Введение

Газоснабжение – это сложный комплекс технических устройств по добыче естественного или производству искусственного горючего газа, хранению, передаче и распределению его для использования в качестве химического сырья и топлива промышленными, сельскохозяйственными и бытовыми потребителями.

С учетом наличия в зарубежном историческом сообществе устоявшихся методологических подходов к периодизации истории газовой промышленности целесообразно и в нашем случае обратиться к рассмотрению периода, связанного с получением и использованием искусственного газа в дореволюционной России. И тогда становится более понятной внутренняя логика исторического развития отечественной газовой промышленности, исходные посылки, механизмы и конкретный ход ее технологической трансформации, а также фактический вклад отрасли в формирование промышленного потенциала страны в XIX веке.

В настоящее время в фондах Российского государственного исторического архива Санкт-Петербурга находится любопытный документ от 24 октября (12 по старому стилю) 1811 г., свидетельствующий о создании "термолампа", первой отечественной установки для получения искусственного газа, сконструированной талантливым изобретателем Петром Соболевским (1781-1841).

Это изобретение попало в поле зрения газеты "Северная почта", которая в двух номерах, N 96 от 2 декабря 1811 г. и N 97 от 6 декабря 1811 г., опубликовала статью "О пользе термолампа, устроенного в Санкт-Петербурге гг. Соболевским и Геррером", где уже в начале об аппарате сообщено следующее: "Многие любители наук, любопытствовавшие несколько раз видеть сии опыты, удостоверились, что свет, сожиганием водотворного газа производимый, весьма ясен, не издает чувствительного запаха и не производит дыму, следовательно, не имеет копоти... Польза сего изобретения ... и выгоды, оным доставляемые, суть столь обширны и многоразличны, что даже при самом точнейшем исследовании кажутся они почти невероятными, и поэтому само изобретение можно сделать одним из важнейших открытий".

В 1812 г. были намечены конкретные меры по внедрению газового освещения в российской столице.

По имеющимся сведениям, данный проект был рассмотрен и утвержден лично императором Александром I, однако его реализации помешало вторжение 24 (12) июня 1812 г. войск Наполеона в Россию и начавшаяся Отечественная война 1812 г.

Надо отметить, что П.Г. Соболевский не остановился на достигнутом, и вскоре была изготовлена новая, более совершенная установка "термолампа". Его устройство состояло из чугунной печи, выложенной внутри огнеупорным кирпичом. Внизу находилась топка с чугунными колосниками, а вверху - для материалов перегонки чугунные реторты – большие полые сосуды, которые наполняли углем и нагревали в печи. Продукт перегонки (светильный газ) из реторт поступал в медный холодильник и змеевик, омываемый водой. После очистки газ шел в газометр - деревянный сосуд с наружным железным кожухом, а затем по трубам направлялся к потребителю. "Термоламп" работал на продуктах сухой перегонки дерева, мог быть использован как для отопления, так и для освещения. Изобретение имело три печи и четыре газометра.

Вскоре газовое освещение по системе П.Г. Соболевского было устроено в помещениях Главного штаба на Дворцовой площади и домашнем театре генерал-губернатора Михаила Милорадовича.

В литературе приводятся сведения, что в 50-х годах XIX века в Москве функционировало несколько небольших установок, которые производили искусственный газ для последующей его реализации в специальных баллонах.

В отечественной литературе приводятся следующие данные: к концу 1868 г. в Российской империи действовало 310 газовых заводов, четыре из них находились в столице, на берегах Невы.

В России газ первоначально использовался для освещения городов, его получили из каменного угля на газовых заводах. Первый завод был построен в Петербурге в 1835 году, каменный уголь для него привозили из-за границы. В Москве газовый завод был построен в 1865 году. Газ, получаемый на газовых заводах, получил название “светильный“.

В начале ХХ веке, после того как для освещения стали использовать керосин, газ начинают применять для отопления и приготовления пищи. В 1913 году производство искусственного газа в России составило всего лишь 17 млн.м3.

В 1915 году в Москве было газифицировано 3000 квартир, а в Петербурге -10 000 квартир. До революции в России по существу не было газовой промышленности в её современном понимании.

Развитие газовой промышленности и газоснабжения населенных пунктов и пред- приятий на базе природных газов в СССР началось в 40-е годы, когда были открыты богатые месторождения на Волге, в Коми АССР. В 1946 году в эксплуатацию был сдан первый крупный магистральный газопровод “Саратов - Москва“ : протяженность 740 км, диаметр 300 мм, пропускная способность 1,4 млн.м3 газа в сутки.

В настоящее время страны СНГ занимают первое место в мире по запасам и добыче газа. Разведанные запасы составляют 54 триллионов м3, потенциальные – порядка 120 триллионов м3. Имеется 800 месторождений, причем в 17 крупнейших из них содержится 65% промышленных запасов. Более богатые месторождения на севере Тюменской области, в Туркмении, Восточной Сибири, в Республике Коми.

В настоящее время на долю России приходится 80% запасов. В республиках Средней Азии – 15%.

О масштабах и темпах развития газовой промышленности в СССР позволяют судить следующие цифры:

- добыча природного газа, млн м3

1946 год -1,3

1958 год – 28,8

1980 год – 43,5

1985 год 630

1990 год – 810

- протяженность магистральных газопроводов, км,

1946 год – 740

1980 год - 133 000

в настоящее время ≈ 250 000

- в быту газом пользуются более 200 миллионов человек.

Наиболее крупные магистральные газопроводы проложены от месторождения Тюменской области (Уренгойское, Ямальское, Ямбургское) в центральные районы страны и к западным границам СНГ: “Ямбург – западная граница“, “ Уренгой – Помары - Ужгород “ (протяженность 4,5 тысяч км, диаметром 1420 мм, пропускная способность 32 млрд. м3 в год, давление 7,5 Мпа).

Значительный рост добычи газа значительно изменил топливный баланс страны. Если в 1950 году удельный вес газового топлива в общем топливом балансе занимал 2,3%, то в конце 1995 года – 43%. Структура потребления газа такова: 60% - промышленность; 13% - коммунально-бытовые нужды; 24% - электростанции; 1,5% - сельское хозяйство; остальное транспорт и строительство.

Наиболее эффективно использование газа в химической, стекольной и металлургической промышленности. С помощью газа выплавляется 93% стали и чугуна, 50% листового и трубного проката, производится 95% минеральных удобрений, 65% цемента.

Многим богата Беларусь, но только не природными ресурсами. Наша страна не страдает от катастрофической нехватки энергии только потому, что подпитывается энергией с Востока: по кровеносным сосудам ее ТЭКа текут в основном российские энергоносители. В целом зависимость РБ от российских энергетических поставок зашкаливает за 90%. Особенно велик в топливном балансе республики удельный вес природного газа (более 50%).полноценной замены ему нет, и в обозримом будущем не предвидится.

Еще не так давно это топливо считалось недорогим, и поэтому на его потребление была переориентирована вся экономика. Сегодня, когда деньги за тепло и свет улетучиваются быстрее ветра, ситуация коренным образом изменилась. Ничего уже не обходится дешево, а “ импортный“ природный газ – тем более. При этом потребности областей белорусской экономики постоянно возрастают.

Наглядный пример – отечественная энергетика: около 80% белорусских ТЭЦ иГРЭС работают исключительно на газе. Но даже сохранение нынешнего уровня его поставок ( не говоря уже о работе) все больше обостряет старые проблемы и порождает новые. В первую очередь – финансовые.

Газовому комплексу Беларуси более 40 лет. Первым потребителям Минска природный газ был подан в 1960 году.

С начала газификации Республики Беларусь в 1958 году Правительством БССР был создан центральный орган государственного управления развития газификации республики – Главное управление по газификации при Совете Министров БССР (Главгаз БССР), куда на правах юридических лиц вошли областные и г. Минска газовые хозяйства.

В 1978 году Главгаз БССР был преобразован в Государственный комитет по газификации при Совете Министров БССР (Госкомгаз БССР) с теми же административными и имущественными функциями.

В 1988 году Госкомгаз БССР и Министерство топливной промышленности БССР решением Правительства БССР были объединены и преобразованы в Государственный комитет по топливу и газификации (Госкомтопгаз БССР) с вхождением в его состав находящихся в ведении указанных органов государственного управления организаций, обладающих правом юридического лица.

Постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 13 апреля 1992 года № 204, а также решением трудовых коллективов организаций Госкомтопгаза БССР был организован Белорусский концерн по топливу и газификации (концерн «Белтопгаз), который осуществлял свою деятельность на основании учредительных документов по административному, имущественному и хозяйственному управлению всех входящих в его состав государственных организаций. Согласно Указу Президента Республики Беларусь от 24 сентября 2001 года № 516 концерн «Белтопгаз» подчинён Министерству энергетики Республики Беларусь, которое утвердило его устав в новой редакции. В настоящее время концерн «Белтопгаз» преобразован в Государственное производственное объединение по топливу и газификации «Белтопгаз».

Успешное функционирование и развитие производственных сил, а также повышение жизненного уровня населения Беларуси в значительной степени зависит от состояния топливно-энергетического комплекса. Именно поэтому особую актуальность и значимость приобретает надежное и эффективное энергоснабжение всех отраслей экономики, обеспечивающих производство конкурентоспособной продукции и достижение высоких стандартов уровня и качества жизни населения при сохранении экологически безопасной сред

На сегодняшний день самым эффективным, экологически чистым и наиболее дешевым видом топлива является природный газ, за счет которого возможно удовлетворение существующих потребностей республики, а также прирост потребления или замещение выбывающих видов топлива. Поэтому он занимает особое место в структуре топливно-энергетического баланса Беларуси - практически все отрасли экономики используют его в своей деятельности.

Сегодня нашу республику снабжает природным газом и осуществляет его “гарантированный транзит” в Европу государственное предприятие

“Белтопэнерго” – бывшее подразделение некогда всесильного союзного Мингазпрома.

"Белтрансгаз" занимает присущую только ему нишу в социально-экономическом развитии республики. Созданное еще в рамках единой газотранспортной системы СССР, предприятие стало основой для становления газовой отрасли независимой Беларуси, газификации ее населенных пунктов, дало мощный импульс развитию энергетики и многих других отраслей экономики республики.

Система магистральных газопроводов ГП “Белтопэнерго” состоит из 5865 км газопроводов (в однониточном исчислении) с диаметром труб от 100 до 1420 мм, 188 газораспределительных станций, 8 узлов редуцирования, около 600 катодных станций. Проектная производительность действующей газотранспортной системы около 60 млрд.м3/ год. Количество занятых – 4800 человек.

Хотя процесс газификации Беларуси в последние годы и замедлился, но, тем не менее, он продолжается в Могилеве, Гомеле и Витебской области. Но “ белые пятна” на карте Беларуси все еще остаются: в недалеком будущем планируется подача газа в Пинск, Дрогичин, Лунинец, Столин, Петриков, Житковичи, Мозырь и другие города Полесья.

Особая забота Беларуси – транзит российского природного газа в Украину, Прибалтику и другие европейские страны. Наращиванию транзитных мощностей не могут помешать никакие экономические трудности переходного периода. Судя по всему, энергоносители еще долго будут оставаться одним из основных источников пополнения российской казны.

Предполагается, что строящейся газопровод “ Ямал - Европа“ увеличит объем транспортировки российского газа в Европу через Беларусь, как минимум, в 2-3 раза. Соответсвенно будет возрастать объемы транзитных поступлений в бюджет белорусского государства.

Газотранспортная система “ Ямал - Европа“ берет начало на Бованенковском газоконденсатном месторождении в южной части полуострова Ямал. Протяженность двух ниточной системы газопроводов – около 12 тысяч км, их пропускная способность – более 60 млрд. м3/год. Для прокачки газа будут построены 34 компрессорные станции.

Финансирование строительства осуществляет собственник газопровода РАО ” Газпром“. Заказчиком – застройщиком выступает государственное предприятие “Белтопэнерго”.

В соответствии с проектом в Беларуси строится двух ниточная система с диаметром труб 1420 мм и давлением 83 бара (8,3 Мпа). После завершения строительства объем поставок газа на европейские рынки увеличатся на 65 млрд. м3/год. Благодаря новому трубопроводу, германия будет получать дополнительно 7-8 млрд. м3/год (в настоящее время по программе “ Ямал - Европа“ она получает 700 млрд. м3/год).

Для Беларуси новый газопровод это – дополнительные мощности по прокачке газа, более 1000 новых рабочих мест и обновления инфраструктуры (будут построены оптоволоконная система связи и дублирующая спутниковая система).

Сегодня ведется прокладка нитки газопровода от Несвижа через Слоним до границы с Польшей. Продолжается строительство и на участке от Несвижа до Смоленска.

Прокачку газа обеспечат 5 компрессорных станций (Оршанская, Крупская, Минская, Несвижская, Слонимская).

Собственно энергетический потенциал республики Беларусь оценивается в 12мил.т.у.т. Если задействовать все мыслимые и немыслимые источники энергии (солнца, ветра, биомассы и др.), в итоге можно “наскрести“ еще 2,6 мил.т. Но это – только на бумаге. Для того, чтобы все эти источники заработали, потребуется огромное финансовое вложение. Поэтому, считают специалисты, в обозримом будущем основным энергоносителем для Беларуси останется все-таки газ. В энергетическом “коктейле “ его доля в начале нового века составляет 74% (нефть – 15-18%, уголь, дрова и т.п. -8-11%).

1. Принципиальное устройство котла

Паровые котлы ДЕ предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара, используемого для технических нужд промышленных предприятий, на теплоснабжение систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Котлы двух барабанные вертикально – водотрубные выполнены по конструктивной схеме “Д”, характерной особенностью которой является боковое расположение конвективной части котла относительно топочной камеры.

Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок и образующие топочную камеру левый топочный экран: газоплотная перегородка, правый экран, трубы экранирования фронтовой стенки топки и задний экран.

Во всех типоразмерах котлов внутренний диаметр верхнего и нижнего барабанов 1000 мм. Длина цилиндрической части барабанов увеличивается с повышением паропроизводительности котлов. Межцентровые расстояние установки барабанов 2750 мм.

Барабаны изготавливаются из стали 16ГС ГОСТ 5520-79 и имеют толщину стенки 13 мм с рабочим абсолютным давлением 1,4 Мпа (14 бар).

Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днищах барабанов имеются лазы.

Конвективный пучок образован коридорно расположенным вертикальными трубами 51x2,5 мм, присоединяемыми к верхнему и нижнему барабанам.

Длина конвективного пучка вдоль барабанов 90 мм, поперечный – 110 мм (кроме среднего, расположенного по оси барабанов шага, равного 120 мм). Трубы наружного ряда конвективного пучка устанавливаются с продольным шагом 55 мм; на вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда отверстий.

В конвективных пучках котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч для поддержания необходимого уровня скоростей газов устанавливаются продольные ступенчатые стальные перегородки.

Конвективный пучок от топочной камеры отделен газа плотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок.

Трубы газоплотной перегородки правого бокового экрана, образующего потолок топочной камеры и труб экранирования фронтовой стенки, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны.

Средняя высота топочной камеры составляет 2400 мм, ширина – 1790 мм.

Глубина топочной камеры увеличивается с повышением паропроизводительности котлов.

Трубы правого топочного экрана Ѳ 51х2,5 мм устанавливаются с продолжительным шагом 55 мм; на вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда отверстий.

Экранирование фронтовой стенки выполняется из труб Ѳ 51х2,5 мм.

Газоплотная перегородка выполняется из труб Ѳ 51х4мм, установленных с шагом 55 мм. На вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда отверстий. Вертикальная часть перегородки уплотняется вваренными между трубами металлическими приставками. Участки разводки труб на входе в барабаны уплотняются приваренными к трубам металлическими пластинами и шамотобетоном.

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, которые устанавливаются в отверстиях, расположенных в сварных швах или околошовной зоне, привариваются к барабанам электросваркой.

В топочной камере котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч устанавливаются охлаждаемые направляющие лопатки из труб Ѳ51х2,5 мм. Трубы лопаток вводятся в верхний и нижний барабаны и присоединяются к ним вальцовкой.

Трубы заднего экрана топки Ѳ51 х 2,5 мм, установленные с шагом 75 мм, привариваются к верхнему и нижнему коллекторам экрана Ѳ 159х6 мм, которые, в свою очередь, привариваются к верхнему и нижнему барабану. Концы коллекторов заднего экрана со стороны, противоположной барабанам, соединяются не обогреваемой рециркуляционной трубой Ѳ76х3,5 мм. На всех котлах для защиты от теплового излучения со стороны топки рециркуляционных труб и коллекторов заднего экрана в конце топочной камеры устанавливаются две трубы Ѳ51х2.5. присоединяемые к барабанам вальцовкой.

Котлы паропроизводительностью 6,5 т/ч выполнены с одноступенчатой схемой испарения.

Опускным звеном циркуляционных контуров котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка.

В водяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба и направляющие щиты, в паровом объеме – сепарационные устройства.

В нижнем барабане размещаются 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.

Отбойные щиты, направляющие козырьки, жалюзийные сепараторы и дырчатые листы выполняются съемными для возможности полного контроля и ремонта вальцовочных соединений труб с барабаном.

На котлах паропроизводительностью 6,5 т/ч предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая из нижнего коллектора заднего экрана.

Выход дымовых газов из котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч осуществляется через окно, расположенное на задней стенке котла.

Котлы оборудованы стационарными обдувочными аппаратами завода «Ильмарине» (г. Таллин) для очистки наружной поверхности труб конвективного пучка от отложений. Обдувочный аппарат имеет трубку с соплами, которую необходимо вращать при проведении обдувки. Наружная часть аппарата крепится к обшивке левой конвективной стенки котла, а конец обдувочной трубы поддерживается при помощи втулки, при варенной к трубе пучка. Вращение обдувочной трубы производится вручную при помощи маховика и цепи.

Для обдувки котлов используется насыщенный или перегретый пар работающих котлов при давлении не менее 7 бар. (0,7 МПа).

Для удаления отложений из конвективного пучка устанавливаются люки на левой стенке котла.

У всех котлов на фронте топочной камеры имеется лаз в топку, который расположенный ниже горелочного устройства, а также три смотровых люка - два на правой боковой и один на задней стенки топочной камеры.

Взрывной клапан на котлах паропроизводительностью 6,5 т/ч располагается на фронте топочной камеры над горелочным устройством.

Котлы изготавливаются на заводе в виде единого поставочного блока, смонтированного на опорной раме и состоящего из верхнего и нижнего барабана, трубной системы, пароперегревателя (для котлов с перегревом пара) и каркаса.

Плотное экранирование боковых стенок (относительный шаг труб S=1,08), потолка и пола топочной камеры позволяет на котлах применить легкую изоляцию толщиной 100 мм, укладываемую на слой шамотобетона толщиной 15 – 20 мм, нанесенного по стенке.

Для изоляции предусмотрены асбестовермикулитовые плиты или равноценные им по теплофизическим характеристикам.

Обмуровка фронтовой стенки выполняется из огнеупорного шамотного кирпича класса А или Б, диатомового кирпича, изоляционных плит; обмуровка задней стенки – из огнеупорного шамотного кирпича и изоляционных плит.

Обмуровочные и изоляционные материалы заводом не поставляются.

Для уменьшения присосов снаружи изоляция покрывается металлической листовой обшивкой толщиной 2 мм, которая приваривается к обвязочному каркасу.

Опорная рама воспринимает нагрузку от элементов котла, работающих под давлением котловой воды, а также обвязочного каркаса над трубной изоляции и обшивки.

Нагрузка от элементов котла, работающих под давлением, и котловой воды передается на опорную раму через нижний барабан.

Для установки нижнего барабана в конструкции опорной рамы предусмотрены фронтовая и задняя поперечная балка с опорными подушками, а также опоры – две справа от барабана (со стороны топки) на поперечных балках и слева от барабана на продольной балке и две слева от барабана на продольной балке.

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 также неподвижно. На заднем днище нижнего барабана устанавливается репер для контроля за перемещением барабана (котла). Установка реперов для контроля за тепловым расширением котлов в вертикальном и поперечном направлениях не требуется, так как конструкция котлов обеспечивает свободное тепловое перемещение в этих направлениях.

Для сжигания топочного мазута и природного газа на котлах устанавливаются газомазутные горелки ГМ завода «Ильмарине» (г. Таллинн).

Основными узлами горелок типа ГМ являются: газовая часть, лопаточный аппарат для завихрения воздуха, форсуночный узел с основной и резервной паромеханической форсункой и захлопками для закрывания форсуночного клапана при снятии форсунок.

На фронте горелки предусмотрена установка смотрового окна это запально-защитное устройство ЗЗУ-4, которое в комплект горелки не входит и поставляется по отдельным заказам.

Котлы являются сейсмостойкими при сейсмическом воздействии интенсивностью до 9 баллов ( по шкале MSK-64) включительно.

Каждый котел комплектуется двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным.

На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливаются на верхнем барабане котла, и любой из них может быть контрольным. Предохранительные клапаны подбираются заводом – изготовителем котла, поставляются комплектно с котлом и имеют свой паспорт.

На котлах предусматриваются два водоуказательных прибора прямого действия, которые присоединяются к трубкам, идущим из парового и водяного объемов верхнего барабана.

Котлы комплектуются необходимым количеством манометром, дренажной и сливной арматурой. Арматура и контрольно – измерительные приборы устанавливаются согласно схеме арматуры, приведенной в чертежах общего вида котлов. Котлы должны быть снабжены необходимыми приборами безопасности согласно правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

2. Расчет процесса горения

2.1 Общие сведения

Производится поверочный расчет из выбранного котлоагрегата ДЕ 6,5 -14.

Основные характеристики котлоагрегата:

Номинальная паропроизводительность – 6,5 т/час,

Избыточное давление насыщенного пара – 1,3 МПа.

В качестве топлива используется природный газ газопровода “Джаркак – Ташкент” со следующим объемным составом (%).

CH4 (Метан) – 95,5

C2H6 (Этан) – 2,7

C3H8 (Пропан) – 0,4

C4H10 (Бутан) – 0,2

C5H12 (Пентан) – 0,1

N2 (Азот) – 1,0

CO2 (Диоксид углерода) – 0,1

Низшая теплота сгорания газа Qнр=36680 кДж/м3,

Температура уходящих газов tух=101°С.

Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания

Все расчеты выполняются по формулам с источника (1).

Определяем теоретический объем воздуха V0, м3/м3, необходимого для полного сгорания при сжигании газа:

V0=0,0476 [0,5 СО+0,5Н2+1,5Н2S+∑(m +)СmНn-О2]

Где: m – число атомов углерода;

n – число атомов водорода.

V0=0,0476[(1+)95,5+(2+)2,7+(3+ )0,4+(4+ )0,2+(5+ )0,1]=

=0,0476[191+8,1+2,4+1,3+0,8]=9,7

2.2.2 Определяем теоретический объем азота V0N2, м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа:

V0N2=0,79 V0 +

V0N2=0,79 * 9,7+=7,7

2.2.3 Определяем объём трехатомных газов VRO2, м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа:

VRO2=0,01(СО2+СО+Н2S+∑ m СmНn).

VRO2=0,01(0,1+(1*95,5+2*2,7+3*0,4+4*0,2+5*0,1)=1,035

2.2.4 Определяем теоретический объём водяных паров V0H2O, м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа:

V0H2O=0,01(Н2S+Н2+∑ СmНn+0,124dг.тл)+0,0161 V0

где: dг.тл – влагосодержание газообразного топлива, отнесенного к 1 м3 сухого газа, г/м3, dг.тл =10

V0H2O=0,01( *95,5+ *2,7+ *0,4+ *0,2+ *0,1+0,124*10)+

+0,0161*9,7=2,195

2.2.5 Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева.

где: a′– коэффициент избытка воздуха перед газохода;

a″– коэффициент избытка воздуха после газохода.

a″ = a′+ Da

где: Da – присос воздуха в поверхность нагрева,

По таблице 3,1 источник 1 для котла ДЕ 6,5 -14 присос воздуха составляет:

- топка DaТ =0,05 (α”т=1,1)

- первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева Da1кп=0,05 (α”1кп=1,15)

- второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева Da2кп=0,1 (α”2кп=1,25)

- водяной экономайзер (чугунный) Daвэ=0,08 (α”вэ =1,35)

Средний коэффициент избытка воздуха:

- топка

- первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева

- второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева

- водяной экономайзер

Определяем избыточное количество воздуха Vвизб, м3/м3, для каждого газохода:

Vвизб = V0 (aср –1)

- топка

Vвизб (т)= 9,7(1,075 –1)=0,73

- первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева

Vвизб(1кп) = 9,7 (1,125 –1)=1,2

- второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева

Vвизб(2кп) = 9,7(1,2 –1)=1,94

- водяной экономайзер

Vвизб(вэ) = 9,7 (1,3 –1)=2,91

2.27 Определяем действительный объём водяных паров VH2O, м3/м3, для газа

V H2O=V0H2O + 0,0161 (aср–1) V0

- топка VТ H2O=2,195 + 0,0161 (1,075–1) 9,7=2,207

- первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева

V1кп H2O=2,195 + 0,0161 (1,125–1) 9,7=2,215

- второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева

V2кп H2O=2,195 + 0,0161 (1,2–1) 9,7=2,226

- водяной экономайзер

Vвэ H2O=2,195 + 0,0161 (1,3–1) 9,7=2,24

2.2.8 Определяем действительный суммарный объём продуктов сгорания Vг, м3/м3, для газа:

Vг= VRO2 + V0N2 +(αср-1)V0 + VH2O+ 0,0161 (aср–1) V0

- топка Vтг= 1,035 + 7,7 +(1,075-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,075–1) 9,7=11,67

- первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева

V1кп г= 1,035 + 7,7 +(1,125-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,125–1) 9,7=12,155

- второй котельный пучок конвективной поверхности нагрев

V2кп г= 1,035 + 7,7 +(1,2-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,2–1) 9,7=12,885

- водяной экономайзер

Vвэ г= 1,035 + 7,7 +(1,3-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,3–1) 9,7=13,89

2.2.9 Определяем объемные доли трехатомных газов rRO2 и водяных паров rH2O, а также суммарную объемную долю rп

rRO2= VRO2 / Vг ; rH2O= VH2O / Vг ; rп = rRO2+ rH2O

- топка

rт RO2= 1,035 / 11,67= 0,089; rH2O= 2,195 / 11,67=0,188; rп = 0,089+ 0,188=0,277

- первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева

r1кп RO2= 1,035 / 12,155=0,085; rH2O= 2,195 / 12,155=0,181; rп = 0,085+ 0,181=0,266

- второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева

r2кп RO2= 1,035 / 12,885=0,080; rH2O= 2,195 / 12,885=0,17; rп = 0,080+ 0,170=0,25

- водяной экономайзер

rвэ RO2= 1,035 / 13,89=0,075; rH2O= 2,195 / 13,89=0,16; rп = 0,075+ 0,16=0,235

2.2.10 Теоретический объем продуктов сгорания V0 г (м3/м3):

V° г= V° RO2 + V0N2 + V° H2O

V° г= 1,035 + 7,7 + 2,195 =10,93

Все расчетные данные заносятся в таблицу 1.

Таблица 1. Объемов продуктов сгорания.

Наименование величины и расчетная формула	Размерность	V0=9,7 м3/м3; V0N2=7, 7м3/м3; VRO2=1,035 м3/м3; V0H2O=2,195 м3/м3; V°г=10,93 м3/м3;
		Топка	Конвективные пучки		Водяной Экономайзер
			1	2
Коэффициент избытка воздуха за поверхностью нагрева, a”		1,1	1,15	1,25	1,35
Средний коэффициент избытка воздуха в поверхности нагрева, aср		1,075	1,125	1,2	1,3
Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0,0161 (aср–1) V0	м3/м3	2,207	2,215	2,226	2,24

Объем дымовых газов Vг= VRO2 + V0N2 +(αср-1)V0 + VH2O+ +0,0161 (aср–1) V0	м3/м3	11,67	12,155	12,885	13,89
Объемные доли трехатомных газов rRO2= VRO2 / Vг		0,089	0,085	0,08	0,075
Объемные доли водяных паров rH2O= VH2O / Vг		0,188	0,181	0,17	0,16
Суммарная объемная доля rп = rRO2+ rH2O		0,277	0,266	0,25	0,235

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 после поверхностей нагрева от 100 до 21000C. Энтальпии на 1 м3 воздуха, трехатомных газов, азота, водяных паров (кДж/м3, принимаются из таблицы 3,4, источник 1.

3.1 Определяем энтальпию теоретического объема воздуха Н0в (кДж/м3), для всего выбранного диапазона температур:

Н0в=V0*(Ct) возд.

Для 100°С Н0в=9,7*133=1290,1

Для 200°С Н0в=9,7*267=2589,9

Для 300°С Н0в=9,7*404=3918,8

Для 400°С Н0в=9,7*543=5267,1

Для 500°С Н0в=9,7*686=6654,2

Для 600°С Н0в=9,7*832=8070,4

Для 700°С Н0в=9,7*982=9525,4

Для 800°С Н0в=9,7*1134=10999,8

Для 900°С Н0в=9,7*1285=12464,5

Для 1000°С Н0в=9,7*1440=13968

Для 1100°С Н0в=9,7*1600=15520

Для 1200°С Н0в=9,7*1760=17072

Для 1300°С Н0в=9,7*1919=18614,3

Для 1400°С Н0в=9,7*2083=20205,1

Для 1500°С Н0в=9,7*2247=21795,9

Для 1600°С Н0в=9,7*2411=23386,7

Для 1700°С Н0в=9,7*2574=24967,8

Для 1800°С Н0в=9,7*2738=26558,6

Для 1900°С Н0в=9,7*2906=28188,2

Для 2000°С Н0в=9,7*3074=29817,8

Для 2100°С Н0в=9,7*3242=31447,4

3.2 Определяем энтальпию теоретического объема продуктов сгорания Н0г (кДж/м3), для всего выбранного диапазона температур:

Н0г =VRO2*(Ct) RO2 +V0N2*(Ct) N2+V0H2O*(Ct) H2O

Для 100°С Н0г =1,035*170+7,7*130+2,195*151=1508,15

Для 200°С Н0г =1,035*359+7,7*261+2,195*305=3050,775

Для 300°С Н0г =1,035*561 +7,7*393+2,195*464=4625,18

Для 400°С Н0г =1,035*774+7,7*528+2,195*628=6245,15

Для 500°С Н0г =1,035*999+7,7*666+2,195*797=7911,585

Для 600°С Н0г =1,035*1226+7,7*806+2,195*970=9604,25

Для 700°С Н0г =1,035*146+7,7*949+2,195*1151=11351,055

Для 800°С Н0г =1,035*1709+7,7*1096+2,195*1340=13370,4

Для 900°С Н0г =1,035*1957+7,7*1247+2,195*1529=15029,095

Для 1000°С Н0г =1,035*2209+7,7*1398+2,195*1730=16848,25

Для 1100°С Н0г =1,035*2465 +7,7*1550+2,195*1932=18727,04

Для 1200°С Н0г =1,035*2726+7,7*1701+2,195*2138=20612,02

Для 1300°С Н0г =1,035*2986+7,7*1856+2,195*2352=22544,4

Для 1400°С Н0г =1,035*3251+7,7*2016+2,195*2566=24781,28

Для 1500°С Н0г =1,035*3515+7,7*2171+2,195*2789=26476,6

Для 1600°С Н0г =1,035*3780+7,7*2331 +2,195*3010=28467,95

Для 1700°С Н0г =1,035*4049+7,7*2490+2,195*3238=30471,11

Для 1800°С Н0г =1,035*4317+7,7*2650+2,195*3469=33750,23

Для 1800°С Н0г =1,035*4586+7,7*2814+2,195*3700=34535,8

Для 2000°С Н0г =1,035*4859+7,7*2973+2,195*3939=36567,175

Для 2100°С Н0г =1,035*5132+7,7*3137+2,195*4175=38630,645

3.3 Определяем энтальпию избыточного количества воздуха Нвизб (кДж/м3), для всего выбранного диапазона температур:

Нвизб = (α -1) Н0в

Где: α- коэффициент избытка воздуха после газохода

Верх топочной камеры

Для 800°С Нвизб = (1,1-1) 10999,8=1099,98

Для 900°С Нвизб = (1,1-1) 12464,5=1246,45

Для 1000°С Нвизб = (1,1-1) 13968=1396,8

Для 1100°С Нвизб = (1,1-1) 15520=1552

Для 1200°С Нвизб = (1,1-1) 17072=1707,2

Для 1300°С Нвизб = (1,1-1) 18614,3=1861,43

Для 1400°С Нвизб = (1,1-1) 20205,1=2020,51

Для 1500°С Нвизб = (1,1-1) 21795,9=2179,59

Для 1600°С Нвизб = (1,1-1) 23386,7=2338,67

Для 1700°С Нвизб = (1,1-1) 24967,8=2496,78

Для 1800°С Нвизб. = (1,1-1) 26558,6=2655,86

Для 1900°С Нвизб = (1,1-1) 28188,2=2818,82

Для 2000°С Нвизб = (1,1-1) 29817,8=2981,78

Для 2100°С Нвизб = (1,1-1) 31447,4=3144,74

1-й конвективный пучок

Для 300°С Нвизб = (1,15-1) 3918,8=587,82

Для 400°С Нвизб = (1,15-1) 5267,1=790,065

Для 500°С Нвизб = (1,15-1) 6654,2=998,13

Для 600°С Нвизб = (1,15-1) 8070,4=1210,56

Для 700°С Нвизб = (1,15-1) 9525,4=1428,81

Для 800°С Нвизб = (1,15-1) 10999,8=1649,97

Для 900°С Нвизб = (1,15-1) 12464,5=1869,68

Для 1000°С Нвизб = (1,15-1) 13968=2095,2

2-й конвективныйпучок

Для 200°С Нвизб = (1,25-1) 2589,9=647,5

Для 300°С Нвизб = (1,25-1) 3918,8=979,7

Для 400°С Нвизб = (1,25-1) 5267,1=1316,8

Для 500°С Нвизб = (1,25-1) 6654,2=1663,6

Для 600°С Нвизб = (1,25-1) 8070,4=2017,6

Для 700°С Нвизб = (1,25-1) 9525,4=2381,35

Водяной экономайзер

Для 100°С Нвизб = (1,35-1) 1290,1=451,535

Для 200°С Нвизб = (1,35-1) 2589,9=906,465

Для 300°С Нвизб = (1,35-1) 3918,8=1371,58

Для 400°С Нвизб = (1,35-1) 5267,1=1843,485

3.4 Определяем энтальпию продуктов сгорания Н (кДж/м3):

Н = Н 0г+ Н визб+ Н зл

где: Нзл – энтальпия золы и определяется по формуле;

Нзл=(Ct) золы (Ар/100)αун

где: Ар- минеральные примеси, при газе Ар=0

Нзл=0

Верх топочной камеры

Для 800°С Н = 16746,74+ 1552=13096,88

Для 900°С Н = 16746,74+ 1552=14662,75

Для 1000°С Н = 16746,74+ 1552=16471,8

Для 1100°С Н = 16746,74+ 1552=18298,74

Для 1200°С Н = 18420,57+1707,2=20127,77

Для 1300°С Н = 20133,6+ 1861,43=21995,03

Для 1400°С Н = 22151,13+ 2020,51=24171,64

Для 1500°С Н = 23617,83+ 2179,59=25797,42

Для 1600°С Н = 25382,7+ 2338,67=27721,37

Для 1700°С Н = 27152,16+ 2496,78=29648,94

Для 1800°С Н = 30194,5+ 2655,86=32850,36

Для 1900°С Н = 30743,3+ 2818,82=33562,12

Для 2000°С Н = 32529,7+ 2981,78=35511,48

Для 2100°С Н = 34351,27+ 3144,74=37496,01

1-й конвективный пучок

Для 300°С Н = 4149,58+ 587,82=4737,4

Для 400°С Н = 5601,45+ 790,065=6391,52

Для 500°С Н = 7094,66+ 998,13=8092,79

Для 600°С Н = 8610+ 1210,56=9820,56

Для 700°С Н = 10171,28+ 1428,81=11600,09

Для 800°С Н = 11996,9+ 1649,97=13646,87

Для 900°С Н = 13416,3+ 1869,68 =15285,98

Для 1000°С Н = 15075+2095,2=17170,2

2-й конвективный пучок

Для 200°С Н = 2738,15+647,5=3385,65

Для 300°С Н = 4149,58+979,7=5129,28

Для 400°С Н = 5601,45+1316,8=6918,25

Для 500°С Н = 7094,66+1663,6=8758,26

Для 600°С Н = 8610+2017,6=10627,6

Для 700°С Н = 10171,28+ 2381,35=12552,35

Водяной экономайзер

Для 100°С Н = 1353,62+ 451,535=1805,155

Для 200°С Н = 2738,15+906,465=3644,625

Для 300°С Н = 4149,58+ 1371,58=5521,16

Для 400°С Н = 5601,45+ 1843,485=7444,935

Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.

Таблица 2. Энтальпия продуктов сгорания.

Поверхность нагрева	t °C	I0в кДж/м3	I0г кДж/м3	Iвизб кДж/м3	I кДж/м3
Верх топочной камеры, фестон, αт=1,1	2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800	31447,4 29817,8 28188,2 26558,6 24967,8 23386,7 21795,9 20205,1 18614,3 17072 15520 13968 12464,5 10999,8	34351,27 32529,7 30743,3 30194,5 27152,16 25382,7 23617,83 22151,13 20133,6 18420,57 16746,74 15075 13416,3 11996,9	3144,74 29817,8 2818,82 2655,86 2496,78 2338,67 2179,59 2020,51 1861,43 1707,2 1552 1396,8 1246,45 1099,98	37496,01 35511,48 33562,12 32850,36 29648,94 27721,37 25797,42 24171,64 21995,03 20127,77 18298,74 16471,8 14662,75 13096,88
1–й конвективный пучок, aкп1=1,15	1000 900 800 700 600 500 400 300	13968 12464,5 10999,8 9525,4 8070,4 6654,2 5267,1 3918,8	15075 13416,3 11996,9 10171,28 8610 7094,66 5601,45 4149,58	2095,25 1869,68 1649,97 1428,81 1210,56 998,13 790,065 587,82	17170,2 15285,98 13646,87 11600,09 9820,56 8092,79 6391,52 4737,4
2–й конвективный пучок, aкп2=1,25	700 600 500 400 300 200	9525,4 8070,4 6654,2 5267,1 3918,8 2589,9	10171,28 8610 7094,66 5601,45 4149,58 2738,15	2381,35 2017,6 1663,6 1316,8 979,7 647,5	12552,35 10627,6 8758,26 6918,25 5129,28 3385,65
Водяной экономайзер, αэк=1,35	400 300 200 100	5267,1 3918,8 2589,9 1290,1	5601,45 4149,58 2738,15 1353,62	1843,485 1371,58 906,465 451,535	7444,935 5521,16 3644,615 1805,155

По результатам расчетов выполняем построение графика зависимости энтальпий продуктов сгорания Н от температуры Т.

4. Тепловой баланс котла

4.1 Определяем потерю тепла с уходящими газами

Расчет теплового баланса котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником 1.

При работе парового котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты.

4.1.1 Определяем потерю теплоты с уходящими газами q2, %,

где: - энтальпия уходящих газов при tух и , (кДж/м3)

Н0хв. –энтальпия воздуха, поступающего в котлоагрегат (кДж/м3)

tх.в. – температура холодного воздуха, равна 30єС = 303 К

Qрн –низшая теплота сгорания топлива 36680 (кДж/м3), источник 1, табл. 2.2

q4 – потери теплоты от механического недожога, %, для газа q4 = 0

Н0хв.= 39,8*V0

где: V0 – теоретический объем сухого воздуха

Н0хв.= 39,8*9,7 = 386,06

- определяется по таблице 2, при соответствующих значениях и выбранное температуре уходящих газов tух =155°С,

Нух =2816,86

4.1.2 Потери теплоты q3, q4, q5 принять согласно источнику 1.

q3 - потеря теплоты от химической неполноты сгорании, q3 = 0,5 %, таблица 4.4, источник 1.

q4- потеря теплоты от механической неполноты горения, q4 = 0

q5 -потеря теплоты от наружного охлаждения, определяется по номинальной производительности парогенератора (кг/с), D=6,5 т/ч

по таблице 4-1, источник 2, находим q5=2,4 %

4.1.3 Потери с физическим теплом шлаков q6 % определить по формуле:

где: - доля золы топлива в шлаке, =1-, - принимается по таблице 4.1 и 4.2, источник 1.

4.1.4 Определить к.п.д. брутто.

К.П.Д брутто можно определить по уравнению обратного баланса, если известны все потери:

ηбр= 100 – (q2+q3+q4+q5+q6)

ηбр= 100 – (6,26+0,5+2,4)=90,84

4.1.5 Определим расход топлива, (кг/с и т/ч), подаваемого в топку котла:

где: – расход топлива подаваемого в топку парогенератора

– располагаемая теплота, 36680 (кДж/кг)

– полезная мощность парового котла (кВт)

Qпг=Дн.п(hнп-hпв)+0,01pДн.п(h - hпв)

Где: Дн.п –расход выбранного насыщенного пара,

hп.в - энтальпия питательной воды, 4,19*100 =419

hнп – энтальпия насыщенного пара, hнп=2789

h – энтальпия перегретого пара, h= 826

р – продувка парогенератора, 3,0 %

Qпг=1,8(2789-419)+0,01*3*1,8(826- 419)=4287,98

Определим расчетный расход топлива, Вр

Вр=Впг(1-q4/100),

Вр= Впг=0,129

Определяем коэффициент сохранения теплоты:

5. Расчет топочной камеры

Расчеты топочной камеры производятся по формулам с источника 1.

Задаем температуру продуктов сгорания на выходе из топки t”Т=1100°С.

Для принятой по таблице 2 определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки Н”Т=18298,74 кДж/м3

5.1 Определим полезное тепловыделение в топке,QТ (кДж/м3).

где: –теплота, вносимая в топку воздухом, (кДж/м3)

Qв=α”Т*Н0хв

где: Н0хв – энтальпия теоретического объема воздуха, (кДж/м3)

Н0хв =386,06

Qв=1,1*386,06=424,7

5.2 Определим коэффициент тепловой эффективности экранов,

где: Х- угловой коэффициент, показывающий какая часть лучистого полусферического потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависящей от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене; значение Х определяется по рис 5,3 источник 1,

Х=0,98

– коэффициент, учитывающий снижение тепло воспламенения экранных поверхностей нагрева, принимаем по таблице 5.1, источник 1

=0,65

5.3 Определяем эффективную толщину излучающего слоя, s (м)

S=3,6 VT / FСТ

где: VТ – объем топочной камеры, (м3). VТ= 11,2 источник 1, таблица 2,9.

FСТ –поверхность стен топочной камеры, (м2). FСТ=29,97 источник 1, таблица 2,9.

S=3,6 *11,2/ 29,97=1,35

5.4 Определим коэффициент ослабления лучей k, (м*Мпа)-1

k =kГrп+kс

где: rп – суммарная объемная доля трехатомных газов ,берется из таблицы 1,

rп=0,2068

kГ – коэффициент ослабления лучей трехатомных газов, (м*Мпа)-1

где: rН2О –объемная доля водяных паров, берется из таблицы, rН2О=0,188

Т”Т –абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К, Т”Т =1373

рп - парциальное давление трехатомных газов, МПа;

рп = rп*р

р –давление в топочной камере котлоагрегата (для агрегатов, работающих без наддува, принимается р = 0,1 МПа).

рп =0,277 *0,1=0,0277

kс – коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, (м*Мпа)-1

где: Нр,Ср – содержание углерода и водорода в рабочей массе жидкого топлива.

k = 8,38*0,2068+1,377 =3,11

5.5 Определяем степень черноты факела, αф.

Для жидкого и газообразного топлива степень черноты факела определяется по формуле:

аф =mасв+(1-m)аГ

где: m- коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненого светящейся частью факела, принимаем по таблице 5,2 источник 1, m = 0,119.

асв ,аГ – степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, какой обладал бы при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящемся трехатомными газами:

Определяем степень черноты светящейся части факела, αГ

е –основание натуральных логарифмов, е=2,718

асв=1-2,718 –(8,84*0,277+1,377)0,1*1,35 =0,41

Определяем степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, αГ;

αГ=1-2,718 - 8,84*0,277*0,1*1,35 = 0,28

аф =0,119*0,41+(1-0,119)0,28=0,296

5.6 Определяем степень черноты топки, αТ

5.7 Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки.

Для газа принимаем:

М=0,48

5.8 Определяем среднею суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1 м3 газа при нормальных условиях, VСср, [кДж/(м3*К)].

где: Та – теоретическая (адиабатная) температура горения, К, определяется по таблице 2 по значению QТ , равному энтальпии продуктов сгорания, Н Та=2071+273=2344

Т”Т – температура (абсолютная) на выходе из топки, принятая по предварительной оценке, К

Т”Т=1373

Н”Т –энтальпия продуктов сгорания берется из таблицы 2 при принятой на выходе из топки температуре, кДж/кг

Н”Т =18298,74

QТ – полезное тепловыделение в топке

QТ=36921,3

5.9 Определяем действительную температуру на выходе из топки,(°С) по номограмме (рис. 5,7) источник 1

6. Расчет конвективных пучков

6.1 Расчет первого конвективного пучка

Расчет конвективных пучков производится по формулам с источника 1.

Предварительно принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода = 400°С и = 300 °С. Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.

6.1.1 Определяем теплоту Q6 ,кДж/кг, отданную продуктами сгорания

Q6= (Нi + Н” + ∆αк*Нoпрс)

где: – коэффициент сохранения теплоты

Нi – энтальпия продуктов сгорания на выходе в поверхность нагрева, кДж/м3, определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры.

Нi = 18408,48

Н” – энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м3

∆αк – присос воздуха в поверхность нагрева

Нoпрс – энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 30°С , кДж/м3

QБ= (Нi - Н” + ∆αк*Нoпрс)

Q400 Б=0,974(18408,48-6391,52+0,05*386,06)=11723,3

Q300 Б=0,974( 18408,48-4737,4+0,05*386,06)=13334,4

6.1.2 Определяем расчетную температуру потока , °С, продуктов сгорания в газоходе

где: - температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, °С

- температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, °С

6.1.3 Определяем температуру напора ∆t, °С

∆t = - tк

где: tк – температура охлаждающей среды, для парового котла принимаем равной температуре кипения воды при давлении в котле, °С

∆t = - tк

∆t400 =

∆t300 =

6.1.4 Определяем среднюю скорость ωГ , м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева

где: Вр – расчетный расход топлива, кг/с

F – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2

VГ – объем продуктов сгорания на 1 кг жидкого топлива

- средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С

6.1.5 Определить коэффициент теплоотдачи конвекцией αк , Вт/(м2*К), щт продуктов сгорания к поверхности нагрева, при поперечном омывании коридорных пучков

αк= αнсzсsсф

где: αк –коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме рис.6,1

источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

α400 к=67

α300 к=58

сz – поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по номограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с400 z=0,98

с300 z=0,98

сs – поправка на компоновку пучка; определяется по номограмме рис.6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с400 s=1

с300 s=1

сф – коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по монограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с400 ф=1,04

с300 ф=1,03

α400 к= 67*0,98*1*1,04=68,3

α300 к= 58*0,98*1*1,03=58,5

6.1.6 Определяем степень черноты газового потока , a , по номограмме рис. 5.6 источник 1,

α=1-е- Kps

Kps = kГ*rп*p*s

где: p – давление в газоходе, Мпа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1;

s –толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м

kГ – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м*МПа)-1

Kps = kГ*rп*p*s

Kps400 = 37,1*0,266*0,1*0,177=0,175

Kps400 = 38,9*0,266*0,1*0,177=0,183

α400 =1-е- 0,175=0,161

a300 =1-е- 0,183=0,167

6.1.7 Определяем коэффициент теплоотдачи aЛ ,Вт/(м2К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

aЛ =aн*a*cГ

где: aн – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2К), определяем по номограмме рис.6.4 источник 1;

a –степень черноты

сГ - коэффициент, определяемый по рис. 6.4 источник 1

Для определения aн и коэффициента сГ вычисляем температуру загрязненной стенки tз , °С

tз=t+∆t

где: t – средняя температура окружающей среды, °С; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;

∆t – при сжигании газа принимаем равной 25 °С

tз=194,1+25=219,1

a400 н=102

a300 н=98

с400 Г=0,96

с300 Г=0,94

a400 Л=102*0,161*0,96=15,77

a300 Л=98*0,167*0,94=15,38

6.1.8 Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи a1, Вт/(м2К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

a1=ξ(aк+ aЛ)

где: ξ- коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного обмывания ее продуктами сгорания, частично протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон, для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1

a400 1=1(68,3+15,77)=84,07

a300 1=1(58,5+15,38)=73,88

6.1.9 Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2К),

К= a1*ψ

где: ψ – коэффициент тепловой эффективности, определяемый по таблице 6.2, источник 1, в зависимости вида сжигаемого топлива, принимаем равным ψ=

К400= 84,07*0,9=75,66

К300=73,88*0,9=66,49

6.1.10 Определяем количество теплоты QТ, кДж/кг, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 кг сжигаемого топлива

где: ∆t – температурных напор, °С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева

6.1.11 По принятым двум значениям температуры , полученным двум значениям теплоты отданной продуктами сгорания Q400 Б=11723,3 и Q300 Б=13334,4 производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева, (рисунок 2).

Температура на выходе из конвективного пучка равна 407°С.

6.2 Расчет второго конвективного пучка

Расчет второго конвективного пучка производим по формулам из источника 1.

Предварительно принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.

6.2.1 Определяем теплоту Q6 ,кДж/кг, отданную продуктами сгорания

QБ= (Н’ + Н” + ∆αк*Нoпрс)

где: – коэффициент сохранения теплоты

Н – энтальпия продуктов сгорания на выходе в поверхность нагрева, кДж/м3, определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры.

Н’ =6510,6

Н” – энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м3

∆αк – присос воздуха в поверхность нагрева

Нoпрс – энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 30°С , кДж/м3

Q300 Б=0,974(6510,6-5129,28+0,1*386,06)=1383

Q200 Б=0,974(6510,6-3385,65+0,1*386,06)=3081

6.2.2 Определяем расчетную температуру потока , °С, продуктов сгорания в газоходе

где: - температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, °С

- температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, °С

6.2.3 Определяем температуру напора ∆t, °С

∆t = - tк

где: tк – температура охлаждающей среды, для парового котла принимаем равной температуре кипения воды при давлении в котле, °С

∆t300 =

∆t200 =

6.2.4 Определяем среднюю скорость ωГ , м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева

где: Вр – расчетный расход топлива, кг/с

F – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2

VГ – объем продуктов сгорания на 1 кг жидкого топлива

- средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С

6.2.5 Определить коэффициент теплоотдачи конвекцией αк , Вт/(м2*К), щт продуктов сгорания к поверхности нагрева, при поперечном обмывании коридорных пучков

αк= αнсzсsсф

где: αк –коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме рис.6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

α300 к=118

α200 к=112

сz – поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по номограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с300 z=1

с200 z=1

сs – поправка на компоновку пучка; определяется по номограмме рис.6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с300 s=1

с200 s=1

сф – коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по монограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном омывании коридорных пучков

с300 ф=1,11

с200 ф=1,15

α 300к= 118*1*1*1,11=130,98

α200 к=112*1*1*1,15=128,8

6.2.6 Определяем степень черноты газового потока , a , по номограмме рис. 5.6 источник 1,

α=1-е- Kps

Kps = kГ*rп*p*s

где: p – давление в газоходе, Мпа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1;

s –толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м

kГ – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м*МПа)-1

Kps = kГ*rп*p*s

Kps300 =38,68*0,25*0,1*0,177=0,171

Kps200 =40,5*0,25*0,1*0,177=0,179

α300 =1-е- 0,171=0,157

α200 =1-е- 0,179=0,164

6.2.7 Определяем коэффициент теплоотдачи aЛ ,Вт/(м2К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

aЛ =aн*a*cГ

где: aн – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2К), определяем по номограмме рис.6.4 источник 1;

a –степень черноты

сГ - коэффициент, определяемый по рис. 6.4 источник 1

Для определения aн и коэффициента сГ вычисляем температуру загрязненной стенки tз , °С

tз=t+∆t

где: t – средняя температура окружающей среды, °С; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;

∆t – при сжигании газа принимаем равной 25 °С

tз=194,1+25=219,1

a300 н=42

a200 н=38

с300 Г=0,97

с200 Г=0,95

a300 Л=42*0,157*0,97=6,4

a200 Л=38*0,164*0,95=5,9

6.2.8 Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи a1, Вт/(м2К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

a1=ξ(aк+ aЛ)

где: ξ- коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного обмывания ее продуктами сгорания, частично протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон, для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1

a300 1=1(130,98+6,4)=137,38

a200 1=1(128,8+5,9)=134,7

6.2.9 Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2К),

К= a1*ψ

где: ψ – коэффициент тепловой эффективности, определяемый по таблице 6.2, источник 1, в зависимости вида сжигаемого топлива, принимаем равным ψ=

К300 = 0,9*137,38=123,64

К200 =0,9*134,7=121,23

6.2.10 Определяем количество теплоты QТ, кДж/кг, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 кг сжигаемого топлива

где: ∆t – температурный напор, °С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева

6.2.11 По принятым двум значениям температуры , полученным двум значениям теплоты отданной продуктами сгорания Q300 Б=1383 и Q200 Б=3081 производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева, (рисунок 3).

Температура на выходе из конвективного пучка равна 256°С.

7. Тепловой расчет экономайзера.

Расчеты водяного экономайзера выполняем по формулам с источника 1.

7.1 По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты Qб, кДж/кг, которое должно отдать продукты сгорания при температуре уходящих газов

где: Н‘ – энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/кг

Н“ - энтальпия уходящих газов, кДж/кг

∆аэк – присос воздуха в экономайзер

Нопрс – энтальпия теоретического количества воздуха, кДж/кг

- коэффициент сохранения теплоты

0,974(4362,08-2816,86+0,1*386,06)=1542,6

7.2 Приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте воспринятой водой в водяном экономайзере, определяем энтальпию воды h“эк ,кДж/кг, после водяного экономайзера

где: h‘ – энтальпия воды на входе в экономайзер, кДжru

D – паропроизводительность котла, кг/с

Dпр –расход продувочной воды, кг/с

По энтальпии воды после экономайзера определяем температуру воды после экономайзера t“эк , °С

где: С – температура воды, кДж/(кг*К)

Температура воды на выходе из экономайзера на 92,1 °С ниже температуре кипения в барабане парогенератора.

К установке принимаем чугунный экономайзер.

Определяем температурный напор в экономайзере ∆t, °С

∆tб= 256-125=131°С

∆tб=155-100=55°С

где: ∆tб и ∆tм – большая и меньшая разница температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости, °С

Выбираем к установке

Чугунный экономайзер ВТИ с длиной труб 2000 мм; площадь поверхности нагреав с газовой стороны 2,95 м2; площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания 0,12 м2.

7.3 Определяем действительную скорость , м/c продуктов сгорания в экономайзере

где: - среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, °С

- площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2

= z1*Fтр

где: z1 – число труб в ряду; принимаем 4 труб

Fтр – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы, м2

Fэк = 4*0,12=0,48

7.4 Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2*К)

где: - коэффициент тепловой эффективности, принимается по таблице 6.9 источник 1,

- коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб

18,8*1,02=19,2

7.5 Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера Нэк , (м2)

7.6 определяем общее число труб n, экономайзера

где: НТР – площадь поверхности нагрева одной трубы, м2

≈ 44

7.7 Определяем число рядов труб m, в экономайзере

≈11

8. Аэродинамический расчет котла

Аэродинамический расчет котельной установки выполняем по формулам в соответствии с источником 1.

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 ∆hк.у., Па, определяется по формуле:

∆hк.у=∆hт+∆hкп1+∆hкп2+∆hэк+∆hм.с

где: ∆hт – разряжение в топке, создаваемое дымососом, Па;

∆hкп1 – сопротивление первого конвективного пучка, Па;

∆hкп2 – сопротивление второго конвективного пучка, Па;

∆hэк – сопротивление экономайзера, Па;

∆hм.с – местные сопротивления, Па.

Разряжение в топке ∆hт, Па, принимаем равным

∆hт =30

Определяем сопротивление первого конвективного пучка ∆hкп1, Па

где: ρг – плотность дымовых газов в газоходе, кг/м2

где: ρо – плотность дымовых газов при 0°С, кг/м3

ρо = 1,34

Ѳг – средняя температура газов в первом конвективном пучке, °С

- скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

– коэффициент сопротивления первого конвективного пучка,

где: - коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного продольного и поперечного шагов труб.

где: – значения, определяемые по номограмме,

0,58*0,87*0,43=0,22

0,22*26=5,7

Определяем сопротивление двух поворотов (под углом 90° и под углом 180°) в первом конвективном пучке , Па

где: – коэффициент сопротивления двух поворотов 90° и поворотом под углом 180°

Определяем сопротивление второго конвективного пучка ∆hкп2, Па

где: ρг – плотность дымовых газов в газоходе, кг/м2

где: ρо – плотность дымовых газов при 0°С, кг/м3

ρо = 1,34

Ѳг – средняя температура газов в втором конвективном пучке, °С

- скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

где: – значения, определяемые по номограмме,

0,36*1,32*0,4=0,2

0,2*26=5,2

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90° после второго конвективного пучка , Па

где: – коэффициент сопротивления двух поворотов 90°

Определяем сопротивление экономайзера ∆hэк, Па

где: n – число труб по ходу газов: n = 11

ρг – плотность дымовых газов в экономайзере, кг/м2

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90 , Па

где: – коэффициент местных сопротивлений под углом 90°

1*2+2=4

Определяем аэродинамическое сопротивление котельной установки ∆hк.у , Па

∆hк.у=448,6+30+243,28+64,64+88,88=845,4

9. Расчет и выбор тягодутьевых устройств

9.1 Расчет и выбор дымососа

Для котлов паропроизводительностью 1 тонна и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дымососы.

Определяем производительность дымососа Qр.д, м3/ч

Qр.д=β1*Vсекдым

где: β1 – коэффициент запаса при выборе дымососа по производительности;

β1=1,05

101080 – нормальное атмосферное давление, Па

Б – барометрическое давление в месте установки дымососа, Па

Vсекдым – количество дымовых газов от одного котла, м3/с

Vсекдым=

Vсекдым=

Qр.д=1,05*2,82 =2,97

Определяем расчетный полный напор дымососа Нр, Па

Нр= β2(∆hку -hс)

где: β2 – коэффициент запаса по напору

β2=1,1

Нр=1,1(845,4-164,8)=748,66

Определяем мощность электродвигателя для привода дымососа N, кВт

где: Qр.дым – производительность, м3/с

Ндым – напор, Па

– КПД дымососа, 0,83%

По таблице источника 2 выбираем подходящий по производительности Qр.д и напору Нр дымосос, выписываем его основные характеристики:

марка дымососа ДН-9

производительность, м3/ч 14,65*103

напор, кПа 1,78

КПД, % 83

марка электродвигателя 4А160S6

мощность, кВт 11

9.2 Расчет и выбор вентилятора

Для котлов паропроизводительностью от 1 тонны и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дутьевые вентиляторы.

Определяем производительность вентилятора ( количество холодного воздуха забираемого вентилятором) Qв, м3/с

где: Вр – расчетный расход топлива, кг/с

β1 – коэффициент запаса, равный 1,1

Определяем полный расчетный напор вентилятора Нр. в , Па

Нр.в= ∆hг+∆hв

где: ∆hг – сопротивление горелки, Па, принимаем ∆hг=1000 Па

∆hв – сопротивление воздуха, Па; принимаем 10% от сопротивления горелки принимаем ∆hв =100 Па

Нр.в=1000+100=1100

Определяем мощность для привода вентилятора Nдв , кВт

– КПД двигателя вентилятора, 0,83%

По таблице 14.1 источник 2 выбираем подходящий по производительности Qр и напору Нр.в вентилятор; выписываем его основные характеристики:

марка вентилятора ВДН-8

производительность, м3/ч 10,2*103

напор, кПа 2,19

КПД, % 83

марка электродвигателя 4А160S6

мощность, кВт 11

10. Расчет и выбор дымовой трубы

Определяем минимальную допустимую высоту трубы Н,м

где: ПДК – предельно допустимая концентрация вредного вещества, мг/м3.

А – коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности;

А=120

F – коэффициент, учитывающий скорость движения вредных веществ в атмосферном воздухе; принимаем по СН 369-74

F=1

∆t – разность температур продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и окружающего воздуха, К

∆t=120

MSO2-масса оксидов серы SO2 и SO3,г/с

MNO2-масса оксидов азота,г/с

MСO2-масса оксида углерода, выбрасываемой в атмосферу,г/с

Mз- масса летучей золы, г/с

V- объемный расход удаляемых продуктов сгорания, м3/c

Z –число дымовых труб.

Определяем выброс оксидов азота, рассчитанный по NO2 , (г/с)

МNO2=β1*К*Вр*Qрн(1- qн/100)(1 – β2r) β3,

где: β1 –безразмерный поправочный коэффициент, β1 = 0,85 , таблица 12,3, источник 1

β3 – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок β3 = 1, стр. 235, источник 1

r – степень рециркуляции, r = 0 , стр. 235, ситочник1

β2 – коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов, β2 =0,02 ,таблица 12.4, источник 1

К- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 ГДж теплоты сожженного условного топлива, кг/ГДж, определяется в зависимости от номинальной нагрузки котлов,

К=3,5(D/70)

D – паропроизводительность котла, D = 6,5

К=3,5(6,5/70)=0,325

МNO2=0,85*0,325*0,129*3*36,68(1- 0/100)(1 – 0,02*0) 1=3,9

Масса оксидов углерода МСО2,г/с, выбрасываемая в атмосферу, определяется как:

где: Сн-коэффициент, характеризующий выход СО при сжигании топлива;

β – поправочный коэффициент, учитывающий влияние режима горения на выход СО ( при нормативных значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки принимается β=1)

Определяем объемный расход продуктов сгорания через трубу от всех работающих котлов, м3/с

где: n – число котлов, установленных в котельной, шт, n=3

В – расход топлива одним котлом, м3/с, В=0,129

Определяем диаметр устья дымовой трубы Dвыхтр , м

где: ωвых – скорость продуктов сгорания на выходе из трубы. Принимаем равной 30 м/с, стр. 237 источник 1;

Принимаем стандартный диаметр устья дымовой трубы 1,2 м.

Для вычисления уточненной высоты дымовой трубы определяем значения коэффициентов f и vм:

Значение коэффициента m в зависимости от параметра ��:

Безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра :

При >2 n=1

Минимальную высоту дымовой трубы во втором приближении определяют:

В соответствии со СНиП П-35-76 выбираем стандартную высоту дымовой трубы 30 метров.

Аэродинамическое сопротивление дымовой трубы определяют следующим образом.

Скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы wвых принимают равной значению, принятому в расчете минимально допустимой высоте трубы.

Определяют уменьшение температуры продуктов сгорания на 1 м трубы из за их охлаждения, °С:

Для кирпичных и железобетонных труб.

где: D- паропроизводительность всех котлов, кг/с.

Температура продуктов сгорания на выходе из трубы, °С:

tвых=tух - ∆t

где: tух – температура уходящих газов за котлами, °С.

tвых=155-0,17*30=149,9

Диаметр основания трубы,м:

Dосн =2Нтрi+

где: i = 0,02-0,03 конусность железобетонных и кирпичных труб; для стальных труб i=0;

Dосн =2*30*0,02+1,2=2,4

Средний диаметр дымовой трубы, м:

Dср=0,5(Dосн +)

Dср=0,5(2,4+1,2)=1,8

Средняя температура дымовых газов в трубе, °С:

tср = 0,5(tух+tвых)

tср = 0,5(155+149,9)=152,45

Площадь сечения дымовой трубы, рассчитанная по среднему диаметру, м2:

Fср=0,785(Dср)2

Fср=0,785(1,8)2=2,54

Средняя скорость газов в дымовой трубе, м/с:

Средняя плотность дымовых газов в трубе, кг/м3:

где: = 1,34 кг/м3- плотность дымовых газов среднего состава при нормальных физических условиях.

Потери давления на трение в дымовой трубе, Па:

где: значение коэффициента трения, для кирпичных труб применяется 0,04.

Потери давления на выходе из дымовой трубы, Па:

Суммарные потери давления в дымовой трубе равны:

Определяем самотягу дымовой трубы Нс, м:

Нс=9,81Н(1,2-

где: Н-высота дымовой трубы, м.

- плотность дымовых газов, кг/м3.

Нс=9,81*30(1,2-0,64)=164,8

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:

оптимизация процесса сжигания топлива;

очистка топлива от элементов, образующихся при сжигании загрязняющих веществ;

очистка дымовых газов от загрязняющих веществ;

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:

организация учёта потребляемой энергии;

внедрение нормирования потребляемой энергии;

внедрение передовых технологий и материалов для производства продукции;

оптимальная загрузка работающих машин и механизмов;

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.

Список используемых источников

«Котельные установки курсовое и дипломное проектирование» - Р. И. Эстеркин. Ленинград энергоатомиздат 1989.

«Промышленные парогенерирующие установки» - Р.И. Эстеркин. Ленинград Энергия 1980.

«Справочник по котельным установкам малой производительности» - К. Ф. Раддатис , А. Н. Полтарецкий.

«Теоретические основы теплотехники» - Ф. М. Костерев, В. И. Кушнырев. Москва, Энергия 1978.

«Основы проектирования котельных установок» - Ю. Л. Гусев. Москва 1973.