Поверочный тепловой расчёт теплогенерирующей установки

ПРЕДИСЛОВИЕ Цель данного пособия — показать студентам перспективы использования персональных компьютеров (ПК) для автоматизации трудоёмких инженерных расчётов, научить практически, выполнять поверочный тепловой расчёт теплогенерирующей установки на базе предлагаемой математической модели. Пособие предназначено для оказания методической помощи пользователю-специалисту, а именно будущему инженеру по специальности «Теплогазоснабжение и вентиляция» в выполнении теплового расчета котельного агрегата с использованием ПК в процессе изучения дисциплин: «Теплогенерирующие установки», «Повышение эффективности теплогенерирующих установок», «Очистка и утилизация выбросов теплогенерирующих установок», курсового и дипломного проектирования.

Пособие состоит из трёх глав.

В главе I «Применение ПК в расчётах теплогенерирующих установок» приведена структурная схема взаимодействия студента и ПК при поверочном тепловом расчёте теплогенерирующей установки, описана методика применения ПК. Раскрыты основные этапы решения технической задачи с использованием ПК: постановка задачи и построение математической модели, алгоритмизация, запись алгоритма на языке программирования, анализ полученных результатов.

В главе II «Структура теплового расчёта теплогенерирующих установок» рассматривается влияние исходных данных на выбор оптимальных характеристик котлоагрегатов, технические характеристики современных и перспективных теплогенераторов, особое внимание уделяется раскрытию и анализу методов снижения и подавления вредных выбросов теплогенерирующих установок в окружающую среду и связанной с этим — их экологической безопасности, а также методам повышения эффективности их работы. Приводятся принципиальные схемы основных котлоагрегатов, таблицы и графики зависимости от различных факторов.

В главе III «Методика теплового расчёта теплогенерирующей установки, математические модели и блок-схемы алгоритмов» приводятся общие указания к выполнению теплового расчёта котлоагрегата и его последовательность, а также таблицы, рисунки и графики необходимые для его расчёта. Подробно рассмотрены методики расчёта: теоретического объёма воздуха и продуктов сгорания, теплового баланса поверхностей нагрева, невязки теплового баланса. Даны блок-схемы алгоритмов расчёта каждого этапа в отдельности и блок-схема алгоритма расчёта теплогенерирующей установки в целом. Методика теплового расчёта топки учитывает экологические требования к составу дымовых газов. Расчёт котлоагрегата в целом основан на учёте технико-экономических показателей установки.

Глава I. ПРИМЕНЕНИЕ ПК В РАСЧЁТАХ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИХ УСТАНОВОК Структурная схема взаимодействия студента и ПК при расчёте котельного агрегата в соответствии с методикой, описанной в гл. III, представлена на рис.I.1. Из схемы следует, что расчёт разбит на 7 отдельных блоков. Такой подход позволяет вести поверочный расчет, как всего котельного агрегата, так и независимый расчёт его отдельных поверхностей нагрева.

После получения студентом задания на расчёт котельного агрегата расчёт каждого блока осуществляется в три этапа: подготовка и ввод данных, расчёт на ПК, анализ полученных результатов. Пользователь при таком подходе играет активную, а не пассивно-созерцательную роль, так как ему полностью отданы инициативы: переход к следующему блоку расчёта или его прекращение; повторный расчёт блока на ПК с той же, или изменённой исходной информацией к данному блоку; возврат, в случае необходимости, на один из предыдущих блоков расчёта. При расчёте котельного агрегата в целом результаты расчёта отдельного блока являются частью исходных данных для расчета, следующего блока. Пользователь в процессе работы с программами, реализующими алгоритмы, может совершать несколько вариантов расчета отдельного блока или агрегата в целом и выбрать из них лучший оптимальный вариант.

В соответствии со схемой на рис.I.1 поверочный расчёт котельного агрегата осуществляется в следующем порядке:

Блок 1.

— студент получает задание на расчёт котельного агрегата;

— осуществляется подготовка исходных данных для программы расчёта характеристик продуктов сгорания и теплового баланса котельного агрегата;

— загружается и запускается на исполнение программа расчёта характеристик продуктов сгорания и теплового баланса котельного агрегата, вводятся в режиме диалога необходимые исходные данные к программе;

— результаты расчёта теплового баланса анализируются студентом, и принимается одно из возможных решений:

1) повторить расчёт с теми же исходными данными;

2) изменить исходные данные и повторить расчёт с новыми исходными данными;

3) перейти к расчёту теплообмена в топке.

Блок 2.

— осуществляется подготовка исходных данных для расчёта теплообмена в топке;

— загружается и запускается программа расчёта теплообмена в топке;

— анализируются результаты расчёта теплообмена в топке и принимается одно из возможных решений:

1) повторить расчёт с теми же исходными данными;

2) изменить исходные данные и повторить расчёт с новыми исходными данными;

3) вернуться на блок 1 и повторить расчёт характеристик продуктов сгорания и теплового баланса;

4) перейти к расчёту фестона (конвективного пучка).

Блок 3.

— осуществляется расчёт фестона в аналогичном порядке и в соответствии со схемой.

Блок 4.

— осуществляется расчёт перегревателя в аналогичном порядке и в соответствии со схемой.

Блок 5.

— осуществляется расчёт экономайзера в аналогичном порядке и в соответствии со схемой.

Блок 6.

— осуществляется расчёт воздухоподогревателя в аналогичном порядке и в соответствии со схемой.

Блок 7.

— осуществляется расчёт невязки котельного агрегата в аналогичном порядке и в соответствии со схемой, но на этапе анализа результатов решения возможно принятие дополнительного решения о повторе расчёта всего котельного агрегата, начиная с блока 1.

основной путь расчёта

— - возможное возвращение на предыдущие этапы расчёта Рис. I.1. Структурная схема взаимодействия студента и ПК при поверочном расчёте котельного агрегата.

Основной путь расчёта и возможные итерационные процессы в расчёте (возврат на предыдущие этапы) указаны на рис. I.1 соответствующими линиями: сплошная линия — основной расчёт, пунктирная линия — возможные итерации.

Перед непосредственным использованием программ, соответствующих предлагаемым алгоритмам, и их загрузкой в оперативную память ПК, необходимо детально ознакомиться с содержанием главы III, уяснить физический смысл задачи и методику последовательного расчёта теплогенерирующей установки. Алгоритмы расчёта строятся на базе математических моделей поверхностей нагрева, включающих соответствующие уравнения с ограничениями на переменные и дополнительными взаимосвязями. В блоксхемах алгоритмов даны обозначения переменных, принятых в математической модели при изложении методики расчёта и даны ссылки на соответствующие формулы.

Методология решения задачи на компьютере, в том числе и конкретной технической, такой как расчёт и проектирование котельного агрегата, предусматривает следующие этапы:

1. Постановка задачи.

2. Математическое описание задачи.

3. Алгоритмизация задачи.

4. Программирование.

5. Разработка тестовой задачи.

6. Перенос программы на машинный носитель.

7. Отладка программы.

8. Расчёт и анализ полученных результатов.

Постановка задачи.

На этом этапе необходимо участие специалиста, хорошо представляющего предметную область задачи, её физический смысл. Для каждой задачи формулируется её конечная цель, определяется объём и структура исходной информации, даётся словесное описание задачи, предлагается общий подход к её решению.

Математическое описание задачи.

Цель этого этапа — создание такой математической модели решаемой задачи, которая может быть реализована на ПК. Математические модели задач по тепловому расчёту котельного агрегата построены на основе уравнений: теплового баланса, материального баланса, теплопередачи, логических условий, дополнительных ограничений на переменные.

Алгоритмизация задачи.

На данном этапе разрабатывается алгоритм решения для каждой из задач на основании математических моделей.

Программирование На этом этапе алгоритм решения задачи представляется в виде программы на одном из языков программирования, позволяющей реализовать алгоритм на ПК, а значит и поставленную задачу.

Разработка тестовой задачи Этап выполняется совместно программистом и специалистом в конкретной предметной области. Тестовая задача — это совокупность таких исходных данных, имеющих конкретный физический смысл для решения задачи, на основании которых специалистом заранее определяются значения выходных данных, т. е. ожидаемые результаты работы программы. Наличие тестовой задачи позволяет убедиться в правильности составленной программы, выявить возможные ошибки на предыдущих этапах: неправильная постановка задачи, некорректное математическое описание, ошибки в алгоритме программы.

Перенос программы на машинный носитель.

Текст программы в виде файла записывается на магнитный диск или другой носитель.

Отладка программы.

Работы по отладке программы выполняются программистом. Программа загружается в оперативную память компьютера и запускается на выполнение с исходными данными, представляющими собой тестовую задачу. Результаты решения сравниваются с ожидаемым решением тестовой задачи. В случае их совпадения делается вывод об окончании процесса отладки и пригодности программы к дальнейшей эксплуатации с конкретными исходными данными. В противном случае локализуется ошибка, допущенная на одном из этапов отладки и отладка, повторяется.

Расчёт и анализ полученных результатов.

На данном этапе осуществляется решение конкретной задачи пользователя с необходимым набором исходных данных. Подготовленные исходные данные после запуска программы вводятся, как правило, в режиме диалога, чаще всего с клавиатуры. Полученные результаты анализируются постановщиком задачи. На основании анализа вырабатываются соответствующие решения, рекомендации, делаются выводы.

В данном пособии в главе III реализованы 1, 2 и 3 этапы расчёта теплогенерирующей установки. При наличии готовых отлаженных программ пользователь должен в соответствии с методикой заранее подготовить конкретные исходные данные с учётом физического смысла решаемой задачи и ввести эти данные с клавиатуры в память ПК в ответ на запрос программы.

Сохранение промежуточных результатов расчёта обязательно для программы, так как связано с необходимостью их дальнейшего творческого анализа, возможностью повторного расчёта с новым набором исходных данных для выбора окончательного оптимального варианта, с необходимостью выбора для последующих программ части исходных данных из результатов работы предыдущих программ. Это весьма полезно для студентов в процессе проектирования теплогенерирующей установки, так как позволяет осмысленно использовать предлагаемую готовую программу и постоянно чувствовать причинноследственную связь между заданными исходными данными и полученными результатами по математической модели, заложенной в программе.

Глава II. СТРУКТУРА ТЕПЛОВОГО РАСЧЁТА ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИХ УСТАНОВОК Для выполнения поверочного теплового расчёта парогенератора необходимы следующие сведения и исходные данные:

1. Типоразмер (наименование серии) котельного агрегата.

2. Паропроизводительность агрегата D, т/ч, (кг/с).

3. Непрерывность продувки в процентах от паропроизводительности агрегата р, .

4. Давление пара у главной паровой задвижки Рп, МПа.

5. Температура перегретого пара tп. п, оС.

6. Температура питательной воды перед экономайзером tп. в, оС.

7. Вид топлива и его основные характеристики.

8. Способ сжигания топлива и тип топки.

9. Вид хвостовых поверхностей нагрева и их компоновка.

10. Температура уходящих газов ух. оС.

11. Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель tв, оС и на выходе из него.

Исходные данные пунктов 8−10 могут быть приняты студентом самостоятельно.

Поверочный тепловой расчет парогенератора является основным элементом курсового проекта дисциплины «теплогенерирующие установки» и составной частью дипломного проекта по расчёту и проектированию котельных установок.

Курсовой проект состоит из расчётно-пояснительной записки c тепловым расчётом агрегата и компоновочных чертежей парогенератора и некоторых его узлов. Объём пояснительной записки и графического материала устанавливается кафедрой.

При выполнении расчёта в пояснительной записки формулы сначала записываются в общем виде, затем подставляются числовые значения всех входящих в них величин, после чего приводится окончательный результат вычислений. Кроме того, результаты расчёта сводятся в специальные таблицы.

При выполнении расчёта на ПК сначала записывается методика, блок-схема алгоритма расчёта, после чего приводятся результаты вычислений. Необходимые для расчёта конструктивные характеристики агрегата и его элементов выбирают из чертежей и технических условий на заданный парогенератор, а также из заданных или принятых самостоятельно топочного устройства, экономайзера, воздухоподогревателя.

II-1. Краткие технические характеристики современных котельных агрегатов До сих пор наиболее распространённым и надёжным типом котельных агрегатов являются парогенераторы ДКВР, которые обеспечивают третью часть общей теплопроизводительности систем теплоснабжения страны. Парогенераторы ДКВР выпускаются с номинальной производительностью D =2,5; 4; 6,5; 10 т/ч для выработки насыщенного и перегретого пара (250 и 370 оС) с давлением Р =1,3 и 2,3 МПа. Парогенераторы предназначены для сжигания газа и мазута, а также различных видов твёрдого топлива. Они имеют общую конструктивную схему, характеризуемую двумя продольно расположенными барабанами, между которыми установлен развитой конвективный пучок, омываемый горизонтальным потоком газов. Между топкой и конвективным пучком имеется камера догорания, отделённая от конвективного пучка шамотной перегородкой. Чугунной перегородкой конвективный пучок делится на 2 газохода. Выход газа из котла и камеры догорания ассиметричен.

Топки ДКВР производительностью 2,5; 4 и 6,5 т/ч имеют только боковые экраны, выполненные из труб 512,5 мм с шагом 80 мм; топки парогенераторов ДКВР производительностью D=10 т/ч также фронтовой и задний экран, (из труб 512,5 мм с шагом 130 мм). Камеры догорания во всех парогенераторах ДКВР имеют задний экран, образованный трубами первого ряда конвективного пучка с шагом 110 мм, и два боковых экрана (по четыре трубы с каждой стороны с шагом 80 мм).

Конвективный пучок выполнен из труб 512,5 мм. Расположение труб пучка — коридорное: шаг труб по длине равен 100 мм, по ширине — равен 110 мм.

Перегреватели унифицированы и отличаются лишь числом параллельных змеевиков 323 мм. Располагаются перегреватели в первом газоходе конвективного пучка против окна для выхода газов из камеры догорания.

Питательная труба и труба для непрерывной продувки размещены в водном пространстве верхнего барабана, труба для периодической продувки размещена в нижнем барабане. Основные технические и конструктивные характеристики парогенераторов ДКВР приведены в таблице II-1.

Таблица II-1.

Технические и основные конструктивные характеристики парогенераторов ДКВР

В последние годы на смену котлам ДКВР созданы новые котлы серии Е для работы на газе и мазуте ДЕ и твёрдом топливе КЕ производительностью 4; 6,5; 10; 16; 25 т/ч для сжигания газа и мазута и 2,5; 4; 6,5; 10; 16; 25 т/ч со слоевыми топочными устройствами для сжигания твёрдого топлива. Котлы КЕ-2,5−14С оборудуют полумеханическим забрасывателем и ручными поворотными колосниками.

В качестве топочного устройства для сжигания отечественных каменных и бурых углей в котлах КЕ паропроизводительностью 4; 6,5; 10 т/ч применяются топки типа ТЛЗМ с пневмомеханическими забрасывателями и моноблочной ленточной цепной решёткой обратного хода. Цепные решётки топок ТЛЗМ поставляются заказчику в блочном исполнении, что существенно повышает их эксплуатационную надёжность. Рама решётки служит опорой коллекторов боковых экранов котлов. Котлы КЕ-25 оборудуют механическими топками ТЧЗ с чешуйчатой цепной решёткой обратного хода с пневмомеханическими забрасывателями. За котельными агрегатами в случае сжигания каменных и бурых углей с приведённой влажностью W=2 устанавливают водяные экономайзеры, а при сжигании с приведённой влажностью W>2- трубчатые воздухоподогреватели (здесь W в на 1 МДж сжигаемого килограмма топлива).

При разработке новых конструкций котлов серии Е (КЕ и ДЕ) было обращено внимание на увеличение степени их заводской готовности в условиях крупносерийного производства, снижение металлоёмкости конструкции, снижение присосов воздуха в конвективную часть котла. Котлы типа КЕ поставляют потребителям блоками в собранном виде, с обвязочным каркасом, без обмуровки и обшивки. Основными элементами котлов типа Е и КЕ являются: верхний и нижний барабаны с внутренним диаметром 1000 мм, левый и правый боковые экраны и конвективный пучок, выполненные из труб диаметром 512,5 мм. Топочная камера образована боковыми экранами, фронтальной и задней стенками, выполненными из огнеупорного кирпича. Ширина топочной камеры котлов паропроизводительностью 2,5; 4; 6,5 т/ч по осям экранных труб составляет 2270 мм, а ширина топочной камеры котла производительностью 10 т/ч- 2874 мм.

Топочная камера котлов паропроизводительностью от 2,5 до 10 т/ч разделена кирпичной стенкой на собственную топку глубиной 1605−2105 мм и камеру догорания 360−745 мм, что позволяет повысить КПД котла за счёт снижения потерь с химической неполнотой сгорания топлива. Вход газов из топки в камеру догорания и выход из котлаассиметричные. Под камеры догорания наклонён таким образом, что бы основная масса падающих в камеру кусков топлива скатывалась на колосниковую решётку. Трубы конвективного пучка, развальцованные в верхнем и нижнем барабанах, установлены с шагом вдоль барабана 90 мм и поперечным шагом 110 мм (за исключением среднего 120 мм, и боковых пазух, ширина которых 195−387 мм). Шамотная перегородка, отделяющая камеру догорания от пучка и чугунная перегородка, образующая два газохода, в пучках создают горизонтальный разворот газов при поперечном омывании труб. Особенностью конструкции котлов КЕ является наличие плотных боковых экранов в области топочной камеры и ограждающих стен в конвективном пучке с шагом 55 мм при трубах диаметром 5121 мм. Боковые экраны и крайние боковые ряды труб конвективного пучка объединены общими коллекторами по всей длине котла.

В котлах применена схема одноступенчатого испарения. Питательная вода экономайзера подаётся в верхний барабан под уровень воды по перфорированной трубе. В нижний барабан вода сливается по задним обогреваемым трубам кипятильного пучка. Передняя часть пучка (от фронта до котла) является подъемной. Из нижнего барабана вода по перепускным трубам поступает в камеры левого и правого экранов. Питание экранов осуществляется также из верхнего барабана по опускным не обогреваемым трубам (159), расположенным по фронту котла. Пароводяная смесь из экранов поступает в верхний барабан под уровень воды. В результате происходит барботаж пара через слой воды. Отсепарированный в свободном объёме пар проходит через перфорированный, лист установленный на расстоянии 90 мм от верхней образующей барабана, и направляется в паропровод. Применение плотных экранов позволяет заменить тяжёлую обмуровку на боковых стенах котлов натрубной состоящей из слоя шамотобетона толщиной 25 мм по сетке и нескольких слоёв изоляционных плит общей толщиной около 100 мм.

Котлы КЕ на твёрдом топливе паропроизводительностью от 2,5 до 10 т/ч оборудованы стационарным обдувочным аппаратом с расположенной по оси котла вращающейся трубой, имеющей ряд сопл. Для обдувки поверхностей нагрева от наружных отложений применяется насыщенный или перегретый пар при давлении перед соплами не менее 0,7 и не более 1,7 МПа. Котлы серии КЕ на твёрдом топливе надёжно работают на пониженном по сравнению с номинальным давлением, при этом КПД котлоагрегата не уменьшается. В котельных, предназначенных для производства насыщенного пара без предъявления жёстких требований к его качеству, паропроизводительность котлов типа КЕ при понижении (до 0,2 МПа) давления может быть принята такая же, как и при давлении 1,4 МПа. Основные технические и конструктивные характеристики парогенераторов КЕ приведены в таблице II-2.

Таблица II-2.

Технические и основные конструктивные характеристики парогенераторов КЕ

Газомазутные вертикально-водотрубные паровые котлы Е (ДЕ) паропроизводительностью 4; 16,5; 10; и 25 т/ч предназначены для выработки насыщенного или слабоперегретого пара давлением 1,4 МПа. Топочная камера котлов размещена сбоку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Ширина топочной камеры по осям боковых экранов труб одинакова для всех котлов- 1790 мм, глубина топочной камеры изменяется в зависимости от номинальной паропроизводительности котла.

Основными элементами этих котлов являются: боковой и задний экраны, образующие топочную камеру. Трубы перегородки и правого бокового экрана, образующие также под и потолок топочной камеры вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана приварены к верхнему и нижнему коллекторам диаметром 1596 мм. Трубы фронтального экрана котлов паропроизводительностью 4; 6,5; 10; т/ч приварены к коллекторам диаметром 1596 мм, а на котлах паропроизводительностью 16 и 25 т/ч они развальцованы в верхнем и нижнем барабанах. Шаг трубы вдоль барабана- 90 мм, поперечный- 110 мм (за исключением среднего, равного 120 мм). Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективных пучках котлов паропроизводительностью 4; 6,5 и 10 т/ч установлены продольные ступенчатые перегородки.

Плотное экранирование боковых стен (относительный шаг труб=1,03), потолка и пода поточной камеры позволяет на котлах применять легкую изоляцию в 2−3 слоя изоляционных плит толщиной 110 мм, укладываемую на слой шамотобетона по сетке толщиной 15−20 мм. Обмуровка фронтальной и задней стен выполнена по типу облегченной обмуровки котлов ДКВР (шамотный кирпич толщиной 65 мм и изоляционных плит общей толщиной 110 мм для котлов 4; 6,5 и 10т/ч). для котлов 16 и25 т/ч обмуровка фронтальной стены выполнена из шамотного кирпича толщиной 125 мм и несколько слоев изоляционных плит толщиной 175 мм, общая толщина обмуровки фронтальной стены 300 мм. Обмуровка задней стены состоит из слоя шамотного кирпича толщиной 65 мм и нескольких слоев изоляционных плит толщиной 200 мм; общая толщина обмуровки составляет 265 мм. Для уменьшения присосов в газовый тракт снаружи изоляцию покрывает металлической листовой обшивкой толщиной 2 мм, приваренной к обвязочному каркасу, в качестве хвостовых поверхностей используется чугунные экономайзеры из труб ВТИ.

Котлы серии ДЕ имеют высокую степень заводской готовности, что повышает эффективность их монтажа.

Основные технические и конструктивные характеристики парогенераторов ДЕ и Е приведены, в табл. II-3 и табл. II-4.

Таблица II-3.

Двухбарабанные газомазутные котлоагрегаты серии ДЕ-4−14ГМ и ДЕ-25−14ГМ.

Таблица II-4.

Технические и основные конструктивные характеристики парогенераторов Е-25−14ГМ; Е-25−24ГМ.

Рис.II-1. Котёл ДКВР для сжигания твёрдого топлива в слоевой топке.

1 и 6 — верхний и нижний барабаны; 2 — трубы подвода питательной воды; 3 — вентиль для отвода пара на обдувку и другие собственные нужды; 4 — кипятильные трубы; 5 — обдувочное устройство; 7 — продувочное устройство (непрерывная продувка) 8 — колосниковая решётка; 9 — пневмомеханический забрасыватель; 10 — короб для подвода воздуха к забрасывателю; 11 — бункер топлива; 12 — боковой экран.

Рис.II-2. Общий вид газомазутного котла ДЕ-25−14ГМ

II-2. Охрана воздушного бассейна от вредных выбросов Источники и виды загрязнений атмосферного воздуха.

Во всем мире при сжигании органического топлива трубы промышленных предприятий выбрасывают огромное количество продуктов сгорания (дымовых газов). За каждые 12−14 лет происходит удвоение объема выбрасываемых токсических веществ. В продуктах сгорания, выбрасываемых в атмосферу, содержатся вредные компоненты, основными из которых являются: 1) твердые частицы при сжигании твердого и жидкого топлива; 2) газообразные окислы серы SO2 и SO3; 3) окислы азота NOx; 4) оксид углерода CO; 5) диоксид углерода CO2; 6) углероды; 7) бенз (а)пирен. Обычно зола топлива не содержит токсических веществ. Однако в золе донецких антрацитов содержится незначительное количество мышьяка, в золе экибастузских углейдиоксид кремния, в золе канско-ачинского угля и прибалтийских сланцевсвободный оксид кальция.

Одним из основных видов топлива, сжигаемого в котельных установках, является уголь. В нём содержатся различные минеральные негорючие примеси, которые, балластируя уголь, уменьшают его теплоту сгорания и обусловливают высокую концентрацию летучей золы в продуктах сгорания. Так, например, при работе котельной с тремя котлами ДКВР-20−13 на низкосортном подмосковном угле марки В с зольностью 37 сжигается 1,65 к/с угля и при этом образуется свыше 2 т/ч золы. Если только 15 золы будет выбрасываться в атмосферу, а остальные 85 — оседать в газоходах котла и улавливаться золоуловителями, то количества выбрасываемой золы будет достаточно, чтобы в течение 300 суток работы покрыть слоем золы в 1,5 мм толщиной площадь вокруг котельной в радиусе 3 км. Всего будет выброшено в атмосферу за это время около 2400 т. золы.

В последние годы в связи с высоким ростом энергетики меняется топливный баланс стран мира и всё больше используются низкосортные угли, имеющие повышенное содержание серы и сернистые мазуты, что приводит к резкому увеличению выбрасываемых в атмосферу окислов серы. Простейший расчёт показывает, что при среднем содержании серы в топливе всего 0,5 и сжигании 10 млн. т. условного топлива в мире в реакцию горения вступит 50 млн. т. серы и в атмосферу земли будет выброшено около 100 млн. т. SО2 или 125 млн. т. SО3.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосфере.

Наиболее опасными, по степени воздействия на организм человека, из выбрасываемых в значительных количествах с продуктами сгорания вредных веществ, являются: 1) оксид углерода CO; 2) оксид серы SO2 и SO3; 3) оксиды азота NOx.

В продуктах горения любых топлив, содержащих углеродистые соединения, в случае недостатка воздуха для полного сгорания и нарушения условий правильного сжигания появляется оксид углерода. Оксид углерода — чрезвычайно сильный отравляющий газ. Поэтому продукты сгорания газового топлива как твердого, так и жидкого могут быть токсичными и весьма опасными. При вдыхании воздуха содержанием 0,04% оксида углерода в крови человека в соединение с ним вступает до 30% гемоглобина крови, а при содержании 0,1% СО в соединение с ним вступает до 50% гемоглобина, что очень вредно сказывается на здоровье человека. При содержании в воздухе СО до 0,4 — 0,5% вдыхание воздуха опасно для жизни в течении нескольких минут. Опасность усугубляется тем, что оксид углерода не обладает ни запахом, ни цветом.

В результате медико-биологических исследований установлено, что при кратковременном воздействии на человека диоксида серы с концентрацией 130 -650 мг/м3 наступает сильное раздражение голосовых связок и последующее удушье. При концентрациях, превышающих 26 мг/м3, наблюдается раздражение глаз и дыхательных путей. Меньшая концентрация SO2 для людей, по-видимому, безвредна. Это подтверждается состоянием здоровья людей, работающих на производстве, где концентрация SO2 составляет 6,5 мг/нм3. Характерно, что диоксид серы наиболее опасен в тех случаях, когда он действует совместно с другими соединениями. Роль последних сводится к тому, что они способствуют более глубокому проникновению SO2 в дыхательные органы человека. Особенно чувствительны к диоксиду серы растения. Даже при концентрации SO2 равной 1,3−2,6 мг/нм3, в них нарушаются процессы фотосинтеза. При длительном воздействии SO2 растения гибнут. В сочетании с большой запыленностью и влажностью воздуха вредное воздействие диоксида серы резко возрастает. В этих случаях опасность для здоровья людей появляется даже при обычно безвредных концентрациях диоксида серы. Только концентрация 0,584 мг/нм3 безопасна для человека, животного и растительного мира, поэтому в России принята предельно допустимая норма 0,5 мг/нм3.

При сжигании углеводородных топлив при температуре свыше 1500 0С образуется весьма вредные для человека окислы азота. Степень действия некоторых газов характеризуется данными табл. II-5. Эти нормы, разработаны на основании большого числа медико-биологических исследований, должны обеспечить нормальную жизнедеятельность человека в течение всей его жизни, а среда при соблюдении этих норм должна быть безвредной для окружающего нас животного и растительного мира.

У нас в стране приняты три вида норм, которые носят название предельно допустимые концентрации (ПДК): ПДКрз — в рабочей зоне; ПДКмрмаксимально разовые; ПДКсс-среднесуточные; ПДКрзкасаются рабочей зоны помещений-цехов предприятий, производящих, перерабатывающих или имеющих по технологии необходимость использовать вредные химические соединения. ПДКмркасаются возможного повышения кратковременного выброса вредных веществ (в котельной установке — это обычно период пуска или резкого изменения нагрузки). ПДКссявляются основными; их назначение — не допустить неблагоприятного влияния в результате длительного воздействия. В табл. II-6 приведены значения ПДК типичных для котельных и тепловых электростанций вредных веществ.

Расчеты ведут по каждому вредному веществу в отдельности, при этом необходимо, чтобы концентрация каждого из них не превышала приведенных в таблице II-6 значений. Минздравом введено дополнительное требование о необходимости суммирования окислов азота и серы, а также других элементов;

; (II-1)

Это связано с тем, что иногда во вдыхаемом воздухе различных химических соединений в концентрациях каждого в отдельности в допустимых пределах, но в сумме вредно воздействует на организм человека, и растительный мир.

Таблица II-5.

Характер действия вредных газов на человека.

Таблица II-6.

Предельно допустимые концентрации вредных выбросов котельных

На стадии проектирования нового предприятия рассчитывают количество вредных выбросов с учетом уже существующего фона загрязнений. Суммарная концентрация вредных примесей после строительства и пуска в эксплуатацию предприятия не должна превышать допустимую. Другими словами, при наличии фона загрязнений расчет едут следующим образом:

См + Сф? ПДК (II-2)

где Сф — фоновая концентрация, существующая в данном районе;

См — концентрация выбросов в атмосферу.

Аналогичные нормы в настоящее время введены во многих странах мира. Для сравнения в таблице II-7 приведены нормы загрязнения.

Таблица II-7.

Предельно допустимые нормы загрязнения атмосферного воздуха в различных странах.

На количество выбрасываемых окислов серы решающее влияние оказывают содержание серы в топливе и режим его сжигания. Образование окислов азота происходит двумя путями: окислением азотосодержащих компонентов топлива и связыванием атмосферного азота с кислородом. Первый путь зависит, главным образом, от содержания азота в топливе, второй — связан с температурным режимом в топке и концентрацией кислорода. Количество оксида углерода зависит от качества организации процесса сжигания топлива. Количество выбросов золы связано со степенью совершенства золоулавливающих установок.

Методы снижения и подавления газообразных выбросов.

Суммарный выброс окислов серы (SO2+SO3) определяется содержанием серы в топливе, поступившем в топку, и практически не может быть изменен применением различных способов и режимов его сжигания. Учитывая, что с каждым годом среднее содержание серы в топливе растет (что связано с переходом на сжигание низкосортных топлив), возрастает и количество выбрасываемых в атмосферу сернистых соединений.

Принципиально можно рассматривать три направления в снижении выбросов серы: 1) удаление серы из топлива до его сжигания; 2) новые методы и режимы сжигания; 3) очистка от соединений серы продуктов сгорания. Рассмотрим кратко каждое из этих направлений. На нефтеперерабатывающих заводах серу удаляют гидроочисткой. При этом резко возрастают капитальные затраты. Простейшим обогащением подмосковного бурого угля — дроблением удаётся удалить 25−30% серы. Для отделения от угля колчеданной и органической серы может быть применено гидротермическое обессеривание углей, заключающееся в обработке измельченного топлива в автоклавах при давлении 1,75 МПа и температуре 3000С с щелочными растворами, содержащими гидраты окисей натрия и кальция. При этом получается уголь с весьма малым содержанием серы, который отделяется от жидкости центрифугированием и затем сушится.

Сернистость сжигаемого топлива снижают, подвергая его воздействию высоких температур с использованием окислителей (газификация) или без них (пиролиз). Процесс газификации протекает в условиях высоких температур (900−13 000С) при ограниченном доступе кислорода. При комплексном энерготехнологическом использовании топлива возникает задача получения из топлива химического сырья и чисто энергетического топлива, для термического разложения мазута можно использовать высоко температурный пиролиз (t=700−11 000С без доступа окислителя) с последующей газификацией твердого продукта (нефтяного кокса). Сжигание топлива в кипящем слое размолотого известняка при температуре 9000С позволяет за счет реакций:

СаСО3=СаО+СО2

СаО +SO2+0,5О2=СаSO4

обеспечить очистку продуктов сгорания серы до 90%.

Наиболее распространенным является сжиганием мазута с низким коэффициентом избытка воздуха (d=0,01). Так, при снижении коэффициента избытка воздуха в топке с d= 1,05 до d= 1,01 снижается выход оксида серы на 30%. Все известные способы улавливания SO2 из продуктов сгорания (дымовых газов) можно разделить на два класса: сухие и мокрые. Сухой способ получил широкое распространение у нас и за рубежом. В этом случае продукты сгорания контактируют с магнезитом, а не с активированным углем или окислами марганца. При этом протекают следующие реакции:

при использовании извести СаОН2+ SO2=Са SO3+Н2О, при использовании известняка СаСО3+ SO2= Са SO3+СО2.

В результате этих реакций получается сульфит кальция, частично окисляющийся в сульфате. В большинстве случаев продукты нейтрализации не используются и направляются в отвал.

При мокром способе предварительно готовят суспензию известняка (т.е. смешивают его с водой). Продукты сгорания, проходя через мокрый скруббер (очиститель), контактируют с известняком. Химические реакции аналогичны приведённым выше. Расчеты показывают, что очистка от SO2 по любому из известных способов увеличивает себестоимость энергии на 15−30%, а единицу установленной мощности на 40−50%. Расход известняка составляет 6−0,116 кг на 1кг/с паропроизводительности котла. Заметим, что несмотря на большой накопленный опыт по очистке уходящих газов от SO2, все известные методы являются сложными, дорогими и нуждаются в дальнейшем совершенствовании.

Выбор метода и конструкции сероулавливающей установки следует проводить на основании технико-экономического расчета. Серьёзное внимание окислам азота как токсичным составляющим продуктов сгорания было уделено лишь в 60-х годах. Механизм образования окислов азота слабо зависит от вида состава топлива, но находится в большой зависимости от конструкции топки, способа сжигания, уровня температур, избытка воздуха и других параметров работы агрегата. И. Я. Сигал предложил эмпирическую формулу для расчёта концентрации окислов азота в топке, г/м3. /12/

СNO2=0,16D90.8qv0.5dT, (11−3)

где D9 — эквивалентный диаметр топки, м;

qv — тепловое напряжение топочного объёма, МВт/м3;

dT — коэффициент избытка воздуха.

Средняя концентрация NO2 в уходящих газах, образовавшихся при сжигании АШ-0,5 г/м3, природного газа — 0,4 г/м3. Анализ продуктов сгорания показал, что существующие окислы азота состоят в основном на 95 -99% из NO2. При сжигании в промышленно — отопительных котельных различных типов обычное содержание 4- 9,2 кг NO2/ГДж, кроме угля АШ, где это величина составляет 3,63 кг NO2/ГДж. В 1966 г. было сформулировано требование учёта совместного действия SO2 и NOx т. е. CSO2+CNO2?0,5 мг/м3, причем ПДК были снижены для SO2 до 0,5 мг/м3, а для NO2 до 0,085 мг/м3. На основании многочисленных опытов установлено содержание NO2 в выбросах промышленных котлов и печей для различного вида применяемого топлива: для углей -6,3 кг/ГДж (9г/кг у.т.), 0,93 г/м3продуктов сгорания; для мазута-5,0 кг/ГДж (12 г/кг у. т), 0,82 г/м3 продуктов сгорания; для природного газа-2,7 кг/ГДж (5,5г/кг у.т.), 0,42 г/м3 продуктов сгорания.

Основные пути снижения окислов азота в выбросах, применяемые в настоящее время: рециркуляция продуктов сгорания; двухстадийное сжигание топлива; применение специальных горелочных устройств; снижение коэффициента избытка воздуха; снижение подогрева воздуха; уменьшение нагрузки агрегата; химическое воздействие на факел присадками.

Рассмотрим кратко каждый из них. Для организации рециркуляции продукты сгорания обычно после водяного экономайзера при температуре 300−4000С отбирают специальным рециркуляционным дымососом и подают в топочную камеру. Двухстадийное сжигание топлива: по этому методу в первичную зону горения подаётся количество воздуха меньшее, чем это теоретически необходимо для сжигания топлива (dT=0,8−0,95). В этой зоне происходит неполное сгорание топлива с частичной его газификацией при пониженной температуре и, следовательно, сниженном содержании окислов азота. Во вторичную зону подается чистый воздух или обедненная топливом смесь для дожигания продуктов неполного сжигания. Горение идет при более низкой температуре. Этот способ позволяет уменьшить количество окислов азота на 25−35%.

Применение специальных горелочных устройств для системы двухстадийного горения при получении растянутого по длине топочной камеры факела позволяет существенно снизить выбросы окислов азота на 30−40%. Снижением коэффициента избытка воздуха уменьшают концентрацию окислов азота на 50−70% при уменьшении dT с 1,2 до 1,02. Снижением подогрева воздуха, подаваемого для горения на 1000С, уменьшают выброс окислов азота на 15%. При снижении нагрузки агрегата понижается уровень температуры в топке и уменьшается концентрация NOx. На величину выбросов окислов азота также сильно влияет единичная производительность котлоагрегатов. Что касается химического воздействия на факел присадками, то этот способ недостаточно разработан и не имеет широкого применения.

II-3. Повышение эффективности котельных агрегатов За последние годы в результате комплекса технических, экономических и организационных мероприятий, направленных на сокращение потерь топлива в процессе использования его в теплогенерирующих установках, достигнут высокий технический уровень эксплуатации. Теплостанции, построенные за этот период по унифицированным типовым проектам, резко отличаются от теплостанций старой постройки. При хорошем качестве монтажа и квалифицированной эксплуатации современных теплостанций может быть достигнут достаточно высокий уровень использования топлива. Наряду с этим в теплостанциях имеются резервы экономии топлива за счет устранения потерь по следующим причинам: при хранении топлива на складе; из-за отсутствия систематического контроля за соблюдением норм расхода топлива и анализа его потерь; вследствие неудовлетворительной постановки учета выработки теплоты и расхода топлива; применение топлива, не соответствующего по фракционному составу, зольности, влажности, составу золы, конструктивным особенностям топочных устройств; потерь теплоты на собственные нужды; из-за неисправности или отсутствия измерительных приборов и теплотехнического контроля и устройств автоматики; вследствие неудовлетворительного ведения топочного процесса и потерь в связи с этим от механической и химической неполноты сгорания, а также вследствие зашлаковывания топки; ввиду больших присосов воздуха по газовому тракту теплогенерирующей установки, что приводит к большим потерям тепла с уходящими газами; наружного загрязнения поверхностей нагрева, связанного с несоблюдением установленного режима очистки или некачественной её наладки; внутренних отложений на поверхностях нагрева, связанных с нарушением водно-химического режима; неудовлетворительного состояния изоляции элементов котлоагрегата, газоходов и трубопроводов; неиспользование теплоты непрерывной продувки; несоблюдение оптимальных режимов работы источников теплоснабжения; нерационального режима теплоснабжения потребителей (перетоп) отапливаемых зданий; отсутствие регулирования расхода теплоты в рабочие дни и часы и т. д.; больших потерь конденсата; относительно невысокой квалификации обслуживающего персонала; недостаточной воспитательной работой с персоналом и неэффективного стимулирования персонала за экономию топлива.

Если в результате реконструкции или улучшения режима эксплуатации удаётся повысить КПД теплогенерирующей установки, то годовую экономию (т/год) рассчитывают по формуле:

(II-4).

где Q — установленная теплопроизводительность котельной;

уст — число часов использования установленной мощности;

Qнр — низшая теплота сгорания топлива;

1 и 2 — КПД установки до и после проведения мероприятий по его повышению в долях от единицы;

3600 — переводной коэффициент.

Наряду с устранением потерь, не менее важным в перспективе развития экономических источников теплоты систем теплоснабжения является решение следующих задач: 1) повышение централизации и концентрации производства пара и теплоты за счёт строительства крупных современных теплостанций и ликвидации при этом мелких устаревших; 2) ускорение разработки и внедрения в производство нового, более экономичного оборудования; 3) поставка паровых и водогрейных источников теплоснабжения в укрупнённых блоках, что значительно снизит стоимость монтажа и повысит КПД агрегата за счёт снижения присосов воздуха; 4) повышение качества топлива, предназначенного для сжигания в слоевых топках; 5) максимальное использование вторичных ресурсов теплоты, имеющихся на предприятии, для нужд теплоснабжения, а также ресурсов самой теплостанции; 6) разработка и внедрение экономических режимов отопления производственных и общественных зданий, предусматривающих снижение внутренней температуры помещений на 6−8С в выходные дни и, где допустимо — в ночные часы, с последующим восстановлением расчётной температуры до норм; 7) улучшение теплозащиты вновь строящихся жилых зданий с экономически оптимальными термическими сопротивлениями наружных ограждений; 8) расширение обмена опытом на теплостанциях путём проведения общественных смотров, организации соревнования за экономию топлива, улучшения информации персонала.

Мероприятия по снижению потерь твёрдого и жидкого топлива при хранении и на собственные нужды.

Для рационального проектирования сооружений и надёжной эксплуатации с минимальными потерями необходимо знать основные физические свойства твёрдого топлива, подлежащего хранению: влажность, склонность к самовозгоранию, смерзаемость, сыпучесть и т. д.

Для снижения потерь твёрдого топлива при хранении необходимо проводить следующие мероприятия: 1) исходя из местных условий, на основании технико-экономических расчётов, по возможности строить склад закрытого типа; 2) выбрать форму и размеры штабеля с наименьшей наружной поверхностью на единицу объёма, что обычно достигается устройством крупных штабелей; 3) производить послойное уплотнение штабелей для борьбы с самонагреванием; 4) обеспечивать организованный сток воды для предотвращения скопления атмосферных вод; 5) выполнять подштабельное хранение в соответствии с нормами и требованиями; 6) разные марки топлива хранить в раздельных штабелях; 7) перед загрузкой прибывшей партии свежего топлива очищать склад от старого топлива и посторонних предметов; 8) сокращать время между выгрузкой угля и завершением уплотнения штабеля; 9) постоянно вести контроль за температурой угля в штабеле.

Для достижения хороших экономических показателей целесообразно: 1) выбирать рациональный способ разогрева топлива в железнодорожных цистернах для быстрого и полного его слива в хранилище; 2) отказаться от хранения мазута в открытых ёмкостях, которые способствуют дополнительному обводнению атмосферными осадками и увеличению потерь, связанных с испарениями; 3) отказаться от использования открытых лотков для слива топлива; 4) обеспечивать на всех режимах работы котельного агрегата необходимый подогрев мазута перед сжиганием, что обеспечивает его хорошее распыление форсунками и не приводит к повышению потерь теплоты от механической (q4) и химической (q3) неполноты сгорания; 5) следить за состоянием тепловой изоляции стальных наземных резервуаров парои мазутопроводов, что предотвратит потери тепла в окружающую среду. При неправильном хранении потери жидкого топлива значительно могут превышать нормированные (0,003 — 0,006 кг/м2 с поверхности испарения резервуарной ёмкости).