Введение

Теплоэнергетика является одной из основных составляющих энергетики и включает в себя процесс производства тепловой энергии, транспортировки, рассматривает основные условия производства энергии и побочные влияния отрасли на окружающую среду, организм человека и животных.

Процесс производства тепловой энергии осуществляется на тепловых электрических станциях (ТЭС) и тепловых электрических централях (ТЭЦ). Эти два вида предприятий на данный момент являются основными поставщиками тепловой, а также электрической энергии, поскольку эти виды энергоресурсов очень тесно связаны. В настоящее время широкое применение находит способ поместная система снабжения тепловой энергией, которая применяется как на крупных промышленных предприятиях, так и для отопления жилых площадей.

В соответствии с установившейся терминологией, теплоэнергетика включает в себя получение, переработку, преобразование, хранение и использование энергоресурсов и энергоносителей всех типов. Согласно определению, теплоэнергетика обладает развитыми внешними и внутренними связями и её развитие неотделимо от всех направлений жизнедеятельности человека, связанных с использованием энергии (в промышленности, сельском хозяйстве, строительстве, на транспорте и в быту).

Развитие теплоэнергетики характеризуется ускорением темпов роста, изменением всех количественных показателей и структуры топливно-энергетического баланса, глобальным охватом всех видов ресурсов органического топлива, вовлечением в сферу использованием ядерного горючего.

В общем случае различаются четыре основные стадии трансформации первичных тепловых ресурсов (от их природного состояния, находящегося в динамическом равновесии с окружающей средой, до конечного использования):

а)       извлечение, добыча или прямое использование первичных природных ресурсов тепловой энергии.

б)      переработка (облагораживание) первичных ресурсов до состояния, пригодного для преобразования или использования.

в)      преобразование связанной энергии переработанных ресурсов в тепловую энергию на тепловых станциях (ТЭС), централях (ТЭЦ), на котельных.

г)       использование энергии.

Несмотря на единство всех этих стадий, каждая из них основана на  различных физических, физико-химических и технологических процессах, различающихся по масштабам, времени функционирования и другим  признакам.

Развитие теплоэнергетики оказывает воздействие на различные компоненты природной среды: на атмосферу (потребление кислорода воздуха (О₂), выбросы газов, паров, твёрдых частиц), на гидросферу (потребление воды, переброска стоков, создание новых водохранилищ, сбросы загрязненных и нагретых вод, жидких отходов), на литосферу (потребление ископаемых топлив, изменение водного баланса, изменение ландшафта, выбросы на поверхности и в недра твёрдых, жидких и газообразных токсичных веществ). В настоящее время это воздействие приобретает глобальный характер, затрагивая все структурные компоненты нашей планеты.

Обеспеченность ресурсами является основой функционирования теплоэнергетики и всей энергетики в целом в конкретных условиях. До настоящего времени обычно рассматривалась в различных аспектах обеспеченность теплоэнергетики только первичными топливными ресурсами. Но влияние на энергетику оказывают и многие другие компоненты атмосферы, гидросферы, литосферы, которые тоже необходимо принимать во внимание.

Развитие теплоэнергетики, как общей системы использования природных ресурсов началось в начале текущего столетия. Долгое время основным источником тепловой энергии во всём мире были дрова, мускульная энергия людей и скота. Коренное изменение структуры теплопотребления произошло в 20 веке.

  Применение двигателей внутреннего сгорания в промышленной теплоэнергетике, в морском и автомобильном транспорте, в сельском хозяйстве, а затем и в авиации вызвали развитие добычи и переработки нефти. Для бытовых и промышленных целей стало использоваться газовое топливо, как более дешевое, удобное в эксплуатации и удешевляющее котельное оборудование. С середины текущего столетия прирост телоэнергопотребления происходит преимущественно за счёт этих двух видов ресурсов (1990 год: Нефть-0,03 млрд.т.ут.; Уголь- 0,73 млрд.т.ут.; 1975 год: Нефть-4,04, Природный газ-1,69, Уголь-2,63 млрд.т.ут.).

Важнейшим событием явилось открытие путей использования ядерной энергии. Наряду с органическим топливом, ядерное топливо относится к категории невозобновляемых энергетических ресурсов, в отличие от возобновляемых, к которым относятся: лучистая энергия Солнца, механическая энергия речных стоков, приливов, волн и ветров, тепловая энергия земных недр (геотермальная энергия) и тепловая энергия, основанная на температурном градиенте разных слоёв воды мирового океана.

Органическое топливо- 70-90% приходится на угли (извлекаемость 30-60%). Геологические ресурсы каменного угля- 7,5-14,0 трлн.т., (извлекаемость 1,0-2,4 трлн.т.).

Наиболее динамично изменяются представления о ресурсах нефти и природного газа извлекаемость 80-110 млрд.т. и 700-1100 млрд.т.- геологические ресурсы нефти, природного газа- 800 трлн.м³.

 Ядерное топливо: суммарные запасы урана, доступные извлечению из недр, оцениваются в 66,16 млн.т., ресурсы дейтерия сосредоточенные в атмосфере практически неисчерпаемы. Потенциальные ресурсы ядерного топлива по тепловому эквиваленту значительно превосходят суммарные ресурсы всех видов органического топлива.

    Возобновляемые ресурсы: энергия недр Земли, космического излучения и излучения Солнца, а также их производные в виде преобразованной или аккумулированной энергии. Из наиболее перспективных источников энергии этой группы могут быть названы: энергия Солнца, гидроэнергия (энергия стока рек - наиболее освоена и широко применяется), энергия ветра. 




1.   Прин­ци­пи­аль­ное уст­рой­ст­во кот­ла

Па­ро­вые кот­лы (ДЕ) пред­на­зна­че­ны для вы­ра­бот­ки на­сы­щен­но­го па­ра, ис­поль­зуе­мо­го для тех­но­ло­ги­че­ских нужд про­мыш­лен­ных пред­при­ятий, на те­п­ло­снаб­же­ние сис­тем ото­пле­ния, вен­ти­ля­ции и го­ря­че­го во­до­снаб­же­ния.

Кот­лы двух­ба­ра­бан­ные 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 то­поч­ный эк­ран, тру­бы эк­ра­ни­ро­ва­ния фрон­то­вой стен­ки топ­ки и зад­ний эк­ран. Во всех ти­по­раз­ме­рах кот­лов внут­рен­ний диа­метр верх­не­го и ниж­не­го ба­ра­ба­нов  1000мм. Дли­на ци­лин­д­ри­че­ской час­ти ба­ра­ба­нов уве­ли­чи­ва­ет­ся с по­вы­ше­ни­ем па­ро­про­из­во­ди­тель­но­сти кот­лов от 2250мм для кот­лов 4т/ч до 7500мм для кот­лов 25 т/ч. Меж­цен­тро­вое рас­стоя­ние ус­та­нов­ки ба­ра­ба­нов  2750мм. Ба­ра­ба­ны из­го­тав­ли­ва­ют­ся из ста­ли 16ГС ГОСТ 5520—79 и име­ют тол­щи­ну стен­ки 13 и 22мм для кот­лов с ра­бо­чим аб­со­лют­ным дав­ле­ни­ем, со­от­вет­ст­вен­но 1,4 и 2,4МПа.

Для дос­ту­па внутрь ба­ра­ба­нов в пе­ред­нем и зад­нем дни­щах ба­ра­ба­нов име­ют­ся ла­зы. Кон­век­тив­ный пу­чок об­ра­зо­ван ко­ри­дор­но рас­по­ло­жен­ны­ми вер­ти­каль­ны­ми тру­ба­ми  51×2,5 мм, при­сое­ди­няе­мы­ми к верх­не­му и ниж­не­му ба­ра­ба­нам.

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

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

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

По­пе­реч­ное се­че­ние то­поч­ной ка­ме­ры для всех кот­лов оди­на­ко­во. Сред­няя вы­со­та то­поч­ной ка­ме­ры со­став­ля­ет 2400мм, ши­ри­на - 1790мм. Глу­би­на то­поч­ной ка­ме­ры уве­ли­чи­ва­ет­ся с по­вы­ше­ни­ем па­ро­про­из­во­ди­те­льно­сти кот­лов от 1930мм для кот­ла 4т/ч до 6960мм для кот­ла 25 т/ч.

Тру­бы пра­во­го то­поч­но­го эк­ра­на ∅ 51×2,5 мм ус­та­нав­ли­ва­ют­ся с про­доль­ным ша­гом 5мм; на вво­де в ба­ра­ба­ны тру­бы раз­во­дят­ся в два ря­да от­вер­стий.

Эк­ра­ни­ро­ва­ние фрон­то­вой стен­ки вы­пол­ня­ет­ся из труб ∅ 51X2,5 мм.

Га­зо­плот­ная пе­ре­го­род­ка вы­пол­ня­ет­ся из труб ∅ 51×4 мм, ус­та­нов­лен­ных с ша­гом 55мм.

На вво­де в ба­ра­ба­ны тру­бы раз­во­дят­ся в два ря­да от­вер­стий. Вер­ти­каль­ная часть пе­ре­го­род­ки уп­лот­ня­ет­ся вва­рен­ны­ми ме­ж­ду тру­ба­ми ме­тал­ли­че­ски­ми про­став­ка­ми. Уча­ст­ки раз­вод­ки труб на вхо­де в ба­ра­ба­ны уп­лот­ня­ют­ся при­ва­рен­ны­ми к тру­бам ме­тал­ли­че­ски­ми пла­сти­на­ми и ша­мо­то­бе­то­ном.

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 кот­ла  ус­та­нав­ли­ва­ют­ся ох­ла­ж­дае­мые на­прав­ляю­щие ло­пат­ки из труб ∅ 51×2,5мм. Тру­бы ло­па­ток вво­дят­ся в верх­ний и ниж­ний ба­ра­ба­ны и при­сое­ди­ня­ют­ся к ним валь­цов­кой.

 Тру­бы зад­не­го эк­ра­на топ­ки ∅ 51×2,5мм, ус­та­нов­лен­ные с ша­гом 75 мм, при­ва­ри­ва­ют­ся к верх­не­му и ниж­не­му кол­лек­то­рам эк­ра­на ∅ 159×6 мм, ко­то­рые, в свою оче­редь, при­ва­ри­ва­ют­ся к верх­не­му и ниж­не­му ба­ра­ба­нам. Кон­цы кол­лек­то­ров зад­не­го эк­ра­на со сто­ро­ны, про­ти­во­по­лож­ной ба­ра­ба­нам, со­еди­ня­ют­ся не­обог­ре­вае­мой ре­цир­ку­ля­ци­он­ной тру­бой ∅ 76×3-5мм.

На кот­лах для за­щи­ты от те­п­ло­во­го из­лу­че­ния со сто­ро­ны топ­ки ре­цир­ку­ля­ци­он­ных труб и кол­лек­то­ров зад­не­го эк­ра­на в кон­це то­поч­ной ка­ме­ры ус­та­нав­ли­ва­ют­ся две тру­бы ∅ 51×2,5, при­сое­ди­няе­мые к ба­ра­ба­нам валь­цов­кой.

Кот­ел  вы­пол­не­н  с од­но­сту­пен­ча­той схе­мой ис­па­ре­ния.

Опу­ск­ным зве­ном цир­ку­ля­ци­он­ных кон­ту­ров кот­ла  яв­ля­ют­ся по­след­ние по хо­ду га­зов наи­ме­нее обог­ре­вае­мые ря­ды труб кон­век­тив­но­го пуч­ка.

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

В ниж­нем ба­ра­ба­не раз­ме­ща­ют­ся уст­рой­ст­во для па­ро­во­го по­дог­ре­ва 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 кот­ле  пре­ду­смот­ре­на не­пре­рыв­ная про­дув­ка из ниж­не­го ба­ра­ба­на и пе­рио­ди­че­ская из ниж­не­го кол­лек­то­ра зад­не­го эк­ра­на.

 Вы­ход ды­мо­вых га­зов из кот­ла  осу­ще­ст­в­ля­ет­ся че­рез ок­но, рас­по­ло­жен­ное на зад­ней стен­ки кот­ла.

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

Взрыв­ной кла­пан на кот­ле  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 ба­ра­ба­нов, труб­ной сис­те­мы, па­ро­пе­ре­гре­ва­те­ля (для кот­лов с пе­ре­гре­вом па­ра) и кар­ка­са.

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

Для изо­ля­ции пре­ду­смот­ре­ны ас­бе­сто­вы­ми-ку­ли­то­вые 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.

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

Опор­ная ра­ма вос­при­ни­ма­ет на­груз­ку от эле­мен­тов кот­ла, ра­бо­таю­щих под дав­ле­ни­ем, кот­ло­вой    во­ды,    а    так­же    об­вя­зоч­но­го    кар­ка­са, на­труб­ной 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 по­пе­реч­ные бал­ки с опор­ны­ми по­душ­ка­ми, а так­же опо­ры — две спра­ва от ба­ра­ба­на (со сто­ро­ны топ­ки) на по­пе­реч­ных бал­ках и сле­ва от ба­ра­ба­на на про­доль­ной бал­ке.

На фрон­те го­рел­ки пре­ду­смот­ре­на ус­та­нов­ка гля­дел­ки и за­паль­но-за­щит­но­го уст­рой­ст­ва ЗЗУ-4, ко­то­рое в ком­плект го­рел­ки не вхо­дит и по­став­ля­ет­ся по от­дель­ным за­ка­зам. На кот­ле  пре­ду­смат­ри­ва­ют­ся два во­до­ука­за­тель­ных при­бо­ра пря­мо­го дей­ст­вия, ко­то­рые при­сое­ди­ня­ют­ся к тру­бам, иду­щим из па­ро­во­го и во­дя­но­го объ­е­мов верх­не­го ба­ра­ба­на.






2   Расчёт процесса горения
Расчет процесса горения выполняем по формулам в соответствии с источником [2].


Из таблицы характеристик топлив[3] выбираем расчетные характеристики природного газа (газопровод Карабулак – Грозный):

=68,5%; =14,5%; =7,6%; =3,5%; =1,0%;              =3,5%; =1,4%;

Низшая теплота сгорания сухого газа =45850 кДж/м³;

Плотность газа при нормальных условиях =1,036 кг/м³.  

Определяем теоретический удельный  объем воздуха , м³/м³, необходимого для полного сгорания природного газа
         =0,0476·[0,5·CO+0,5·+1,5·+S(m+n/4)·–],              (1)
где m – число атомов углерода;

       n – число атомов водорода.
 =0,0476·[0,5·0+0,5·0+1,5·0+((1+4/4)·68,5+(2+6/4)·14,5+(3+8/4)·7,6+

+(4+10/4)·3,5+(5+12/4)·1,0)-0]=12,21
Определяем теоретический  удельный объем азота , м³/м³, в продуктах сгорания при сжигании газа

                                                =0,79·+,                                          (2)
 =0,79·12,21+=9,68.
Определяем удельный объём трехатомных газов , м³/м³, в продуктах сгорания при сжигании газа
                             =0,01·(+СО++Sm·),                            (3)

=0,01·(0,1+0+0+((1·68,5)+(2·14,5)+(3·7,6)+(4·3,5)+(5·1))=1,41
Определяем теоретический удельный объём водяных паров , м³/м³, в продуктах сгорания при сжигании газа
            =0,01[++·+0,124·]+0,0161·,                (4)

=0,01· [0+0+(4/2)·68,5+(6/2)·14,5+(8/2)·7,6+(10/2)·3,5+(12/2)·1+0,124·10]+

                                      +0,0161·12,21=2,54.
Расчетное значение коэффициента избытка воздуха на выходе из топки a^′’_T   принимаем по  [2]                      

a^′’_T =1,1.
Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением соответствующих присосов воздуха

                                              a″ = a′+ Da,                                                     (5)       
где   a^′ и  a^″ – коэффициент избытка воздуха перед и после газохода;

         Da – присос воздуха в поверхность нагрева.

Определяем средний коэффициент избытка воздуха a_ср, для каждой поверхности нагрева

                                                .                                                 (6)

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

                                                = V⁰ (a_ср –1).                                              (7)
Определяем действительный удельный объём водяных паров, м³/м³

                            =V⁰_H2O + 0,0161 (a_ср–1) V⁰.                                      (8)

Определяем действительный суммарный удельный объём продуктов сгорания V_г, м³/м³

                           V_г= V_RO2 + V⁰_N2 +V^в_изб + V_H2O.                                       (9)
Определяем объёмные доли трёхатомных газов r_RO2 и водяных паров r_H2O, а также суммарную объёмную долю r_п



                                         r_RO2= V_RO2  / V_г.                                                      (10)

                                         r_H2O= V_H2O / V_г.                                                      (11)

                                         r_п = r_RO2+ r_H2O.                                                        (12)
Определяем  теоретический объём продуктов сгорания
                                   V_г⁰ =  +  +                                                 (13)

                        V_г⁰ = 9,68 + 2,54 + 1,41 = 13,63 м³/м³

Результаты расчёта действительных объёмов продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 1.


Таблица 1   – Объемы продуктов сгорания

	Vв0 = 12,21 м3/м3;  V0RO2=1,41 м3/м3;  V0N2=9,68 м3/м3;  V0H2O=2,54 м3/м3; Vд.г.=13,63 м3/м3;
	α'т	αсрт	α"т	αсркп1	α"кп1	αсркп2	α"кп2	αсрэк	αух
	1,05	1,075	1,1	1,125	1,15	1,2	1,25	1,3	1,35
Vв	12,82	13,13	13,43	13,74	14,04	14,65	15,26	15,87	16,48
Vro2	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41
VN2	10,29	10,60	10,90	11,21	11,51	12,12	12,73	13,34	13,95
Vh2о	2,55	2,55	2,56	2,56	2,57	2,58	2,59	2,60	2,61
Vд.г	14,25	14,56	14,87	15,18	15,49	16,11	16,73	17,35	17,97
rRO2	0,099	0,097	0,095	0,093	0,091	0,088	0,084	0,081	0,078
rN2	0,722	0,728	0,733	0,738	0,743	0,752	0,761	0,769	0,776
rH2O	0,179	0,175	0,172	0,169	0,166	0,160	0,155	0,150	0,145
rn	0,278	0,272	0,267	0,262	0,257	0,248	0,239	0,231	0,224

Определяем самотягу дымовой трубы Нс, Па

                                        ,                                           (118)
где Н – высота дымовой трубы, м.
.




12  Энергосберегающие мероприятия
Одной из основных задач эксплуатации котельных установок является внедрение энергосберегающих мероприятий в процессе выработки тепловой энергии. В связи с этим различают следующие направления в области энергосбережения:

- сокращение потерь в процессах добычи, переработки и транспортировки энергетического сырья ;

- улучшение структуры и технологий в области производства, преобразования      энергии;

-  рационализация и оптимизация развития систем энергопотребления, в частности теплоснабжение объектов со средней и малой концентрацией тепловых нагрузок;

-  совершенствование технологии производственных процессов в области изменения формы, физических свойств и агрегатного состояния вещества;

-  совершенствование конструкционных материалов, улучшение их прочности и теплоизоляционных свойств;

          Значительные резервы экономии топливо-энергетических ресурсов в области выработки тепловой энергии обусловленные несовершенством технологических процессов и оборудования, недостаточным внедрением новых энергосберегающих технологий, нерегулируемого электропривода вентиляторов, дымососов, питательных и подпиточных насосов, низкой оснащённостью приборами счёта, контроля и регулирования технологических процессов и т.д.

Таким образом можно заметить, что в области энергосберегающих мероприятий существуют множество способов по увеличению экономической эффективности котельных установок. Заслуживает внимания использование тепла пара вторичного вскипания , который получается либо в результате вскипания перегретой воды при расширении её от давления P
₁ до P
₂ , либо в системе сбора конденсата. Так перегретая вода после непрерывной продувки направляется в сепаратор, где при снижении давления получается пар вторичного вскипания. Тепло этого пара может быть использовано в системе отопления или в водяных тепловых сетях для подпитки, а оставшийся конденсат используется для нагрева сырой воды в теплообменнике. С непрерывной продувкой теряется значительное количество теплоты. При давлении пара  1-1,3 МПа каждый процент продувки, теплота которой не используется, увеличивает расход топлива на 0,3 %. В отдельных котельных продувки доходят до 10 %, следовательно, без утилизации теплоты продувочной воды перерасход топлива может достигать 3 %, что существенно снизило бы КПД котельной.

Сбор и возврат конденсата также является важным источником экономии теплоты, а следовательно, и топлива. Практика работы показывает, что рациональная организация сбора и использования конденсата даёт экономию, исчисляемую сотнями тысяч тон условного топлива в год. Различают закрытую схему сбора конденсата со встроенным сепаратором и схему с внешним сепаратором. Применение таких схем позволяет использовать тепло полученное из пара вторичного вскипания, как для нужд самой котельной, так и для систем отопления и вентиляции.

Заметная экономия может быть получена и за счёт утилизации теплоты вентиляционных выбросов котельной при использовании воздухо-воздушных теплообменников.

Целесообразно также использовать в тепловой схеме котельной охладители выпара поступающего из деаэратора. Тепло выпара используется для подогрева воды поступающей в деаэратор, это обеспечивает меньший расход пара на подогрев воды в деаэраторе, и как следствие даёт значительный энергосберегающий эффект.

Существенное влияние на КПД котельного агрегата и на работу электродвигателей для привода дымососа оказывает коэффициент избытка воздуха в топке и присосы воздуха по тракту продуктов сгорания. Так, например, увеличение избытка воздуха в топке на 0,1 приводит к перерасходу топлива на 0,7 %. Снижение присосов воздуха по газовому тракту котельных агрегатов на 0,1 уменьшается расход топлива примерно на 0,5 %. Присосы воздуха чаще всего обусловлены: неплотным прилеганием топочной и котельной гарнитуры, неудовлетворительным состоянием или конструкцией уплотнений в местах прохода труб сквозь обмуровку и обшивку, большими зазорами в местах прохода вала сквозь улитку дымососа и т.д. Таким образом, устранение этих неисправностей  даст возможность уменьшить расход топлива и электрической энергии на привод дымососа.

Ещё одним способом энергосбережения в котельной является автоматизация производственных процессов, что создаёт определённые технико-экономические преимущества. В результате автоматизации снижается себестоимость единица вырабатываемой энергии, сокращаются расходы на материалы топливо, вода и т.д. При этом решающим фактором является снижение расхода топлива, тепловой и электрической энергии. Использование средств автоматизации увеличивает надёжность оборудования, точность производства, появляется возможность использовать высокоэффективные технологические процессы.

Значительная экономия тепловой энергии при сравнительно небольших капиталовложениях обеспечивается за счёт автоматического регулирования. При установлении оптимального режима работы экономия теплоты может составить 20 % и более газового потребления. Если в качестве примера принять водогрейный котёл для целей теплоснабжения, то сырьё будет представлять холодная вода, энергию  газ, а продукцию горячая вода заданной температуры теплоноситель. Для управления процессом приготовления теплоносителя измеряется его температура и преобразуется в информативное воздействие, которое поступает к управляющему устройству. Туда же поступает информация о температуре наружного воздуха. Управляющее устройство на основе полученной информации управляющее воздействие изменение подачи газа в топку котла. Так происходит регулирование температуры теплоносителя в зависимости от температуры наружного воздуха.        




11  Охрана  окружающей  среды 
Природный газ как энергетическое топливо обладает рядом преимуществ, не последнее место среди которых занимают его экологические достоинства по сравнению с углем и мазутом: он не содержит твердых примесей, связанного азота и практически не содержит серы (если не считать тех случаев, когда на ТЭС поступает сернистый газ, не прошедший стадий очистки на газоперерабатывающем  предприятии, или когда сжижаются попутные газы, технологические сбросные газы нефтехимического или металлургического производства). В связи с этим борьба с выбросами  оксидов азота часто является единственным средством, позволяющем  обеспечить чистоту атмосферы в районе расположенного теплоэнергетического объекта, работающего на газу.

    Концентрация оксидов азота в дымовых  газах при сжигании природного газа в крупных котлах (производительностью по пару 210-420 т/ч) составляет обычно 0,4-0,8 г/м³ ( в пересчете на диоксид NO₂) , а в мощных энергетических котлах может достигать 1,5 г/м³  . В дымовых газах небольших отопительных и промышленных котлов содержится меньше оксида азота ( 0,1-0,5г/м³), но дымовые трубы, которыми оснащают такие котельные, имеют обычно столь малую высоту, что приземная концентрация Nox  часто превышают санитарные нормы. В отличие от молекулярного  азота  N₂, который составляет  почти  79%  атмосферного  воздуха, оксиды азота содержатся в атмосфере в значительно меньших количествах, но несмотря на это роль их в жизни человека весьма существенна.

   Оксиды азота обычно классифицируются в зависимости от степени окисления азота. При соединении азота с кислородом по мере увеличения его валентности образуются гелиооксид  N₂О, оксид NO, азотистый ангидрид N₂O_{3, ДИОКСИД}  NO_2,тетрооксид диазота N₂O₄  и азотный ангидрид N₂O₅. В проблеме охраны атмосферного воздуха практическое значение имеют оксид и диоксид азота, сумму которых часто обозначают как NO_X. Другие оксиды азота не считаются важным с биологической точки зрения или их присутствие в земной атмосфере ничтожно мало вследствие неустойчивости этих соединений.

 Оксид азота NO – малоактивный в химическом  отношении бесцветный газ, лишенный запаха и плохо растворимый в воде. При комнатной температуре и атмосферном давлении растворимость NO составляет лишь  0.047 г/см³, с повышением температуры растворимость падает. Диоксид азота NO₂ ,более активен, он красно-бурого цвета и отличается резким запахом.

 Главной проблемой, возникающей в результате присутствия в воздухе оксидов азота, является их токсическое воздействие на здоровье людей. Установлено, что  даже кратковременное (до 1 ч) воздействие диоксида азота в концентрации 47-140 мг/м³ может вызвать воспаление легких и бронхит, а при концентрации 560-940 мг/м³ велика вероятность летального исхода в результате отека легких.        

  Повышенные концентрации оксидов азота в воздухе воздействуют не только на людей, но и на растительный мир ; по данным американских исследователей , при концентрациях от 280 до 560 мкг/м³ наблюдались  повреждения томатов и бобовых.

   При внедрении мероприятий, рассчитанных на снижение образования оксидов азота, приходится учитывать, что некоторые из них могут увеличить содержание других, не менее опасных загрязнителей. В частности  при некоторых режимах сжигание газа образуются канцерогенные продукты; бензаперен и другие полициклические ароматические углеводороды. Обобщение большого числа измерений позволило сотрудникам ВНИИПРОГАЗ заключить, что концентрация бензаперена в дымовых газах  при полной нагрузке  газовых котлов составляет 1-10 мкг/100м³, причем нижнее значение соответствует крупным энергетическим котлам, а верхнее- отопительным котлам. Если учесть, что среднесуточная предельно допустимая концентрация  бензаперена в воздухе равна 0,001 мкг/м³ , то становится ясным , что при нормальных условиях работы котла токсичность дымовых газов определяется в основном содержанием в них оксидов азота, и только при частичных нагрузках, главным образом на отопительных блоках , или при нарушении нормальных режимов горения суммарная относительная токсичность продуктов неполного сгорания может оказаться сопоставимой с токсичностью оксидов азота.

Простейшим мероприятием, снижающим максимальный уровень температуры в топке, является уменьшение нагрузки котла. Многочисленные измерения проведенные на котлах различной мощности с горелками  разных конструкций, показали, что зависимость концентрации Nox от нагрузки котла близка к степенной. Снижение нагрузки котла сопровождается снижением температур в топке за счет уменьшения объемного тепловыделения и температуры подогрева воздуха. Снижение выходных скоростей в горелках также, вероятно, оказывает определенное влияние на образование Nox.

 Понятно, что снижение нагрузки котла нельзя рассматривать в качестве  мероприятия по снижению выбросов оксидов азота (за исключением, может быть, случаев особо не благоприятных метеорологических условий, продолжительность которых довольно ограничена), однако влияния теплового напряжения зоны активного горения на образование оксидов азота может быть использовано конструкторами при создании новых котлов на природном газе.

Рециркуляция дымовых газов является простейшим средством снижения температурного уровня, а следовательно, и концентрации оксидов азота в дымовых газах. При сжигании газа, когда отсутствуют слабозависящие от температуры топливные NOx ,эффективность рециркуляции газов весьма велика.

 При рециркуляции дымовых газов через горелки уменьшается также концентрация кислорода, что приводит к дополнительному снижению образования NOx . Если же подавать газы рециркуляции через шлицы в под топки, как это иногда делается для регулирования температуры промежуточного перегрева при снижении нагрузки, то их влияние на выбросы оксидов азота будет незначительно.

  Дальнейшее увеличение рециркуляции уже менее эффективно. Ограниченность применения этого метода снижения выбросов оксидов азота объясняется тем, что рециркуляция дымовых газов снижает экономические показатели (возрастают потери с уходящими газами и расход электроэнергии на собственные нужды). В тех случаях, когда рециркуляцию газов необходимо  производить на уже действующих котлах, появляются дополнительные трудности, связанные с установкой дымососа рециркуляции и коробов для подачи дымовых газов к горелкам.

Еще  одним недостатком этого метода являются опасное возрастание концентрации бензапирена по мере увеличения рециркуляции дымовых газов.        Снижение максимальной температуры в топочной камере, а следовательно, и концентрации оксидов азота, можно обеспечить увеличением теплоотвода, например за счет установки двусветного экрана или других тепловоспринимающих поверхностей нагрева в зоне интенсивного горения.

Снижение температурного уровня за счет ввода влаги в зону горения является одним из возможных путей сокращения выбросов оксидов азота при сжигании природного газа. Достаточно подробно этот метод был исследован сотрудниками ВНИИПромгаз. Эти исследования показали, что эффективности метода зависит не только от количества вводимой в топку влаги, но и от способа ввода, а также от коэффициента избытка воздуха в топочной камере.





Список  литературы

                                   

1.  Ривкин  С. Л.  и  Александров  А. А.    Термодинамические  свойства  воды  и  водяного  пара .  М., " Энергия " , 1975 г.

2. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. «Энергоатомиздат» 1989

3. К.Ф.Роддатис  А.Н.Полтарецкий  Справочник по котельным установкам малой производительности. Москва «Энергоатомиздат» 1989

4. Эстеркин Р.И. «Промышленные котельные установки», Л. Энергоатомиздат, 1985

5.,,Аэродинамический расчёт газового тракта котельной установки". Методические указания

6. Ю.А.Гусев Основы проектирования котельных установок. Москва 1973

7.  Бузников Е.Ф. и др. Производственные и отопительные котельные. М. Энергоатомиздат, 1984г.

8.  В.Белов " Охрана  окружающей  среды ": Учеб. для  техн. спец. вузов . 2-е  изд .,М.: Высш.шк., 1991.

9.  Онищенко Н.П. Охрана труда при эксплуатации котельных установок. М. Стройиздат. 1991.