Введение
Положительные результаты работы топливно-энергетического комплекса являются основой эффективности экономики любой страны. Причём эти результаты во многом зависят от работы, проводимой в области энергосбережения. В нашей стране задачей повышения эффективности работы энергетической отрасли народного хозяйства придаётся большое значение.
На примере работы минских тепловых электростанций приводим примеры топливоиспользования и системы оценки работы ТЭЦ.
Приоритетными направлениями повышения эффективности работы энергетической отрасли являются:
- увеличение комбинированной выработки энергии на теплоэлектростанциях;
- внедрение во всех сферах новых, более совершенных энергосберегающих мероприятий и технологий;
- повышение эффективности использования топлива, в первую очередь газа;
- использование местных видов энергоресурсов;
- увеличение использования возобновляемых энергоресурсов.
Получение электрической и тепловой энергии напрямую обусловлено сжиганием органического топлива, а эффективность работы энергетической отрасли неразрывно связана с показателями топливо использования. Чем они лучше, тем ниже себестоимость электроэнергии и тепла, а рентабельность топливно-энергетического комплекса, соответственно, выше. В совокупности это позволяет не только поддерживать основные средства производства в подлежащем техническом состоянии, но и осуществить модернизацию объектов, а также на системном уровне выполнять мероприятия по энергосбережению.
Как известно, основными показателями, которые характеризуют эффективность использования топлива, является удельный расход условного топлива на производство единицы электроэнергии и тепла. Существенное влияние оказывают на них следующие факторы:
- реально сложившееся фактическое потребление электроэнергии и тепла разными группами потребителей, то есть структура энергопотребления;
- техническое состояние оборудования, особенно отработавшего свой ресурс;
- возможности и технические характеристики схем передачи, и распределение энергии, то есть внутренние потери;
- оптимальный выбор состава работающего оборудования и распределение нагрузок.
Ряд перечислений можно расширить, но ясно одно: показатели эффективности топливоиспользования могут носить как объективный, так и субъективный характер.
Оптимальное распределение нагрузок работающего оборудования - задача весьма сложная, требует применения методов математического динамического программирования и решается только при помощи вычислительной техники.
На Минской ТЭЦ-3 удельный расход условного топлива на производство электроэнергии удалось снизить с 208,3 г условного топлива на один киловатт-час до 187,2.
На многих электростанциях такие внешние фактора, как снижение теплофикационной выработки, загрузка оборудования ТЭЦ в конденсационном режиме не позволяют достигать существенного улучшения показателей топливо использования.
1 Принципиальное устройство котла
Паровой котел ДЕ-6,5-14ГМ предназначен для выработки насыщенного пара, используемого для технологических нужд предприятий, на теплоснабжение систем отопления, вентиляции и систем горячего водоснабжения.
Котел двухбарабанный водотрубный выполнен по конструктивной схеме «Д», характерной особенностью которой является боковое расположение конвективной части котла относительно топочной камеры.
Основными составными частями котла являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок и образующие топочную камеру левый топочный экран (газоплотная перегородка), правый топочный экран, трубы экранирования фронтовой стенки топки и задний экран.
Внутренний диаметр верхнего и нижнего барабанов равен 1000мм. Длина цилиндрической части барабана увеличивается с повышением паропроизводительности котлов. Барабаны изготавливаются из стали 16ГС ГОСТ 5520—79, и имеют толщину стенки 13 мм. Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днищах барабанов имеются лазы. Конвективный пучок образован коридорно-расположенными вертикальными трубами диаметром 51х2,5мм, присоединенными к верхнему и нижнему барабанам. Длина конвективного пучка по всей длине цилиндрической части барабана. Ширина конвективного пучка составляет 890мм. Шаг труб конвективного пучка вдоль барабанов 90мм. Поперечный – 110мм. В конвективном пучке котла для поддержания необходимого уровня скоростей газов устанавливается продольная ступенчатая стальная перегородка. Конвективный пучок от топочной камеры отделен газоплотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Трубы газоплотной перегородки, правого бокового экрана образуют под и потолок топочной камеры, и трубы экранирования фронтовой стенки вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны.
Средняя высота топочной камеры составляет 2400мм, ширина–1790мм. Глубина топочной камеры увеличивается с повышением паропроизводительности. Трубы правого топочного экрана диаметр 51х2,5мм устанавливаются с продольным шагом 55мм; на вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда отверстий. Экранирование фронтовой стенки выполняется из труб диаметром 51х2,5мм. Основная часть труб конвективного пучка и правого топочного экрана, а также трубы экранирования фронтовой стенки топки присоединяются к барабанам вальцовкой. Трубы газоплотной перегородки, а также часть труб правого топочного экрана и наружного ряда конвективного пучка привариваются к барабанам электросваркой.
Опускным звеном циркуляционного контура являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка. В нижнем барабане размещается устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды. В качестве первичных сепарационных устройств используются установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств применяются дырчатый лист и жалюзийный сепаратор. На котле ДЕ-6,5-14ГМ предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая из нижнего коллектора заднего экрана. На котле выход дымовых газов осуществляется через окно, расположенное на задней стенке котла.
Котел оборудован стационарным обдувочным аппаратом для очистки наружной поверхности труб конвективного пучка от отложений. Обдувочный аппарат имеет трубу с соплами, которую необходимо вращать при проведении обдувки. Наружная часть обдувочного аппарата крепится к обшивке левой конвективной стенки котла, а конец обдувочной трубы поддерживается при помощи втулки, приваренной к трубе пучка. Вращение обдувочной трубы производится вручную при помощи маховика и цепи. Для обдувки используется пар давлением не менее 0,7МПа. Для удаления отложений из конвективного пучка устанавливаются лючки на левой стенке котла.
У всех котлов на фронте топочной камеры имеется лаз в топку, расположенный ниже горелочного устройства, и три лючка-гляделки: два на правой боковой и один на задней стенках топочной камеры. На котле ДЕ-6,5-14ГМ взрывной клапан расположен на фронте топочной камеры над горелочным устройством. Обмуровка фронтовой стенки выполняется из огнеупорного шамотного кирпича и изоляционных плит. Нагрузку от элементов котла воспринимает опорная рама. Для установки нижнего барабана в конструкции опорной рамы предусмотрены поперечные балки. Нижний барабан на фронте котла закрепляется неподвижно посредством приварки барабана к подушке поперечной балки опорной рамы и неподвижными опорами. Каркас и обшивка со стороны фронта котла крепятся к нижнему барабану неподвижно. Тепловое расширение барабана предусмотрено в сторону заднего днища. На заднем днище нижнего барабана устанавливается репер для контроля за перемещением барабана.
Для сжигания топочного мазута и природного газа устанавливаются газомазутные горелки ГМ-4,5.
Котел ДЕ комплектуется двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным. На котле ДЕ-6,5-14ГМ оба клапана установлены на верхнем барабане котла, один из них контрольный, срабатывающий при повышении давления более чем на 10%.
На всех элементах и трубопроводах котельного агрегата и его вспомогательных устройствах, заполняемых устройствах, заполняемых рабочим телом и находящихся под давлением, устанавливается соответствующая арматура. К арматуре относят устройства и приборы для управления работой элементов и частей котельных установки, находящейся под давлением, для включения, регулирования и отключения трубопроводов воды, пара или предохраняющие от превышения давления, а также контрольные приборы котлоагрегата (водоуказательные стекла для наблюдения за уровнем воды в барабане).
На ДЕ 6,5-14 устанавливается арматура: главная паровая задвижка; вентиль воздушник; вентиль отбора пара на собственные нужды; задвижки на питательных трубопроводах; два предохранительных клапана- пружинные; два водомерных стекла; манометр; вентили для непрерывной продувки; вентили для периодической продувке.
Для контроля уровня воды в паровом котле применяют водоуказательные приборы. Паровой котел ДЕ должен иметь не менее двух водоуказателей. Чаще всего используют водоуказатель с плоскими стеклами «клингер», вставленными на прокладке в рамку. Плоские стекла имеют сложное устройство, но удобны и безопасны в работе. Они лопаются редко, оставаясь при этом в металлической рамке и не разлетаясь на куски, вследствие чего для этих стекал, не нужны ограждения. На внутренней сторон стекла имеются продольные риски, благодаря которым вода в стекле кажется темной, а пар – светлым, т.е. создается отчетливая граница между темной полосой пара над ней.
Котел ДЕ должен быть снабжен двумя независимыми предохранительными клапанами, которые устраивают так, чтобы давление пара в котле не могло превышать допускаемое рабочее. Предохранительные клапаны выпускают излишний пар при через в мерном повышении давлении, т.е. когда стрелка манометра переходит за красную черту.
Парозапорные устройства (вентили, задвижки), предназначенные для отключения котла от потребителя воды или пара. В зависимости от параметров протекающей среды и размеров вентили могут соединяться с трубопроводами на фланцах, резьбе или с помощью сварки. Вентили имеют плоский или игольчатый клапан. Вентили с плоским клапаном используют в качестве запорных устройств, а игольчатым клапаном – для дросселирования.
В гарнитуру котельного агрегата входят дверца, лазы, гляделки, взрывные клапаны, шиберы или поворотные заслонки.
Для наблюдения за процессом горения топлива и конвективных газоходов в обмуровке котлоагрегата выполняют гляделки. Взрывные клапаны предохраняют обмуровку от разрушения при случайных хлопках в газоходах котла. С помощью чугунных дымовых шиберов или поворотных заслонок регулируют тягу и перекрывают боров.
2 Расчет процесса горения
Расчет процесса горения выполняем по формулам в соответствии с источником [2].
Из таблицы характеристик топлив [источн.1] выбираем расчетные характеристики природного газа газопровода Кумертау-Ишимбай-Магнитогорск, %: СН4
=85,9; С2
Н6
=6,1; С3
Н8
=1,5; С4
Н10
=0,8; С5
Н12
=0,6; N2
=5,0; СО2
=0,1; Qр
н
= 38380,4 МДж/м3
.
Определяем теоретический объем воздуха V0
, м3
/м3
, необходимого для полного сгорания при сжигании газа
V0
=0,0476 [0,5 СО+0,5Н2
+1,5Н2
S+∑(m+n/4)Сm
Нn
-О2
], (1)
где m – число атомов углерода;
n – число атомов водорода.
V0
=0,0476[(1+4/4)85,9+(2+6/4)6,1+(3+8/4)1,5+(4+10/4)0,8+(5+12/4)0,6]=10,03.
Определяем теоретический объем азота V0
N
2
, м3
/м3
, в продуктах сгорания при сжигании газа
V0
N
2
=0,79 V0
+Nр
/ 100. (2)
V0
N
2
=0,79 * 10,03+5,0 / 100=7,97.
Определяем объём трехатомных газов VRO
2
, м3
/м3
, в продуктах сгорания при сжигании газа
VRO
2
=0,01(СО2
+СО+Н2
S+∑ m Сm
Нn
). (3)
VRO
2
=0,01(0,1+(1*85,9+2*6,1+3*1,5+4*0,8+5*0,6)=1,09.
Определяем теоретический объём водяных паров V0
H
2
O
, м3
/м3
, в продуктах сгорания при сжигании газа
V0
H
2
O
=0,01(Н2
S+Н2
+∑ n/2 Сm
Нn
+0,124dг.тл
)+0,0161 V0
. (4)
V0
H
2
O
=0,01(4/2*85,9+6/2*6,1+8/2*1,5+10/2*0,8+12/2*0,6+0,124*10)+0,0161*10,03=2,2.
Определяем средний коэффициент избытка воздухаaср
, для каждой поверхности нагрев
 (5)
где a′
и a″
– коэффициент избытка воздуха перед и после газохода;
a′
T
– коэффициент избытка воздуха на входе в топку; принимаем равным 1,05[источник 3].
a″ = a′+ Da, (6)
где Da – присос воздуха в поверхность нагрева.
Определяем избыточное количество воздуха Vв
изб
, м3
/м3
, для каждого газохода
Vв
изб
= V0
(aср
–1). (7)
Определяем действительный объём водяных паров VH
2
O
, м3
/м3
, для газа
VH
2
O
=V0
H
2
O
+ 0,0161 (aср
–1) V0
. (8)
Определяем действительный суммарный объём продуктов сгорания Vг
, м3
/м3
, для газа
Vг
= VRO
2
+ V0
N
2
+Vв
изб
+ VH
2
O
. (9)
Определяем объемные доли трехатомных газов rRO
2
и водяных паров rH
2
O
, а также суммарную объемную долю rп
rRO
2
= VRO
2
/ Vг
. (10)
rH
2
O
= VH
2
O
/ Vг
. (11)
rп
= rRO
2
+
rH
2
O
. (12)
Результаты расчета действительных объемов продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 1.
Таблица 1
– объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатомных газов.
Обозначение и расчетные формулы
|
     |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
10,5315 |
11,033 |
11,534 |
11,785 |
12,036 |
12,537 |
13,039 |
13,540 |
14,042 |
 |
1,09 |
 |
8,4715 |
8,973 |
9,4745 |
9,7252 |
9,976 |
10,477 |
10,979 |
11,480 |
11,982 |
 |
2,200805 |
2,2016 |
2,2024 |
2,2028 |
2,2032 |
2,2040 |
2,2048 |
2,2056 |
2,2064 |
 |
11,76231 |
12,264 |
12,766 |
13,018 |
13,269 |
13,771 |
14,273 |
14,776 |
15,278 |
 |
0,187107 |
0,1795 |
0,1725 |
0,1692 |
0,166 |
0,1600 |
0,1544 |
0,1492 |
0,1444 |
 |
0,092669 |
0,0888 |
0,0853 |
0,0837 |
0,0821 |
0,0791 |
0,0763 |
0,0737 |
0,0713 |
 |
0,279776 |
0,2683 |
0,2578 |
0,2529 |
0,2481 |
0,2391 |
0,2308 |
0,2230 |
0,2157 |
3 Построение Н, Т-диаграммы
Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчёт производим для всего возможного диапазона температур от 100 до 22000
C.
Определение энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим в последовательности, изложенной в источнике [2].
Определяем энтальпию теоретического объёма воздуха H0
в
, кДж/м3
, для всего выбранного диапазона температур
H0
в
= V0
*(сJ)в
, (13)
где (сJ)в
– энтальпия 1м3
воздуха, кДж/м3
[опред. По табл. 3.4 ист. 2].
V0
– теоретический объём воздуха, необходимого для горения, м3
/м3
[опред. По табл. 3.3 ист. 2].
Значение теоретического объема воздуха для всего диапазона температур сводим в таблицу 2.
Определяем энтальпию теоретического объёма продуктов сгорания H0
г
, кДж/м3
, для всего выбранного диапазона температур
H0
г
= VRO
2
(сJ)RO
2
+ V0
N
2
(сJ)N
2
+ V0
H
2
O
(сJ)H
2
O
, (14)
где (сJ)RO
2
, (сJ)N
2
, (сJ)H
2
O
– энтальпии 1м3
трёхатомных газов, теоретического объёма азота, теоретического объёма водяных паров, кДж/ м3
;
VRO
2
, V0
N
2
, V0
H
2
O
– объёмы трёхатомных газов, теоретические объёмы азота и водяного пара, м3
/м3
[ табл. 3.4].
Значение и определение энтальпии теоретического объема продуктов сгорания для всего диапазона температур сведены в таблицу3.
Определяем энтальпию избыточного количества воздуха Hв
изб
, кДж/м3
, для всего выбранного диапазона температур
Hв
изб
=(α–1) H0
в
. (15)
Определяем энтальпию продуктов сгорания H, кДж/м3
, при коэффициенте избытка воздуха α >1
H= H0
г
+ Hв
изб
. (16)
Значение и определение продуктов сгорания для всего диапазона температур сводятся в таблицу 4.
Таблица 2 – теплосодержание воздуха.
| t0
|
(сJ)в
|
 |
 (сJ)в*
|
| 100 |
132,7 |
10,03
|
1334 |
| 200 |
267,1 |
2678 |
| 300 |
404 |
4052,1 |
| 400 |
543,5 |
5446,3 |
| 500 |
686,3 |
6880,6 |
| 600 |
832,4 |
8345 |
| 700 |
982,8 |
9849,5 |
| 800 |
1134 |
11374 |
| 900 |
1285,2 |
12889 |
| 1000 |
1440,6 |
14443 |
| 1100 |
1600,2 |
16048 |
| 1200 |
1759,8 |
17653 |
| 1300 |
1919,4 |
19248 |
| 1400 |
2083,2 |
20892 |
| 1500 |
2247 |
22537 |
| 1600 |
2410,8 |
24182 |
| 1700 |
2574,6 |
25817 |
| 1800 |
2738,4 |
27462 |
| 1900 |
2906,4 |
29147 |
| 2000 |
3074,4 |
30832 |
| 2100 |
3242,4 |
32517 |
| 2200 |
3410,4 |
34202 |
По результатам расчетов выполняем построение графика зависимости энтальпий продуктов сгорания Н от температуры Т.
4 Тепловой баланс котла
Расчет теплового баланса котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].
При работе парового котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты.
Определяем потерю теплоты с уходящими газами q2
, %
(17)
где Hух
– энтальпия уходящих газов, кДж/м3
;
H0
х.в
– энтальпия теоретического объёма холодного воздуха, определяем при tв
= 300
С, кДж/м3
;
aух
– коэффициент избытка воздуха в уходящих газах в сечении газохода после последней поверхности нагрева;
q4
– потеря теплоты от механической неполноты горения, %; для природного газа q4
=0;
Qр
р
– располагаемая теплота топлива, кДж/м3
.
Энтальпия теоретического объема холодного воздуха H0
хв
, кДж/м3
, при температуре 300
С
H0
хв
=39,8 V0
(18)
H0
хв
= 39,8 * 10,03 = 399,2
Определяем располагаемую теплоту Qр
р
, кДж/м3
, для газообразного топлива
Qр
р
= Qс
н
(19)
где Qс
н
– низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3
Qр
р
=38380
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3
, %, обусловлена появлением в уходящих газах горючих газов СО, Н2
, СН4
. По таблице 4.4 [2] q3
=0,5.
Потеря теплоты от механической неполноты горения топлива q4
, %, наблюдается только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Для газа q4
= 0 %.
Потеря теплоты от наружного охлаждения q5
, %, обусловлена передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру и для парового котла определяется по формуле
q5
= q5ном
(Dном
/ D) (20)
где q5ном
– потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла, %; принимаем по таблице 4.5 [2] q5ном
=2,3;
Dном
– номинальная нагрузка парового котла, т/ч;
D – расчетная нагрузка парового котла, т/ч.
q5
=2,3* 6,5/6,5 =2,3
Определяем КПД брутто ηбр
, %, парового котла из уравнения обратного теплового баланса
ηбр
=100-(q2
+q3
+q4
+q5
+q6
). (21)
При сжигании газообразного топлива уравнение примет вид
ηбр
=100–(q2
+ q3
+q5
)
ηбр
=100–(6,2+0,5+2,3)=91,0
Определяем полезную мощность Qпг
, кВт, парового котла
Qпг
=Dн.п
(hн.п
– hп.в
)+ 0,01рDн.п
(hкип
– hп.в
) (22)
где Dн.п
– расход выработанного насыщенного пара 1,8, кг/с;
hн.п
– энтальпия насыщенного пара определяется из ист.4, 2789 кДж/кг;
hп.в
– энтальпия питательной воды ист.4, 820 кДж/кг;
р – непрерывная продувка парового котла, 2,5 %;
hкип
– энтальпия кипящей воды в барабане котла, 826 кДж/кг.
Qпг
=1,8 (2789 – 419) + 0,01*2,5*1,8 (826– 419)=4284,3
Определяем расход топлива Впг
, м3
/с, подаваемого в топку парового котла из уравнения прямого теплового баланса
Впг
= (Qпг
/ (Qр
р
*ηбр
))100 (23)
Впг
= (4284,3/ (38380 * 91,0)) 100 =0,123
Определяем расчётный расход топливаВр
, м3
/с
Вр
=Впг
= 0,123
Определяем коэффициент сохранения теплоты φ
 (24)
φ = 1-2,3/(91,0 +2,3) = 0,975
5 Расчет топочной камеры
Расчёт топки производим по формулам в соответствии с источником [2] в следующей последовательности.
Предварительно задаемся температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры 10350
С. Для принятой температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2 – Энтальпии продуктов сгорания Н = ƒ (J), кДж/м3
.
Подсчитываем полезное тепловыделение в топке Qт
, кДж/м3
 (25)
где Qв
– теплота вносимая в топку с воздухом, кДж/м3
Qт =
38380 (100-0,5)/100+419,6=38607,6
Для паровых котлов, не имеющих воздухоподогревателя, теплоту Qв
, кДж/м3
, определяем
Qв
=α˝т
*H0
х.в
. (26)
Qв
=1,05*399,2=419,16
Определяю коэффициент ψ тепловой эффективности экранов
ψ = χ *ξ, (27)
где χ – угловой коэффициент, т.е. отношение количества энергии, посылаемой на облучаемую поверхность, к энергии излучения всей полусферической излучающей поверхности. Угловой коэффициент показывает, какая часть полусферического лучистого потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависит от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене. Значение χ определяется из рисунка 5.3 [2] ; χ=0,97;
ξ – коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева вследствие их загрязнения наружными отложениями или закрытия огнеупорной массой. Коэффициент загрязнения принимается по таблице 5.1 [2]: ξ=0,67.
ψ = 0, 97*0, 67=0, 65
Определяем эффективную толщину S, м, излучающего слоя
S=3,6Vт
/Fст
(28)
где Vт
– объем топочной камеры, м3
;
Fст
– поверхность стен топочной камеры, м2
.
S=3, 6*11, 2/29, 97=1, 35
Определяем коэффициент k, (м·МПа)–1
, ослабления лучей. При сжигании газообразного топлива коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами kг
и сажистыми частицами kс
k = kг
rп
+ kс
(29)
где kг
– коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами, (м·МПа)–1
;
rп
– суммарная объёмная доля трёхатомных газов; принимаю по таблице 1;
kс
–коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, (м·МПа)–1
.
Коэффициент kг
, (м·МПа)–1
, ослабления лучей трехатомными газами определяю по формуле
 (30)
где рп
= rп
р – парциальное давление трёхатомных газов, МПа;
р – давление в топочной камере котлоагрегата, для агрегатов, работающих без наддува принимаю р = 0,1 МПа;
T˝т
– абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К (равна принятой по предварительной оценке).
Коэффициент kс
, (м·МПа)–1
, ослабления лучей сажистыми частицами
kс
 (31)
где Ср
, Нр
–содержание углерода и водорода в рабочей массе жидкого топлива, %.
При сжигании природного газа
 (32)
где Сm
Нn
– процентное содержание входящих в состав природного газа углеводородных соединений, %
k=8,75*0,257+1,147=3,43
Определяем степень черноты факела аф.
Для газообразного топлива степень черноты аф
факела
аф
=mасв
+(1– m) аг
(33)
где m –коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела; принимаю по таблице 5.2 [2] m=0,12 при qV
=421 кВт/м3
;
асв
– степень черноты светящейся части факела;
аг
– степень черноты несветящихся трёхатомных газов.
Значения асв
и аг
определяю по формулам
асв
=1 – е-(
k
г
r
п +
k
с) р
s
(34)
аг
=1 – е –
k
г
r
п р
s
(35)
асв
=1 – е-(3,43*0,1*1,35)
=0,37
аг
=1 – е –8,75*0,257*0,1*1,35
=0,259
аф
=0,12*0,37+(1-0,12)*0,257=0,274.
Определяем степень черноты топки ат
для камерной топки при сжигании газа
 (36)
ат
=0,274/(0,274+(1-0,274)*0,65)=0,36
Параметр М зависит от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки. Для полуоткрытых топок при сжигании газа М=0,48 [источник 2, стр. 67].
Определяем среднюю суммарную теплоёмкость Vс.ср
, кДж/м3
·К, продуктов сгорания на 1 м3 газ
а при нормальных условиях
Vс.ср
=(Qт
– H″
т
) / (Та
–Т″
т
) (37)
где Та
– теоретическая (адиабатная) температура горения, К; определяем по таблице 4 по значению Qт
, равному энтальпии продуктов сгорания На
; Та
=2254, К.
Т″
т
–температура (абсолютная) на выходе из топки,К;
H″
т
– энтальпия продуктов сгорания, кДж/м3
; определяем по таблице 4 при принятой на выходе из топки температуре;
Qт
– полезное тепловыделение в топке, кДж/м3
.
Vср
Определяю действительную температуру υ″
т
, 0
С, на выходе из топки
υ″т = (38)
Полученная температура на выходе из топки υ″
т
= 10330
С сравнивается с температурой, принятой ранее, 10350
С. Расхождение между полученной температурой υ″
т
, 0
С, и ранее принятой на выходе из топки не превышает ±1000
С, расчет считается оконченным.
Определяем удельную нагрузку топочного объема qV
, кВт/м3
qV
= Вр
Qр
н
/Vт
. (39)
qV
=0,123*38380/11,2=421
6 Расчет конвективных пучков
При расчете конвективных поверхностей нагрева используем уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Расчет выполняем для 1 м3
сжигаемого газа при нормальных условиях.
Расчёт первого конвективного пучка производим по формулам в соответствии с источником [2].
Предварительно принимаем два значения температур после рассчитанного газохода υ″
= 4000
С и υ″
= 3000
С. Далее весь расчет ведем для двух предварительно принятых температур.
Определяем теплоту Qб
,кДж/м3
, отданную продуктами сгорания
Qб
= φ (H′
– H″
+ Δαк
*H0
прс
) (40)
где H′ – энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева, кДж/м3
;
H″
– энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м3
;
Δαк
– присос воздуха в поверхность нагрева;
H0
прс
– энтальпия присосанного в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 300
С, кДж/м3
;
φ – коэффициент сохранения теплоты.
Q400
б
= 0,975 (20239–7522+0,05*399,2) =12418
Q300
б
= 0,975 (20239–5574+0,05*399,2) =14317
Определяем расчётную температуру потока υ, 0
С, продуктов сгорания в конвективной поверхности
(41)
где υ′ – температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, 0
С;
υ″
– температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева 0
С.
υ 400
=(1033+ 400) / 2=716,5
υ300
=(1033+ 300) / 2=666,5
Определяем температурный напор ∆t, 0
С
∆t = υ – tк
(42)
где tк
– температура охлаждающей среды, для парового котла принимаем равной температуре кипения воды при давлении в котле, 0
С.
∆t 400
= 716,5 – 194,1 = 522,4
∆t 300
= 666,5 – 194,1 = 472,4
Рассчитываем среднюю скорость ωг
, м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева
 (43)
где Вр
– расчетный расход топлива, м3
/с;
F – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2
;
Vг
– объем продуктов сгорания на 1 м3
газообразного топлива, м3
/м3
;
υ – средняя расчетная температура продуктов сгорания, 0
С.
Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией αк
, Вт/(м2
·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева; при поперечном омывании коридорных пучков
αк
= αн
сz
сs
сф
(44)
где αн
– коэффициент теплоотдачи, определяемый по номограмме рис.6.1 [2] при поперечном омывании коридорных пучков, Вт/(м2
·К); αн
400
=95, αн
300
= 91;
сz
– поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; сz
400
=1, сz
3
00
=1;
сs
– поправка на компоновку пучка; сs
400
=1, сs
300
=1;
сф
– коэффициент, учитывающий влияние измерения физических параметров потока; сф
400
=1,09, сф
300
=1,11.
α500
к
=95*1*1*1,09=103,5
α400
к
=91*1*1*1,11=101
Вычисляем степень черноты газового потока. При этом вычисляем суммарную оптическую толщину
kрs = ( kг
rп
) ps (45)
где kг
– коэффициент ослабления лучей трехатомными газами;
р – давление в газоходе, МПа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1.
Определяем толщину излучающего слоя s,м, для гладкотрубных пучков
s = (46)
s =
kрs 400
=34,69*0,253* 0,1*0,177=0,155
kрs 300
=35,59*0,253*0,1*0,177=0,159
Определяем коэффициент теплоотдачи αл
, Вт/(м2
·К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева для незапыленного потока при сжигании газообразного топлива
αл
=αн
а сг
(47)
где αн
– коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2
·К), определяем по номограмме на рис.6.4 [2];
а – степень черноты;
сг
– коэффициент, определяем по рис.6.4 [2].
Для определения αн
и коэффициент сг
определяем температуру tз
, 0
С, загрязненной стенки
tз
= t+ ∆t (48)
где t – средняя температура окружающей среды, 0
С; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;
∆t – при сжигании газообразного топлива принимаем равной 250
С.
tз
= 194,1 + 25 = 219,1
α400
н
=45; α300
н
=33
а400
= 0,14; а300
= 0,15
сг
400
= 0,98; сг
300
= 0,93
αл
400
=45*0,14*0,98 = 6,4
αл
300
=33*0,15*0,93 = 4,7
Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи α1
, Вт/(м2
·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева
α1
= ξ (αк
+ αл
) (49)
где ξ – коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1.
α1
400
=1(103,5+6,4)=109,9
α1
300
=1(101+4,7)=105,7
Вычисляем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2
·К)
К = α1
ψ (50)
где ψ – коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл.6.2 [2]; принимаем равным 0,85.
К400
= 0,85*109,9 = 93,5
К300
= 0,85*105,7 = 89,8
Определяем количество теплоты Qт
, кДж/м3
, воспринятое поверхностью нагрева
  (51)
где Δt – температурный напор, 0
С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева
 (52)
По принятым двум значениям температуры υ′ и υ″
полученным двум значениям Qб
и Qт
производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Температура υ″
на выходе из первого конвективного пучка равна 3700
С.
Расчет второго конвективного пучка производим по формулам в соответствии с источником [2] аналогично первому конвективному пучку.
Предварительно принимаем два значения температур после рассчитанного газохода υ″ =3000
С и υ″ =2000
С. Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.
Определяем теплоту Qб
,кДж/м3
, отданную продуктами сгорания по формуле
Qб
= φ (H′
– H″
+ Δαк
* H0
прс
)
Q300
б
= 0,975 (7422–3945+0,1*399,2) =3897
Q200
б
= 0,975 (7422–5980+0,1*399,2) =1912
Определяем расчётную температуру потока υ, 0
С, продуктов сгорания в конвективной поверхности по формуле
υ 300
=(370+ 300) / 2=335
υ200
=(370+200) / 2=285
Определяем температурный напор ∆t, 0
С, по формуле (42)
∆t = υ – tк
∆t 300
= 335 – 194,1 = 140,9
∆t 200
= 285 – 194,1 = 90,9
Рассчитываем среднюю скорость ωг
, м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева по формуле
Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией αк
, Вт/(м2
·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева; при поперечном омывании коридорных пучков по формуле
αк
= αн
сz
сs
сф
αн
300
=73, αн
200
= 68
сz
300
=1, сz
200
=1
сs
300
=1, сs
200
=1
сф
300
=1,11, сф
200
=1,15
α300
к
=73*1*1*1,11=81
α300
к
=68*1*1*1,15=78,2
Вычисляем степень черноты газового потока. При этом вычисляем суммарную оптическую толщину по формуле
kрs = ( kг
rп
) ps
Определяем толщину излучающего слоя s, м, для гладкотрубных пучков по формуле
s =
s =
kрs 300
=40,6*0,236* 0,1*0,177=0,17
kрs 200
=42,5*0,236*0,1*0,177=0,18
Определяем коэффициент теплоотдачи αл
, Вт/(м2
·К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева для
незапыленного потока при сжигании газообразного топлива по формуле (47)
αл
=αн
а сг
Для определения αн
и коэффициент сг
определяем температуру tз
, 0
С, загрязненной стенки по формуле
tз
= t+ ∆t
tз
= 194,1 + 25 = 219,1
α300
н
=33; α200
н
=26
а300
= 0,14; а200
= 0,15
сг
300
= 0,94; сг
200
= 0,9
αл
400
=67*0, 14*0,94 = 4,5
αл
200
=59*0,15*0,9 =3,6
Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи α1
, Вт/(м2
·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева по формуле
α1
= ξ (αк
+ αл
)
α1
300
=1(81+4,5)=85,5
α1
200
=1(78,2+3,6)=81,7
Вычисляем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2
·К), по формуле
К = α1
ψ
К300
= 0,85*85,5 = 72,7
К300
= 0,85*81,7 = 69,5
Определяем количество теплоты Qт
, кДж/м3
, воспринятое поверхностью нагрева по формуле
где Δt – температурный напор, 0
С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева, определяемый по формуле
По принятым двум значениям температуры υ′ и υ″
полученным двум значениям Qб
и Qт
производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Температура υ″
на выходе из второго конвективного пучка равна 274.
7 Расчет экономайзера
Расчёт водяного экономайзера производим по формулам в соответствии с источником [2] .
Определяем теплоту отданную продуктами сгорания Qб
, кДж/м3
при приятой температуре уходящих газов
Qб
= φ (H′ – H″+ Δαэк
*H0
прс
) (53)
где H′ – энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/м3
H″ – энтальпия уходящих газов, кДж/м3
;
Δαэк
– присос воздуха в экономайзер;
H0
прс
– энтальпия теоретического количества воздуха, Дж/м3
;
φ – коэффициент сохранения теплоты.
Qб
=0,975 (5450–3150+0,1*399,2) =2339,9
Приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой водой в водяном экономайзере, определяем энтальпию воды h″эк
, кДж/кг, после водяного экономайзера
 (54)
где h′эк
– энтальпия воды на входе в экономайзер, кДж/кг;
D – паропроизводительность котла, кг/с;
Dпр
– расход продувочной воды, кг/с.
По энтальпии воды после экономайзера определяем температуру воды после экономайзера t″эк
, 0
С.
t″эк
= h″эк
/с (55)
t″эк
= 575,2/4,19 = 137,3
В зависимости от направления движения воды и продуктов сгорания определяем температурный напор Δt, 0
С
Н, м
 (56)
где Δtб
и Δtм
– большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости, 0
С
Выбираем к установке чугунный экономайзер ВТИ с длиной труб 1500мм; площадью поверхности нагрева с газовой стороны 2,18 м2
; площадью живого сечения для прохода продуктов сгорания Fтр
=0,088 м2
.
Определяем действительную скорость ωг
, м/с, продуктов сгорания в экономайзере
 (57)
где υэк
– среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, 0
С;
Fэк
– площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2
.
υэк
=(274+150) / 2=212
Fэк
= z1
Fтр
(58)
где z1
– число труб в ряду.
Fэк
=5*0,088 = 0,44
Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2
·К),
К = Кн
сυ
. (59)
К = 20*1,02 = 20,4
Определяем площадь поверхности нагрева Нэк
, м2
, водяного экономайзера
 (60)
Определяем общее число труб n, экономайзера
n =Нэк
/ Нтр
(61)
где Нтр
– площадь поверхности нагрева одной трубы, м2
.
n = 163,6/ 2,18 = 75
Определяем число рядов труб m
m = n / z1
(62)
где z1
– принятое число труб в ряду.
m=75 / 5=15
К установке принимаем 15 рядов труб.
8 Аэродинамический расчет котельного агрегата
Аэродинамический расчет котельной установки ведём по формулам в соответствии с источником [7]
Аэродинамическое сопротивление на пути прохождения газов в газоходах котельной установки складывается из местных сопротивлений, зависящих от изменения сечений газоходов и их поворотов и из сопротивления, возникающего вследствие трения и вследствие сопротивления пучков труб.
Аэродинамическое сопротивление котельной установки Δhк.у
, Па, определяется по формуле:
Δhк.у
= Δhт
+ Δhкп1
+Δhкп2
+ Δhэк
+ Δhм.с
+Δhна
(63)
где Δhт
– разряжение в топке, создаваемое дымососом, Па;
Δhкп1
иΔhкп2
– сопротивление конвективных пучков, Па;
Δhэк
– сопротивление экономайзера, Па;
Δhм.с
– местные сопротивления, Па;
Δhна
- сопротивление направляющего аппарата, Па.
Δhк.у
=30+553+247+162+249+11=1252
Определяем разряжение в топке Δhт
, Па, принимаем равным
Δhт
= 30
Исходя из источника [7] стр.30.
Определяем сопротивление первого конвективного пучка Δhкп1
, Па,
 (64)
где rг
− плотность дымовых газов в газоходе, кг/м3
.
 (65)
где rо
− плотность дымовых газов при 0 ˚С, кг/м3
θг
− средняя температура газов в первом конвективном пучке, ˚С.
 (66)
 (67)
ωк.2
– скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с
 (68)
ξк
– коэффициент сопротивления конвективного пучка.
ξк
= ξ0
* z2
(69)
где ξ0
– коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного продольного и поперечного шагов труб.
ξ0
=Сσ
*СR
е
* ξгр
(70)
где Сσ
, СR
е
, ξгр
– значения, определяемые по номограмме, рис VII-6 [7].
Сσ
= 0,56. СR
е
= 1,3. ξгр
= 0,48
ξ0
=0,56*1,3*0,48=0,4
ξк
=0,4*26=10,4
Определяем сопротивление второго конвективного пучка Δhкп
, Па, по формуле
 (71)
где rг
− плотность дымовых газов в газоходе, кг/м3
, по формуле
 (72)
где rо
− плотность дымовых газов при 0 ˚С, кг/м3
;
θг
− средняя температура газов в конвективном пучке, ˚С, по формуле
 (73)
ωк.2
– скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с, по формуле
 . (74)
ξк
– коэффициент сопротивления конвективного пучка, по формуле (69)
ξк
= ξ0
* z2
где ξ0
– коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного продольного и поперечного шагов труб по формуле (70)
ξ0
=Сσ
*СR
е
* ξгр
где Сσ
, СR
е
, ξгр
– значения, определяемые по номограмме, рис VII-6 [7].
Сσ
= 0,56. СR
е
= 0,9. ξгр
= 0,46
ξ0
=0,56*0,9*0,46=0,23
ξк
=0,23*26=6,02
Определяем сопротивление экономайзера Δhэк
, Па
 (75)
где n − число рядов труб по ходу газов; n=15;
rг
− плотность дымовых газов в экономайзере, кг/м3
.
(76)
Определяем сопротивление двух поворотов под углом 900
и двух поворотов под углом 1800
Δhм.с
, Па
 (77)
где ξм
– коэффициент местных сопротивлений; под углом 900
ξм
=1 под углом 1800
ξм
=2.
ξм
=1*2+2*2 =6
 - скорость местных сопротивлений , которая определяется
 (78)
rг
− плотность дымовых газов местных сопротивлений, кг/м3
 (79)
где θм.с
− средняя температура газов местных сопротивлений, ˚С, по формуле
 (80)
Определяем сопротивление направляющего аппарата, Па
 (81)
где ωна
– скорость продуктов сгорания в направляющем аппарате, м/с
 (82)
F- площадь направляющего аппарата, м2
 (83)
θн.а
− средняя температура газов в конвективном пучке, ˚С, 
9 Выбор тягодутьевых устройств
Выбор дымососа
Для котлов паропроизводительностью 1 тонна и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дымососы. Выбор дымососа производится по формула источника [7].
Определяем производительность дымососа прямого действия по формуле
 (84)
где  - расчетное количество сжигаемого топлива, кг/ч;
 объем дымовых газов перед дымососом, м3
/кг;
θдым
- температура дымовых газов перед дымососом, ˚С.
 м3
/с м3
/ч.
Определяем расчетный полный напор дымососа Hp
, мм вод.ст.,
 (85)
где  суммарное сопротивление по газовому тракту всех элементов, мм вод.ст.;
 разряжение, создаваемое дымовой трубой, мм рт.ст. Принимаем равное 0.
Пересчитываем напор на температуру перемещаемой среды, указанную в каталоге, Hдым
, мм вод.ст,
 (86)
Определяем мощность электродвигателя для привода дымососа N, кВт
 (87)
где  − производительность, м3
/ч;
 − напор, мм вод.ст.;
 КПД дымососа, %.
По таблице 14.4 [4] выбираем подходящий по производительности Vр и напору  дымосос; выписываем его основные характеристики:
марка дымососа ДН−9
производительность 14,65*103
м3
/ч
напор 1,78 кПа
КПД 83 %
масса без электродвигателя 536 кг.
марка электродвигателя 4А160S6
мощность 11 кВт.
Выбор вентилятора
Для котлов паропроизводительностью от 1 тонны и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дутьевые вентиляторы. Расчет ведется по источнику[7].
Из источника [4] выбираем горелку. К установке применяется ГМ-4,5
Определяем полный расчетный напор вентилятора Hp
, Па
 (88)
где  − сопротивление горелки ист. [4];
 − сопротивление воздуха,  ист. [4].
 Па
Определяем производительность вентилятора (количество холодного воздуха забираемого вентилятором) Vд.в
, м3
/ч по формуле
 (89)
 м3
/с м3
/ч
Пересчитываем напор на температуру перемещаемой среды, указанную в каталоге, Hдым
, мм вод.ст по формуле
Определяем мощность для привода вентилятора Nдв, кВт по формуле
По таблице 14.1 [4] выбираем подходящий по производительности Vр и напору  вентилятор; выписываем его основные характеристики:
марка вентилятора ВДН−8
производительность 10,20*103
м3
/ч
напор 2,19 кПа
КПД 83 %
масса без электродвигателя 417 кг.
марка электродвигателя 4А-16036
мощность 11 кВт.
10 Расчет дымовой трубы
Расчет дымовой трубы ведем по формулам в соответствии с источником [2].
Определяем выброс оксидов азота MNO
2
, г/с
 (90)
где β1 − безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива, принимается по таблице 12.3 [2];
β1=0,85
β3 − коэффициент, учитывающий конструкцию горелок; принимается для прямоточных горелок равным 0,85;
r − степень рециркуляции продуктов сгорания в процентах расхода дутьевого воздуха; при отсутствии рециркуляции r = 0;
β2 − коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания, т.к. нет рециркуляции;
Вр -расход топлива, м³/с;
k − коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 тонну сожженного условного топлива, кг/т; для котлов паропроизводительностью менее 70 т/ч определяется по формуле
 (91)
где в − паропроизводительность котла, т/ч
Определяем диаметр устья дымовой трубы  , м
 (92)
где  − объёмный расход продуктов сгорания через трубу при температуре их в выходном сечении, м³/с
 скорость продуктов сгорания на выходе из трубы принимаем равной 20 м/с
Принимаем стандартный диаметр устья дымовой трубы 1,2 м.
Определяем предварительную минимальную высоту трубы Hmin, м
 (93)
где А − коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности;
А = 120
F − коэффициент, учитывающий скорость движения вредных веществ в атмосферном воздухе; принимается по СН 369−74;
F = 1
 − предельно допустимая концентрация  , мг/м³; принимается по таблице 12.1 [2];
ΔТ − разность температур продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и окружающего воздуха, К.
 (94)
В соответствии со СНиП 35-76 к установке принимаем трубу из кирпича выходным отверстием 1,2 м. Высота дымовой труб принимаем 30м.
11. Охрана окружающей среды
При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, звукового давления в близ лежащих районов и минимального потребления воды из природных источников.
В настоящее время разработаны предельно допустимые концентрации (ПДК) содержания вредных элементов в атмосфере. Это необходимо для установления безвредности определённых концентраций элементов для человека, животных и растений.
Основными элементами, загрязняющими атмосферный воздух, являются СО, оксид азота, оксид серы и твёрдые частицы. Основным источником выбросов СО является автомобильный транспорт, значительное место занимают и отопительные котельные, которые вырабатывают в атмосферу СО в двадцать раз больше, чем промышленные. Источником выбросов оксидов азота в первую очередь является котельные установки, на которые приходится более половины всех технологических выбросов. До 80% выбросов оксидов серы и около 50% твёрдых частиц также приходятся на долю выбросов котельных установок. Причём для выбросов твёрдых частиц малыми котельными значительна.
Существует четыре направления борьбы с загрязнителями приземной атмосферы:
1. оптимизация процесса сжигания топлива;
2. очистка топлива от элементов, образующихся при сжигании загрязняющих веществ;
3. очистка дымовых газов от загрязняющих веществ;
4. рассеивание загрязнителей в атмосферном воздухе.
Большое влияние на снижение вредных выбросов в атмосферу оказывает обеспечение процесса горения с оптимальным количеством воздуха. При неправильном забросе топлива или проникания через не плотности обмуровки воздух проходит через слой топлива по пути наименьшего сопротивления. В результате повышается химическая неполнота сгорания топлива, что приводит к повышению концентрации СО и сажи.
Установлено, что на оксид азота влияет не производительность котла, а тепловое напряжение топочного объема, от которого, в свою очередь зависит температурный уровень в топке. Снижение выбросов оксидов азота можно обеспечить при работе котлов с 50-60% загрузкой. Зависимость оксидов азота определяется типом горелочного устройства и единичной теплопроизводительности котла. Радикальным методом для котла является замена устаревших конструкций горелок более современными.
Повышение КПД котла и снижение вредных выбросов достигается исключением цикличности в работе механизированной топки, что ликвидирует пик работы выбросов в период расгорания топлива.
Огромное значение в оздоровлении атмосферы имеет перевод малых отопительных котельных с твёрдого на жидкое, а в лучшем случае – на газообразное топливо.
На снижение выбросов влияют различные присадки к мазутам, которые получили широкое применение в энергетике, но практически не используются в промышленных и отопительных котельных, из-за отсутствия достаточного количества присадок и необходимого для их ввода оборудования. Основное действие присадок – повышение качества сжигания, снижение загрязнения и коррозии поверхностей нагрева.
Все котельные работающее на твёрдом топливе, должны быть оборудованы системой газоочистки. В качестве золоуловителей используются: блоки циклонов ЦТКИ; батарейные циклоны с коэффициентом очистки не ниже 85-92%.
Для рассеивания вредных выбросов в атмосферном воздухе используются дымовые трубы. Трубы обеспечивают распространение загрязняющих веществ в окружающем воздухе, тем самым снижают их опасное воздействие в приземной зоне. Дымовые трубы не снижают количество выбросов, а позволяют разбросать на большую площадь, уменьшая концентрацию. Это мероприятие должно использоваться после того когда, исчерпаны все возможные способы уменьшения выбросов загрязнителей. На эффективность рассеивания влияют следующие факторы: состояние атмосферы, скорость ветра, мощность выбросов их скорость и состав, высота дымовой трубы. Необходимым условием должно быть то, что скорость выхода дымовых газов было в два раза выше скорости ветра.
12. Энергосберегающие мероприятия
В настоящее время перед человечеством стоит одна из важнейших проблем – проблема экономного и рационального использования топливно-энергетических ресурсов.
Для уменьшения потерь тепла в котельных агрегатах и достижения расчетных значений КПД важное значение имеет содержание в чистоте поверхностей нагрева путем своевременной их очистки от наружных и внутренних загрязнений, качественное ведение топочных процессов и поддержание оптимальных значений коэффициента избытка воздуха, соблюдение установленного водного режима, содержание в исправности обмуровки и гарнитуры и т.д. Для определения и последующего анализа тепловых потерь рекомендуется проводить регулярные балансовые испытания котлов.
Так как КПД котлов меняется в зависимости от нагрузки, то на экономичность работы котельной влияют также режим работы котлов и распределение нагрузки между ними.
На тепловой экономичности котельных сказываются потери топлива при транспортировке и хранении, потери тепла от продувок и растопок и т.д. Экономное расходование топлива в котельных связано с уменьшением потерь тепла у потребителей в первую очередь путем улучшения технического состояния отопляемых зданий и сооружений. При эксплуатации котельной необходимо постоянно контролировать расходы топлива, тепла и пара, а также нормировать удельные расходы топлива.
Нормирование расхода тепла и топлива является важным фактором в рациональном планировании и использовании энергетических ресурсов. Обоснованные нормы расхода позволяют обеспечить необходимый технико-экономический контроль за состоянием использования топлива.
Под нормой расхода понимается количество условного топлива или тепла, которое расходуется совершенно исправным устройством, эксплуатированным с соблюдением нормальных параметров в соответствии с установленным технологическим режимом.
Удельные нормы расхода тепла и топлива устанавливаются в килограммах условного топлива или в гигакалориях.
Тепловая экономичность работы котельной за отчетный период оценивается по отношению действительно израсходованного количества к фактически выработанному котельной тепла.
Экономия тепла должна обусловливаться совершенствованием технологических процессов и эксплуатационных режимов.
Получение экономии за счет несоблюдения нормальных параметров теплоносителя или нарушения утвержденной технологии недопустимо.
Отсюда следуют выводы: за котлом устанавливается экономайзер для уменьшения потери тепла с уходящими газами. Для использования теплоты непрерывной продувки паровых котлов в котельных устанавливаются расширители и теплообменники непрерывной продувки.
Основными направлениями снижения себестоимости пара являются:
А) снижение удельного расхода топлива за счет повышения КПД агрегатов и исключения потерь топлива;
Б) уменьшение расхода энергии на собственные нужды парогенераторов путем устранения вредных сопротивлений в системе пылеприготовления, пароводяного и газовоздушного трактов, а также поддержание оптимального режима работы оборудования;
В) уменьшение численности обслуживающего персонала за счет комплексной механизации и автоматизации всех процессов;
Г) уменьшение первоначальной стоимости парогенераторных установок за счет уменьшения количества агрегатов при большей их единичной мощности, изготовления агрегатов на заводе укрупненными блоками, применения сборных строительных конструкций зданий и сооружений и т.д.
Е) применение рациональных конструкций топочных устройств, систем пылеприготовления и тягодутьевых установок, что снижает тепловые потери парогенераторов и расходы электроэнергии на собственные нужды.
Ж) использование более совершенных систем золоуловителей и в дальнейшем установок для очистки продуктов сгорания от окислов серы и азота, что дает возможность уменьшить вредные выбросы атмосферу.
З) дальнейшее развитие применения систем с ЦВМ для комплексной автоматизации работы парогенераторов, что способствует повышению их надежности и экономичности работы.
При использовании первых интеллектуальных приборов учёта автоматизация позволяет, кроме того, дистанционно производить их настройку и конфигурацию с учётом измерений характеристик измеряемых энергоносителей.
Одним из главных рычагов энергосбережения является:
1. организация учёта потребляемой энергии;
2. внедрение нормирования потребляемой энергии;
3. внедрение передовых технологий и материалов для производства продукции;
4. оптимальная загрузка работающих машин и механизмов;
5. грамотное руководство распределением нагрузки по времени суток и по времени года.
В настоящие время на энергосбережение в целом и развитие нетрадиционных источников энергии (гидроэнергетика, солнечная энергия, ветроэнергетика) направляется достаточно большой капитал.
В Республике Беларусь функционирует три ветроэнергетические установки, две из которых поставлены немецкой стороной, а третья сделана у нас.
 
13 Требования правил Госпромнадзора к площадкам и лестницам котельного агрегата
Для удобного и безопасного обслуживания котлов, пароперегревателей и экономайзеров должны быть установлены постоянные площадки и лестницы с перилами высотой не менее 0,9 м со сплошной обшивкой по низу не менее 100 мм.
Переходные площадки и лестницы должны иметь перила с обеих сторон. Площадки длиной более 5 м должны иметь не менее двух лестниц, расположенных в противоположных концах.
Площадки и ступени лестниц могут быть выполнены:
а) из просечно-вытяжного листа;
б)из рифленой листовой стали или из листа с негладкой поверхностью, полученой наплавкой или другим способом.
в) из сотовой или полосовой (на ребро) стали с площадью просвета не более 12 см2
.
Применение гладких площадок и ступеней лестниц, а так же выполнение их из прутковой (круглой стали) запрещаются.
Площадки и ступени лестниц в котельной полуоткрытого и открытого типов должны быть выполнены из просечно-вытяжного листа, сотовой или полосовой стали.
Лестницы должны иметь ширину не менее 600мм, высоту между ступенями не более 200 мм, ширину ступеней не менее 80 мм. Лестницы большой высоты должны иметь промежуточные площадки. Расстояние между площадками должно быть не более 4 м.
Лестницы высотой более 1,5 м должны иметь угол наклона к горизонтали не более 50 градусов.
Ширина свободного прохода площадок должна быть не менее600мм, а для обслуживания арматуры, контрольно-измерительных приборов и другого оборудования - не менее 800 мм.
Свободная высота над полом площадок и ступенями лестниц в котельной должна быть не менее 2 м.
Расстояние по вертикали от площадки для обслуживания водоуказательных приборов до середины водоуказательного стекла должно быть не менее 1 и не более 1,5 м.
В тех случаях, когда расстояние от нулевой отметки котельной до верхней площадки котлов превышает 20 м, должны устанавливаться грузопассажирские лифты. Количество лифтов, устанавливаемых в котельном помещении, должно соответствовать нормам технологического проектирования тепловых электростанций.
|