøyaktige, slik at de kan gi rask og pålitelig tilbakemelding til reguleringssystemet.
Dersom hensikten kun er å registrere totalt utslipp, er rask respons av mindre betydning.
Gjennomsnittsverdiene vil likevel gi et godt bilde av utslippssituasjonen.
Kontinuerlig måling av gasskomponenter kan gjøres på to prinsipielt ulike metoder:
Ekstraktiv metode innebærer at en liten delstrøm suges ut av kanalen og at analysen skjer i et
frittstående instrument.
In situ metoder innebærer at gassen analyseres i kanalen, uten at en gassprøve tas ut. Normalt
innebærer dette målinger over et sjikt i kanalen, for eksempel over kanaltverrsnittet.
Dominerende i dag er de ekstraktive systemene, som også er de eneste mobile løsningene
med rimelig arbeidsinnsats.
4.2 Hvilke komponenter skal analyseres.
Hvilke komponenter som måles/dokumenteres med kontinuerlige måleinstrumenter styres
delvis av myndighetenes krav til industrianlegg, samtidig som mange anlegg på eget initiativ
installerer målere for prosesskontroll eller egendokumentasjon.
Oppsummert kan man si at følgende momenter er bestemmende:
• Myndighetenes krav gitt i utslippstillatelsen.
• Generelle krav til forbrenningsanlegg.
• Ønskede målinger fra driftspersonalet på komponenter som benyttes som
styringsparametere for optimalisering av forbrennings-/ prosessanlegget.
Når nødvendige komponenter er bestemt, må det velges måleprinsipp og måleinstrument.
Noen av momentene som er styrende for dette er:
• Er det fare for interferens mellom komponenter
• Krav til nøyaktighet.
• Konsentrasjonsområdet for gassene som skal måles (min/maks)
• Kan man måle flere komponenter med samme måleinstrument?
13

• Kan man benytte samme gassbehandlingssystem?
De vanligste komponentene som i dag måles med kontinuerlige målere er:
O2, CO, CO2, NO, NOx, TOC og SO2.
Det finnes imidlertid også kontinuerlige målere for:
H2S, HCl, HF og NH3, med flere.
4.3 Gassbehandlingssystemer
Dette er systemet som bearbeider måleprøven til en slik kvalitet at analysatoren kan
håndtere/analysere prøven. De fleste analysatorer krever en tørr og støvfri måleprøve, med et
svakt overtrykk og en mengde rundt 1 liter pr. minutt. Måleprøven må gjerne også være
kaldere enn analysatorens målecelle temperatur.
Hva må gjøres med prøven?
• Er den varm og fuktig, må den tørkes, enten med nedkjøling (kondensering til 1-2 o C)
eller indirekte med tørr instrumentluft (semipermeable slanger, med tørr
instrumentluft i motstrøm).
• Er den kald og tørr, er det ingen problem.
• Inneholder måleprøven "tyngre kondenserbare komponenter" må disse filtreres bort,
enten ved nedkjøling, absorpsjon eller binding til andre materialer.
• Ved filtrering anbefales alltid serieprinsippet, dvs. grov-middels-fin filtrering.
• Ved filtrering må man passe på at ikke filteret har absorpsjonseffekter, som gir feil
analyseresultatet.
• Er gasskomponenten stabil og upåvirket av trykkstøt, filtrering igjennom metallsinter
etc.
For de kalde målecellene må røykgassen som slippes inn i målekammeret normalt
forbehandles.
Gassen må være:
• Fri for vanndamp
• Fri for støv
• Nedkjølt til < 5°C.
Dette medfører blant annet at instrumentet måler konsentrasjoner av forurensning i tørr
røykgass.
14

Figur 10: Komponenter i måleoppstilling for gassmålinger.
1. Utsugningssonde 6. 5-veis ventil
2. Oppvarmet filter 7. Membranpumpe
3. Oppvarmet slange 8. Membranfilter
4. Gasskjøler 9. Mengdemåler
5. Konverter, vaskeflaske 10. Analysator
4.4 Analysatorens krav/spesifikasjoner
Det må være analysatoren, og dens krav og spesifikasjoner, som skal bestemme
spesifikasjonene til gassbehandling systemet, når det gjelder kapasitet/mengde, filterfinhet,
trykk og temperatur.
Benytt alltid minimumsbehovet til analysatoren, når det gjelder gassmengde, trykk og
temperatur. Dette gir deg et enklere gassbehandling system, mindre vedlikehold.
• minimum gassmengde gir behov for små dimensjoner og lavt indre volum.
• mindre dimensjoner gir enklere og rimeligere montasje.
• mindre dimensjoner gir lavere energibehov.
• valg av filterkvalitet avgjør hvor ofte du må rense/vedlikeholde analysatoren.
• bruk serieprinsippet for filtrene, og øk finheten på det siste, inntil du har en akseptabel
driftstid og kvalitet på prøva.
15

5 BEREGNINGER
De fleste instrumenter gir gasskonsentrasjonen i ppm, hvor 0- 20 mA, 0-1V, alternative andre
analoge signal, tilsvarer for eksempel: 0-10, 0-100, 0-1000, 0-10000 ppm, avhengig av
instrument og valgt måleområde. Avhengig av instrumentet, måles det videre på fuktig eller
tørr røykgass.
Gasskonsentrasjonene ønsker vi ofte å presentere på formen mg/Nm 3 , tørr røykgass. Dette er
en form som myndighetene benytter i sine utslippskonsesjoner og direktiver, og det gir en
felles referanse. Nm 3 , er normalkubikkmeter, ved tilstanden 0°C og 1,013 bar.
Konsentrasjonen regnes videre ofte om til en gitt O2 konsentrasjon.
Utslippskonsentrasjon C [mg/Nm 3 ], omregnet fra ppm er gitt ved:
C C
3
3
( mg / Nm ) = C(
ppm)
⋅ ρ ( kg / Nm )
ρ ( kg / Nm
C
3 )
M
=
v
0
c
ρC = Gasstettheten ved Normaltilstand [kg/Nm 3 ]
MC = Molvekten til C [kg/kmol]
v0 = Molvolum ved normaltilstand [22,4 Nm 3 /kmol]
Enkelte instrumenter måler komponenter på våt gass (dette gjelder i første rekke TOC), og da
er det nødvendig å regne om konsentrasjonen til tørr gass.
Utslippskonsentrasjonen C [mg/Nm 3 ], målt ved fuktig gass omregnet til tørr gass er gitt ved:
C
vf
C 3
( mg / Nm ) =
fuktig gass
tørk gass
v f
( mg / Nm
1−
100
= vol% fuktighet i røykgassen
5.1.1 Beregningseksempler
Eksempel 1: Omregning fra ppm til mg/Nm 3 og korrigering for O2 %
3
)
100 ppm CO, målt ved tørr gass, og 6 % O2, skal regnes om til mg/Nm 3 , ved 11% O2.
ρ
CO , N
28kg
/ kmol
3
=
= 1,
25kg
/ Nm
3
22,
4Nm
/ kmol
3
3
3
CCO ( mg / Nm ) =
100 ppm⋅1,
25kg
/ Nm = 125mg
/ Nm tørr gass,
6%
O2
16

Korrigert til 11% O2, blir dette:
( 21−11)
( 21−
6)
3
3
3
CCO ( mg / Nm ) = 125mg
/ Nm ⋅ = 83mg
/ Nm tørr gass,
11%
O2
Eksempel 2: Omregning av konsentrasjon fra fuktig til tørr røykgass:
50 mg/Nm 3 , TOC (som metan) fuktig gass, skal regnes om til tørr gass. Fuktigheten i røykgassen
er 8%.
50(
mg / Nm )
8
( 1−
)
100
3
3
3
CTOC ( mg / Nm ) =
= 54mg
/ Nm
tørk gass
17