«Карауш С. А., Хуторной А.Н. Теплогенерирующие установки систем теплоснабжения Учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению Строительство Томск, 2003 Карауш, Сергей Андреевич Теплогенерирующие ...»

3. Слив мазута из цистерны под избыточным давлением. При этом способе на люк колпака цистерны герметично устанавливают съемную крышку с патрубком, через который в верхнюю часть цистерны подается сжатый воздух или пар; тем самым в цистерне создается избыточное давление, и мазут сливается через нижний люк цистерны. Данный способ имеет существенные недостатки, к основным из которых следует отнести: при значительном охлаждении мазута, когда он потерял подвижность, необходимо создание слишком большого избыточного давления в цистерне, что может привести к ее разрушению; для создания избыточного давления в цистерне следует иметь компрессорное оборудование, что значительно удорожает этот способ.

4. Разогрев мазута в цистернах в специальных тепляках-сараях, в которые подается от теплообменников горячий воздух с температурой до 120 °С. Так как разогрев мазута при этом может идти только от поверхности цистерны в глубь за счет теплопроводности мазута, то данный способ отличается большой длительностью (до нескольких десятков часов), значительными расходами теплоты с горячим воздухом и тепловыми потерями, что приводит к его малой эффективности.

Для разогрева мазута в цистерне существуют и многие другие способы, например, с использованием электрических нагревателей, специальных цистерн и др., но они применяются достаточно редко.

При разогреве жидкого топлива в железнодорожных цистернах рекомендуемые температуры разогрева следует принимать: для мазута марки 40 не менее 30 °С; для мазута марки 100 - не менее 60 °С; для легкого нефтяного топлива - не менее 10 °С.

В последнее время в качестве жидкого топлива в теплогенерирующих установках часто используют нефть, что является чрезвычайно опасным. Нередки случаи взрывов котлов из-за неправильной эксплуатации оборудования и неграмотных действий обслуживающего персонала, что приводит к тяжелым последствиям.

Если мазут используется в качестве основного и резервного топлива, при доставке его железнодорожным транспортом емкость для хранения мазута должна быть объемом не менее 10-суточного запаса, при доставке автомобильным транспортом - не менее 5-суточного запаса.

6.3. Топливное хозяйство при использовании газообразного топлива Топливное хозяйство теплогенерирующей установки, работающей на газообразном топливе, является наиболее простым, надежным в эксплуатации и относительно дешевым по сравнению с другими, описанными выше. В качестве топлива в теплогенерирующих установках в настоящее время все более широко используют природный газ. Подготовка последнего к сжиганию заключается в основном в его дросселировании (понижении давления) до требуемых параметров и последующей подаче его к горелкам котла.

Газопроводы в зависимости от рабочего давления в них делятся в соответствии с [1] на три вида:

- газопроводы низкого давления (давление до 0,003 МПа);

- газопроводы среднего давления (давление от 0,003 до 0,3 МПа);

- газопроводы высокого давления (давление от 0,3 до 0,6 МПа).

Для поддержания необходимого давления газа перед котлами в топливном хозяйстве следует предусматривать газорегуляторные установки (ГРУ), как показано на рис. 6.5, размещаемые непосредственно в здании котельных. Также допускается устройство газорегуляторных пунктов (ГРП).

Рис. 6.5. Принципиальная схема газоснабжения котельной:

1 - отключающее устройство на вводе; 2 - манометр; 3 - газорегуляторная установка; 4 расходомер; 5 - кран продувочного газопровода котельной; 6 - продувочный газопровод; - кран штуцера отбора проб; 8 - кран продувочного газопровода котла; 9 - отключающее При расчете и подборе регулятора давления расход газа должен приниматься с коэффициентом запаса 1,15 к расчетному расходу.

Для безопасной работы теплогенерирующей установки на вводе газопровода в здание котельной должно быть установлено запорное отключающее устройство 1 задвижка (рис. 6.5). Это устройство необходимо для отключения всей сети газопроводов теплогенерирующей установки на случай ремонта или аварии, а также при остановке ее на длительный период.

Перед каждым котлом должно быть установлено автоматическое отключающее устройство 9 (электромагнитный клапан-отсекатель системы автоматики), которое срабатывает и прекращает подачу газа к котлу при нарушении хотя бы одного из контролируемых параметров его работы. Для освобождения газопроводов от воздуха должен быть продувочный газопровод 6.

Для контроля качества поступающего на котельную газообразного топлива следует предусматривать линию для отбора проб газа с краном 7. Розжиг горелки может производиться с помощью запальника с краном 8.

Наличие минимального требуемого объема оборудования газового хозяйства теплогенерирующей установки позволяет обеспечить ее безопасную работу.

7. ШЛАКОЗОЛОУДАЛЕНИЕ

При сжигании в топочном устройстве теплогенерирующей установки твердого топлива (уголь, дрова, сланец и т.п.) содержащаяся в нем зола остается, в основном, на топочной решетке в виде шлака и затем удаляется и частично в виде летучей золы уносится продуктами сгорания. Соотношения количества золы и шлака, оседающих в газоходах и удаляемых из котла, зависят от способа сжигания топлива и конструкции топочного устройства. Примерные значения этих величин приведены в табл. 7.1.

Распределение золы и шлака в теплогенерирующей установке в % от общего Пылеугольное сжигание:

Шлак, удаляемый из топки при слоевом сжигании угля, представляет собой крупные куски сплавленной стекловидной или хрупкой губчатой массы. Летучая зола представляет собой обычно сыпучую подвижную смесь твердых мелких частиц золы и несгоревшего топлива.

При движении продуктов сгорания по газоходам летучая зола оседает в местах, где резко меняется скорость или направление потока дымовых газов, а также в газоочистных устройствах (циклонах, фильтрах и др.) и затем выбрасывается в дымовую трубу. Места удаления шлака и золы в теплогенерирующей установке условно показаны на рис. 7.1.

Количество золы и шлака GЗ,Ш, которые образуются при сгорании твердого топлива в топочном устройстве котла, может быть определено по формуле где ВP - расчетный расход топлива;

АP - зольность топлива, %.

Количество шлака GШ, которое остается на колосниковой решетке в топке котла и подлежит удалению, можно определить по соотношению где q4 - потери теплоты от механического недожога, %;

QHP - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

aУН - доля золы топлива в уносе.

Количество золы G''З, оседающей в золоочистных устрой ствах (циклонах, фильтрах и т.п.), может быть найдено:

Рис. 7.1. Места удаления золы и шлака в теплогенерирующей установке:

1 - топка; 2 - конвективная шахта; 3 - циклон; 4 - дымосос; 5 - дымовая труба; 6 - цепная где ЗУ - коэффициент очистки золоулавливающего устройства, %.

При расчетах коэффициент очистки золоулавливающих устройств можно принимать по табл. 7.2.

Коэффициенты очистки золоулавливающих устройств "Мокрые" золоуловители с низконапорными Количество золы GЗ, вылетающей из дымовой трубы, можно определить по формуле Удаление золы и шлака из котлов и с территории теплогенерирующей установки - одна из наиболее трудоемких и "грязных" операций, поэтому к системам шлакозолоудаления при их проектировании и эксплуатации предъявляются определенные требования, которые должны обеспечить:

- нормативные санитарно-гигиенические условия в теплогенерирующей установке и безопасность работы обслуживающего персонала;

- минимальные эксплуатационные затраты на удаление и транспортировку золы и шлака;

- возможность дальнейшего использования золы и шлака в строительных или хозяйственных целях;

- минимальное загрязнение окружающей среды и воздействие на нее.

Сам процесс шлакозолоудаления условно можно разбить на два этапа:

- удаление шлака и золы из котла;

- уборка и транспортировка шлака и золы с территории теплогенерирующей установки.

Существуют различные способы шлакозолоудаления, которые будут описаны ниже.

Ручное шлакозолоудаление применяют только в теплогенерирующих установках небольшой мощности, где используются котлы малой производительности. Это связано с тем, что все операции производятся с использованием физической силы обслуживающего персонала: удаление шлака из котла, загрузка его в узкоколейные вагонетки с опрокидывающимся кузовом или другие транспортирующие устройства (тачки и т.п.), передвижение по путям, выгрузка в шлаковый сборный бункер. Система ручного шлакозолоудаления условно показана на рис. 7.3.

Технико-экономические показатели систем шлакозолоудаления Тип системы шлакозолоудаления Механизированная:

Шлак из котла 1 обычно удаляется вручную и загружается в вагонетки 2. В них он транспортируется опять же вручную из котельной на золохранилище, которое расположено на территории теплогенерирующей установки, или ссыпается в шлаковый сборный бункер 3. Из шлакового сборного бункера зола и шлак вывозятся на автомобилях 4 или других автотранспортных средствах в золоотвал или используются для строительно-хозяйственных нужд.

Данный способ шлакозолоудаления, когда для удаления и транспортировки шлака и золы не используется вода и они удаляются в сухом состоянии, называют сухим. Следует отметить, что при слоевом сжигании угля и сухом шлакозолоудалении зола и шлак являются ценными строительными материалами и могут быть использованы в строительных и хозяйственных целях.

1 - котел; 2 - опрокидывающаяся вагонетка; 3 - шлаковый сборный бункер; 4 автомобиль; 5 - экскаватор К достоинствам ручного способа шлакозолоудаления следует отнести:

- простоту и небольшие капитальные затраты;

- использование шлака в строительно-хозяйственных целях.

Недостатками данного способа шлакозолоудаления являются:

- тяжелый физический труд обслуживающего персонала;

- плохие санитарно-гигиенические условия работы;

- малая производительность по удаляемому шлаку и зависимость ее от физического состояния обслуживающего персонала;

- значительные расходы на заработную плату обслуживающего персонала.

Все вышеперечисленные недостатки данного способа шлакозолоудаления приводят к тому, что этот способ в настоящее время применяется только в небольших котельных с котлами малой мощности, расположенных в отдаленных районных пунктах, где трудно обеспечить по разным причинам автоматизацию и механизацию процесса сжигания твердого топлива в топках котлов.

7.4. Механизированное шлакозолоудаление При механизированном способе шлакозолоудаления все операции по удалению шлака из котла и его транспортировке стараются выполнить с помощью различных механизмов и устройств. Для этих целей обычно применяют:

- для удаления шлака из топочной камеры - решетки с поворотными колосниками или движущиеся решетки;

- для транспортировки шлака и золы от котла в шлаковый сборный бункер скреперные установки, скиповые подъемники, скребковые транспортеры и др.

Наибольшее распространение при механическом способе удаления шлака и золы на теплогенерирующих установках небольшой мощности получили скреперные установки, как наиболее удобные и простые. На рис. 7.4 показана схема шлакозолоудаления со скреперной установкой. При таком способе удаляемые из котлов 1 зола и шлак попадают в шлаковую канаву 5, залитую на определенную глубину водой. По этой канаве с помощью системы канатов 3 и лебедки 2 периодически движется скрепер 6, который захватывает шлак с золой и по наклонной поверхности подает их в шлаковый сборный бункер 4. Для удобства движения скрепера по шлаковой канаве на ее дне и боковых стенах проложены рельсы 7. Из шлакового сборного бункера 4 шлак затем перевозится с помощью автотранспорта или в железнодорожных вагонах в золоотвал.

Достоинствами данного способа шлакозолоудаления являются:

- простота конструкции;

- механизация трудоемких процессов и исключение тяжелого ручного труда;

- малый расход электроэнергии и воды (см. табл. 7.3) на 1 т удаляемых шлака и золы;

- удовлетворительные санитарно-гигиенические условия работы обслуживающего персонала.

Вместе с тем, механизированный способ шлакозолоудаления имеет ряд недостатков, среди которых:

- малая надежность стальных канатов, используемых для привода в движение ковша скрепера (и иных устройств). Это происходит из-за механического истирания канатов вследствие высоких абразивных свойств золы и шлака, что приводит к их разрывам;

- частый трудоемкий ремонт и замена системы тросов;

- ограниченная производительность по удаляемым из котлов шлаку и золе.

1 - котел; 2 - лебедка; 3 - система канатов; 4 - шлаковый сборный бункер; 5 - шлаковая В настоящее время механизированный способ шлакозолоудаления нашел широкое применение в теплогенерирующих установках малой и средней мощности, работающих на твердом топливе.

Механизировать процессы удаления и транспортировки шлака и золы можно за счет использования энергии потока движущихся газов, т.е. применяя систему пневмошлакозолоудаления. Данный способ основан на способности движущегося потока газов перемещать сыпучие материалы и небольшие по размерам и массе частицы.

Различают два способа транспортировки частиц шлака и золы в потоке:

- с помощью нагнетательной системы, когда в пневмопроводе создается избыточное давление;

- с помощью всасывающей системы, когда пневмопровод находится под разрежением.

Наибольшее распространение получила всасывающая система шлакозолоудаления, позволяющая обеспечить хорошие санитарно-гигиенические условия в теплогенерирующей установке и полностью устранить ручной труд.

Принципиальная схема такой системы показана на рис. 7.5.

Рис. 7.5. Схема пневматического шлакозолоудаления:

1 - шлаковый бункер; 2 - шлакодробилка; 3 - шлакозолопровод; 4 - осадительная камера; Зола и куски шлака поступают из бункера котла 1 в шлакодробилку 2, где крупные куски дробятся до требуемых размеров (20...30 мм). Из дробилки они попадают в пневмопровод 3 и потоком воздуха транспортируются по нему в осадительную камеру. Для транспортировки кусков шлака необходимо, чтобы скорость воздуха в пневмопроводе была равной или превышала 25 м/с. Сам пневмопровод обычно имеет внутренний диаметр не более 180 мм и длину, не превышающую 200 м, что связано с большими аэродинамическими сопротивлениями элементов системы шлакозолоудаления. Содержание шлака и золы при транспортировке в потоке воздуха обычно находится в пределах от 4 до кг шлака и золы на 1 м3 движущегося воздуха. В осадительной камере 4 шлак и зола отделяются от воздуха и оседают в нижней части камеры, откуда непрерывно с помощью дозатора 5 (он играет роль гидрозатвора) они выводятся из камеры и попадают в шлаковый сборный бункер 7. Воздух, удаляемый из осадительной камеры 4 в верхний центральный патрубок и содержащий мелкие частицы и фракции золы, направляется в циклон 6 с меньшими размерами, чем осадительная камера, где и происходит более глубокая очистка воздуха от золовых частиц. Для непрерывного удаления осажденных частиц золы из нижней части циклона имеется дозатор 5, как и в осадительной камере 4. Для создания разрежения в пневмопроводе 3, осадительной камере 4 и циклоне 6 могут быть использованы различные отсасывающие устройства: высоконапорные вентиляторы, вакуумные насосы и др.

Основными достоинствами систем пневмошлакозолоудаления являются:

- отсутствие ручного труда и создание хороших санитарно-гигиенических условий для обслуживающего персонала;

- компактность и простота в эксплуатации и обслуживании;

- использование шлака и золы в строительных и хозяйственных целях.

Широкого распространения эти системы не получили по причине следующих недостатков:

- быстрый абразивный износ металлических пневмопроводов и оборудования;

- высокие скорости движущегося воздуха и, следовательно, значительный расход электроэнергии на привод отсасывающего устройства;

- использование дорогостоящего оборудования для создания разрежения в системе, что приводит к значительной стоимости самой системы пневмошлакозолоудаления;

- ограниченная производительность системы (до 30 тонн шлака и золы в час) и ограниченный радиус транспортировки шлака и золы.

В настоящее время системы пневмошлакозолоудаления у нас в стране практически не применяются из-за высокой стоимости электроэнергии и самой системы и заменяются на более прогрессивные системы гидрошлакозолоудаления.

При гидрошлакозолоудалении транспортировка размельченного шлака и золы от котла в золоотвал осуществляется потоком воды, как показано на рис. 7.6.

Размельченный шлак и зола из котла 4 и от золоулавливающих устройств подаются в наклонный бетонный шлакосмывной канал 9, по которому самотеком движется вода, подаваемая насосом 2 из заборного колодца 1. Движущийся по каналу поток воды захватывает частицы шлака и золы, и эта смесь стекает в колодец 8. Из колодца эта смесь багерным насосом 6 перекачивается в золоотвал (золоотстойник) 7. Для того, чтобы в колодце не происходило отстаивания шлака и золы из воды, устанавливается мешалка 5, которая перемешивает смесь в колодце.

При необходимости создания смеси определенной концентрации и с определенными размерами частиц шлака перед багерным насосом может быть установлена шлакодробилка, которая на рисунке не показана.

Применение воды для транспортировки золы и шлака позволяет улучшить санитарно-гигиенические условия на рабочих местах для обслуживающего персонала и исключить ручной труд.

Рис. 7.6. Принципиальная схема гидрошлакозолоудаления:

1 - заборный колодец с водой: 2 - смывной насос; 3 - золоуловительный циклон; 4 - котел;

5 - мешалка; 6 - багерный насос; 7 - водоем золоотвала; 8 - колодец; 9 - шлакосмывной Считается, что применение систем гидрошлакозолоудаления экономически выгодно при наличии вблизи от теплогенерирующей установки водоемов и при образовании от котлов более 10 тонн шлака и золы в час.

Из всех вышеописанных системы гидрошлакозолоудаления считаются наиболее экономичными и прогрессивными для теплогенерирующих установок средней и большой мощности. К их достоинствам следует отнести:

- простоту конструкции и обслуживания;

- создание хороших санитарно-гигиенических условий в местах удаления и транспортировки золы и шлака;

- экономичную работу при больших объемах удаляемого шлака и золы.

Вместе с тем, у них имеются и недостатки:

- невозможность использования для теплогенерирующих установок малой мощности;

- большие материальные затраты;

- необходимость наличия вблизи теплогенерирующей установки водоемов для водозабора и золоотстойника, которые обычно занимают достаточно большие площади;

- значительные расходы электроэнергии и воды (табл. 7.3) на перемещение тонны удаляемых шлака и золы;

- громоздкость, большая металло- и материалоемкость системы, что приводит к большим капитальным затратам на ее осуществление;

- интенсивный абразивный износ трубопроводов и оборудования;

- невозможность использовать золу и шлак в строительных и хозяйственных целях;

- большой вред, наносимый окружающей среде.

В настоящее время системы гидрошлакозолоудаления широко применяются для крупных теплогенерирующих установок и тепловых станций, где используется твердое топливо и в котлах осуществляется пылеугольное сжигание.

8. ТЯГОДУТЬЕВЫЕ УСТРОЙСТВА И АЭРОДИНАМИКА

ГАЗОВОЗДУШНОГО ТРАКТА

Для нормальной работы топочного устройства теплогенерирующей установки необходимо обеспечить непрерывную подачу воздуха на горение топлива и удаление образующихся продуктов сгорания. Это осуществляется с помощью воздушного тракта, который включает в себя воздуховоды холодного и горячего воздуха, калориферы для подогрева воздуха перед воздухоподогревателем при запуске котла в работу, воздухоподогреватели и вентиляторы, и газового тракта, включающего газоходы, золоуловители, дымососы, дымовые трубы, запорнорегулирующие органы и др. Поэтому все элементы теплогенерирующей установки по ходу движения воздуха и газов, с момента забора воздуха из помещения котельной и до выхода продуктов сгорания из дымовой трубы, относят к газовоздушному тракту.

На преодоление аэродинамических сопротивлений при движении воздуха и продуктов сгорания по газовоздушному тракту котла затрачивается определенное количество энергии. Подача воздуха в топочное устройство котла и отбор продуктов сгорания осуществляются таким образом, чтобы были преодолены эти сопротивления при различных нагрузках теплогенерирующей установки.

Различают два основных способа организации тягодутьевого процесса в теплогенерирующей установке:

- с естественной самотягой;

- с искусственной тягой.

8.1. Использование естественной тяги в котлах Естественная тяга в газовоздушном тракте котла малой мощности может быть организована за счет тяги, создаваемой дымовой трубой, как показано на рис. 8.1.

При этом весь газовоздушный тракт находится под разрежением. Естественная тяга возможна в котлах при относительно высоких температурах продуктов сгорания, которые могут создать перепад давления (т.е. создать самотягу) НC = 50...60 Па между уровнем подачи холодного воздуха в топочную камеру и срезом дымовой трубы, откуда выходят продукты сгорания.

Создание перепада давления за счет самотяги обуславливается разностью статических давлений: между давлением, создаваемым столбом холодного воздуха, и давлением, создаваемым столбом горячих продуктов сгорания, когда столб холодного воздуха высотой hB вытесняет столб продуктов сгорания высотой hПС.

Это может быть выражено в виде соотношения где g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2;

tB - температура холодного воздуха, поступающего в воздушный тракт котла;

tг.ср - средняя температура продуктов сгорания в дымовой трубе;

В.О, Г.О - плотности воздуха и продуктов сгорания в дымовой трубе при нормальных условиях, т.е. tНУ = 0 °С, РНУ = 0,1013 МПа.

1 - подача холодного воздуха в котел; 2 - котел; 3 - дымовая труба; 4 - топливная решетка;

Величина перепада давления за счет самотяги прямо пропорциональна высоте дымовой трубы, при этом чем ниже температура уходящих продуктов сгорания и выше температура воздуха, тем меньший перепад давления создается за счет самотяги. Вот почему иногда трудно разжечь в бытовых условиях печь, когда она находится в холодном состоянии.

Величина перепада давления в теплогенерирующих установках за счет самотяги обычно не превышает 20...60 Па, вот почему ее применяют только на котлах малой мощности без хвостовых поверхностей, когда аэродинамическое сопротивление всего газовоздушного тракта котла не превышает указанных выше величин.

8.2. Использование искусственной тяги в котлах В современных теплогенерирующих установках продукты сгорания, выбрасываемые из дымовой трубы, имеют достаточно низкую температуру, а газовоздушный тракт - значительное аэродинамическое сопротивление. Поэтому такие установки не могут работать на использовании естественной тяги, в них должна быть использована искусственная тяга, создаваемая с помощью дутьевых вентиляторов и дымососов. При этом основное назначение дымовой трубы при искусственной тяге становится другим - отвод продуктов сгорания в атмосферу на такую высоту, чтобы были выполнены санитарно-гигиенические нормы по рассеиванию вредных газовых выбросов из трубы.

Теплогенерирующие установки малой и средней мощности работают обычно на "уравновешенной" искусственной тяге, когда на выходе продуктов сгорания из топочной камеры в верхней ее части создается небольшое избыточное разрежение:

20...40 Па. При этом в воздушном тракте создается избыточное давление воздуха за счет работы дутьевого вентилятора, а в газовом тракте котла за топочной камерой создается разрежение за счет работы дымососа, как показано на рис. 8.2.

Рис. 8.2. Характер изменения давления в газовоздушном тракте котла Считается, что это один из наиболее оптимальных вариантов работы газовоздушного тракта котла. Дутьевой вентилятор нагнетает воздух в воздушный тракт и создает при этом напор НB. Этого напора достаточно, чтобы подать воздух в топочную камеру на горение. Разрежение в верхней части топочной камеры и в конвективных поверхностях котла (пароперегреватель, конвективный пучок, экономайзер, воздухоподогреватель) обеспечивается дымососом, при этом его напор должен быть равен HД.

Благодаря созданному в газоходах котла разрежению обеспечиваются хорошие санитарно-гигиенические условия работы обслуживающего персонала в котельном цехе, т.к. продукты сгорания не могут попасть в воздух котельного цеха.

Вместе с тем, из-за разрежения в газоходах котла воздух из котельного цеха засасывается в газоходы, т.е. имеются присосы воздуха, что приводит к снижению эффективности работы теплогенерирующей установки.

8.3. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла, Задачей аэродинамического расчета газовоздушного тракта котла в случае использования искусственной тяги является определение аэродинамических сопротивлений воздушного и газового трактов и подбор требуемых дутьевого вентилятора и дымососа, а также расчет минимально требуемой высоты дымовой трубы, исходя из условий рассеивания вредных выбросов в атмосферном воздухе.

Расчеты газовоздушного тракта проводятся лишь после того, как сделан тепловой расчет котла и определены температуры и расходы воздуха и продуктов сгорания по всему газовоздушному тракту. Следует отметить, что тягодутьевое оборудование теплогенерирующей установки рассчитывается на максимальную тепловую нагрузку котла (в учебных проектах - на номинальную) с целью обеспечения его нормальной работы при всех возможных режимах.

Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла следует вести в соответствии с требованиями нормативного метода, изложенного в [5]. Однако такой расчет является достаточно сложным и требует большого объема вычислений. В связи с этим в учебных целях, при курсовом и дипломном проектировании теплогенерирующих установок обычно ограничиваются выполнением упрощенного аэродинамического расчета газовоздушного тракта котла. Суть такого расчета в том, что сопротивление отдельных элементов котла не рассчитывается, а принимается по справочной литературе. Расчету подвергаются только те участки газовоздушного тракта котла, данные по аэродинамическим сопротивлениям которых отсутствуют в справочной литературе.

Перед тем как начать аэродинамический расчет газовоздушного тракта, необходимо построить его аксонометрическую схему, на которой указывают все элементы этого тракта, отметки высот, на которых находятся центры входных и выходных сечений газоходов, и др. При проектировании теплогенерирующей установки дутьевые вентиляторы и дымососы обычно располагают на нулевой отметке (нижнее расположение). Иногда по техническим или иным соображениям они могут устанавливаться на некоторой высоте на специальных площадках (верхнее расположение), однако это обычно усложняет и удорожает стоимость проекта. На котлах малой и средней мощности используются один дутьевой вентилятор и один дымосос, при этом на котельную предусматривается одна дымовая труба.

Аэродинамическое сопротивление какого-либо участка газовоздушного тракта h складывается из аэродинамических сопротивлений на преодоление сил трения hТР и местных сопротивлений hМ Сопротивление трения возникает из-за действующих в потоке газов сил трения между частицами при движении их в канале и может быть рассчитано по известной формуле где ТР - коэффициент сопротивления трению (для металлических труб и каналов ТР = 0,02; для кирпичных каналов TP = 0,04);

l - длина канала;

w - средняя скорость газа в канале;

- средняя плотность газа в канале;

dЭКВ - эквивалентный диаметр канала, который может быть определен по F, Р - площадь проходного сечения канала и его смоченный периметр.

Скорость газа в канале и его плотность должны определяться по его средней температуре. Для воздуховодов котла обычно при расчетах принимают, что средняя скорость воздуха должна быть в пределах 6...10 м/с, тогда с учетом этого можно определить проходное сечение воздуховода где VB, wB - объемный расход и средняя скорость воздуха в воздуховоде.

Объемный расход воздуха, идущего в горелочное устройство через воздуховод котла, можно определить по формуле где ВP - расчетный расход топлива, идущего на горение в котел;

V° - теоретически необходимый объем воздуха на горение единицы топлива;

T, T - коэффициент избытка и присосы воздуха в топочной камере;

ПЛ - присосы воздуха в системе пылеприготовления при пылеугольном сжигании топлива в топочном устройстве котла.

Сопротивления трения при скоростях холодного воздуха и продуктов сгорания менее 10 м/с в аэродинамических расчетах газовоздушного тракта котла часто не учитываются ввиду их малых значений по сравнению с местными сопротивлениями.

При проектировании газоходов котла скорость газов для стальных каналов может быть принята в пределах 8...10 м/с (на прямых участках допускается принимать до 20 м/с), для кирпичных газоходов - 2...6 м/с. В чугунных экономайзерах котлов рекомендуется принимать среднюю скорость движения продуктов сгорания в пределах 6...9 м/с. Проходное сечение газохода котла может быть определено по формуле где VГ - объемный расход дымовых газов для рассматриваемого участка газового wГ - средняя скорость продуктов сгорания в газоходе;

VГ.Т - объем продуктов сгорания на единицу сжигаемого топлива в рассматриваемом участке газохода;

tГ - средняя температура продуктов сгорания на рассматриваемом участке Потери напора на преодоление местных сопротивлений газовоздушного тракта (сужение и расширение канала, повороты, запорно-регулирующая арматура и др.) могут быть определены по формуле где - сумма коэффициентов местных сопротивлений на рассчитываемом участке газовоздушного тракта. Значения приводятся в справочной литературе.

Для чугунных экономайзеров системы ВТИ, которые широко применяются в теплогенерирующих установках малой и средней мощности, расчет потерь давления в трубном пучке экономайзера ведется также по формуле (8.5), а коэффициент местного сопротивления может быть определен по соотношению где п2 - число рядов труб в экономайзере по ходу продуктов сгорания.

Полные сопротивления воздушного hB и газового hГ трактов определяются как сумма сопротивлений на преодоление сил трения и местных сопротивлений для каждого участка тракта в отдельности, т.е.

Для понимания студентами методики аэродинамического расчета на рис. 8. показана аксонометрическая схема газомазутного котла типа ДЕ-10-14 с экономайзером, где изображены все участки газовоздушного тракта котла.

Рис. 8.3. Аксонометрическая схема газовоздушного тракта котла типа ДЕ-10:

1 - воздухоприемник; 2 - дутьевой вентилятор; 3 - горелка; 4 - котел; 5 экономайзер; 6 - дымосос; 7 - коллектор; 8 - дымовая труба Воздух на горение забирается через воздухоприемник 1 из верхней части котельного цеха и дутьевым вентилятором 2 подается на горелку 3.

Образовавшиеся в топочной камере продукты сгорания проходят через конвективные пучки котла и поступают в экономайзер 5. Далее дымососом 6 они направляются в сборный коллектор 7, где продукты сгорания собираются от всех котлов теплогенерирующей установки, и через дымовую трубу 8 выбрасываются в атмосферу. Следует заметить, что сбор дымовых газов от котлов обычно осуществляют с помощью устройств типа тройников, что позволяет уменьшить аэродинамическое сопротивление газового тракта котла. Аксонометрическая схема позволяет наглядно представить газовоздушный тракт котла в пространстве, учесть все повороты, расширения и сужения канала и другие местные сопротивления. При разбивке газовоздушного тракта на участки при аэродинамическом расчете исходят из двух следующих соображений: на участке не должен изменяться расход газов;

на участке не должна изменяться средняя температура газов. Если теперь весь газовоздушный тракт, изображенный на рис. 8.3, разбить на расчетные участки, то можно выделить следующие. Воздушный тракт:

- первый участок, от воздухоприемника 1 до горелочного устройства 3 котла;

- второй участок, горелочное устройство котла и часть топочной камеры (данные по аэродинамическому сопротивлению берутся по справочникам).

Газовый тракт:

- первый участок, сам котел 4 и его конвективные поверхности нагрева (данные по аэродинамическому сопротивлению берутся по справочникам);

- второй участок, от выхода продуктов сгорания из котла до входа в экономайзер 5, т.к. здесь будет своя средняя температура продуктов сгорания;

- третий участок, сам экономайзер 5;

- четвертый участок, от экономайзера 5 до сборного коллектора 7, т.к. здесь будет своя средняя температура продуктов сгорания;

- пятый участок, сборный коллектор 7;

- шестой участок, от сборного коллектора 7 до выхода продуктов сгорания из дымовой трубы 8.

Выбор тягодутьевого оборудования теплогенерирующей установки (дутьевого вентилятора и дымососа) производят после определения всех объемов перемещаемых по газовоздушному тракту котла воздуха и продуктов сгорания и определения полных аэродинамических сопротивлений воздушного и газового трактов.

Подбор дутьевого вентилятора осуществляют по расчетным производительности VB.P и полному напору НB.P, которые вентилятор должен обеспечить. Эти величины рассчитываются по формулам где B.V, B.H - коэффициенты запаса по расходу и напору при выборе дутьевого вентилятора (см. табл. 8.1).

Коэффициенты запаса при выборе дымососов и дутьевых вентиляторов водогрейного котла, МВт Аналогично определяется расход продуктов сгорания, которые должен удалять дымосос, и напор, который он должен создавать:

где Д.V, Д.H - коэффициенты запаса по расходу и напору при выборе дымососа, которые приведены в таблице 8.1.

По найденным по формулам (8.8) и (8.9) объемным расходам и напорам по каталогам подбираются дутьевые вентиляторы и дымососы. Мощность, требуемая для привода вала вентилятора или дымососа, может быть определена по формулам где B и Д - КПД вентилятора и дымососа.

Расчетная мощность электродвигателя для привода вентилятора или дымососа может быть определена с учетом коэффициента запаса Э, принимаемого в пределах 1,05...1,1, по формулам Электродвигатель для установки на привод вентилятора или дымососа подбирается по мощностям NЭД.В или NЭД.Д из перечня двигателей, рекомендуемых заводомизготовителем тягодутьевых машин.

9. ТЕПЛОВОЙ КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИЗАЦИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

9.1. Тепловой контроль технологических процессов теплогенерирующих установках характеризуются рядом взаимосвязанных параметров. Изменение одного из них, например температуры уходящих продуктов сгорания, приводит к изменению других, таких как количество вырабатываемой котлом тепловой энергии, расход топлива и воздуха, идущего на горение и т.п.

Естественно, что человек не в силах уследить за всеми изменениями параметров в технологических процессах, и в этом ему должна помочь автоматика котла. Надо заметить, что только за счет автоматизации технологических процессов производства тепловой энергии можно добиться наиболее экономичной работы котлов и теплогенерирующей установки в целом.

Автоматизация теплогенерирующих установок предполагает механизацию оперативного управления работой оборудования котельного агрегата с помощью различных средств и устройств, при этом предусматривается осуществление заданного технологического режима без непосредственного участия человека.

Система автоматического регулирования состоит из объекта регулирования (котел) и взаимодействующих с ним автоматических регуляторов с датчиками.

При автоматизации технологического процесса в работающей теплогенерирующей установке должны поддерживаться на заданном уровне те параметры, которые определяют нормальное протекание технологических процессов. Управление этими процессами требует установки аппаратуры для контроля, регулирования и управления параметрами и режимами работы. Такой аппаратурой являются контрольно-измерительные приборы, с помощью которых осуществляется оперативное управление технологическими процессами, обеспечивающее надежную, безопасную и экономичную работу оборудования.

При работе оборудования тешюгенерирующей установки технологическому контролю обычно подлежат следующие параметры (например, для водогрейного котла):

- расход, давление и температура сетевой воды на выходе из котла и на входе в него;

- расход, давление и температура воздуха, подаваемого в топку котла, и температура уходящих продуктов сгорания;

- состав продуктов сгорания (по которому можно судить о величине присосов в газоходы котла);

- разрежение в топочной камере и других газоходах котла;

- расход и состав сжигаемого топлива;

- расход исходной воды и электроэнергии на собственные нужды теплогенерирующей установки;

- качество исходной, подпиточной, сетевой воды и т.д.

Для удобства обслуживания оборудования теплогенерирующей установки приборы контроля и управления обычно располагают на щитах управления.

9.2. Контрольно-измерительные приборы Для нормальной работы теплогенерирующей установки необходимо наблюдать и контролировать параметры происходящих в ней технологических процессов, для чего применяют контрольно-измерительные приборы: термометры, манометры, расходомеры, водоуказательные устройства и др. Минимально необходимое число приборов на котлах устанавливают в соответствии с нормативными требованиями [6-8], под действие которых подпадает работа теплогенерирующей установки.

В зависимости от устройства, характера фиксирования измеряемых величин параметров среды, назначения, приборы, используемые в теплогенерирующих установках, подразделяют на следующие типы: показывающие; самопишущие (регистрирующие); сигнализирующие. Кроме того, приборы подразделяются по измеряемому параметру. Для измерения давления используют следующие группы:

манометры - для измерения избыточного давления; барометры - для измерения атмосферного давления; вакууметры - для измерения разрежения; мановакууметры (тягонапоромеры) - для измерения разрежения и относительно небольших перепадов давлений. Приборы для измерения температуры могут быть:

жидкостные и газовые; манометрические; дилатометрические; биметаллические;

термоэлектрические (термопары); термометры сопротивления; пирометры.

Измерение расходов жидкости и газов в теплогенерирующих установках осуществляется расходомерами: скоростными (счетчики); объемными;

ротационными; дроссельными и др. Кроме вышеуказанных, применяют приборы для измерения состава воды, состава газового топлива и продуктов сгорания, уровня жидкости и др.

9.3. Автоматизация технологических процессов производства тепловой При автоматизации теплогенерирующих установок предполагают, что технологические процессы должны проходить без непосредственного участия человека. Это обеспечивается за счет механизации оперативного управления работой оборудования с помощью различных средств и устройств, которые выполняют следующие функции.

1. Дистанционное управление регулирующими и запорными органами (пуск и останов вспомогательного оборудования: дутьевых вентиляторов, дымососов, насосов и др.).

2. Автоматическое регулирование технологических режимов (поддержание определенных значений или изменение по заданному графику технологических параметров: температуры воды и пара и уходящих продуктов сгорания, расхода питательной воды и уровня воды в барабане котла и т.п.).

3. Автоматическое управление периодическими операциями (пуск и останов оборудования топливоподачи и резервных насосов, обеспечение периодической работы золоочистных устройств и т.п.).

4. Автоматическая блокировка работы оборудования (для предотвращения аварийных ситуаций при неправильных действиях обслуживающего персонала.

Например, при аварийной остановке дымососа должно произойти автоматическое отключение вентилятора и прекращение топливоподачи в камеру сгорания. При аварийном отключении дробилки должны автоматически отключиться и остановиться ленточные транспортеры подачи топлива в дробилку).

5. Сигнализация о режимах работы оборудования, создавшихся аварийных ситуациях и т.п.

Применение автоматических устройств защиты и блокировок технологически взаимосвязанных механизмов и оборудования позволяет повысить надежность их работы и уменьшить число нештатных ситуаций и аварий.

В теплогенерирующих установках в настоящее время применяют различные схемы и системы автоматизации основных технологических процессов; некоторые из них перечислены ниже.

Автоматизация процесса горения в топочной камере. При такой автоматизации подача топлива и воздуха в топочную камеру зависит от требуемых параметров пара или горячей воды, которые должны быть направлены потребителю. Одновременно с регулировкой подачи в топочную камеру топлива и воздуха регулируется работа дымососа, служащего для поддержания необходимого разрежения в топочной камере и газовом тракте котла. Таким образом, в систему автоматического регулирования процесса горения входят регуляторы давления и разрежения, соотношения "топливо-воздух" и др.

Автоматизация питания котла водой. Для питания парового котла водой и обеспечения необходимого уровня воды в заданных пределах в барабане котла необходимо поддерживать требуемое соотношение между количеством подаваемой в котел воды, количеством образующегося пара и количеством удаляемой из котла продувочной воды. Для этого используются датчики уровня воды в барабане котла и регуляторы питания, воздействующие на количество подаваемой питательными насосами воды.

Автоматическое регулирование непрерывной продувки. Для поддержания постоянного солесодержания котловой воды в водотрубной системе котла необходимо часть солесодержащей воды непрерывно удалять из барабана котла и заменять ее чистой питательной водой. Для такой регулировки обычно используются датчики-солемеры котловой воды и регуляторы непрерывной продувки.

В настоящее время разработано значительное число разнообразных систем автоматизации теплогенерирующих установок, которые описаны в литературе.

Перечислить и пояснить все их в данном пособии не представляется возможным, поэтому ниже для примера рассмотрена работа системы автоматизации водогрейного котла КВ-ГМ-10, работающего на газе. Принципиальная схема автоматизации котла показана на рис. 9.1. Целью автоматического регулирования технологического процесса получения горячей воды в водогрейном котле для нужд отопления в данном случае является поддержание на заданном уровне температуры воды на выходе из котла в зависимости от изменяющейся температуры наружного воздуха. Непрерывная циркуляция с постоянным расходом сетевой воды через котел при такой системе регулирования позволяет отказаться от системы автоматики по расходу воды.

Рассмотрим более подробно работу автоматизации котла на примере схемы, показанной на рис. 9.1.

Процесс получения горячей воды с заданной температурой и постоянным расходом происходит следующим образом. Центробежными сетевыми насосами непрерывно по магистрали Т2 подают воду через автоматическую задвижку 13 в котел. Вода, проходя через конвективные и экранные поверхности котла, которые находятся в конвективной шахте 9 и топочной камере 7, нагревается. После котла вода с заданной температурой направляется через автоматическую задвижку 14 в подающую магистраль Т1. Температура воды в подающей Т1 и обратной Т магистралях измеряется с помощью датчиков 11 и 12, сигнал от которых передается на терморегулятор 16, который при необходимости подает сигнал на исполнительный механизм регулирующего органа 17, увеличивая или уменьшая расход топлива в топочной камере котла и регулируя интенсивность горения. Это вызывает повышение или понижение давления продуктов сгорания на выходе из топочной камеры 7.

Одновременно с воздействием регулирующего органа 17 на расход топлива регулятор 18 измеряет изменение расхода воздуха с помощью датчика 2 и воздействует на направляющий аппарат дутьевого вентилятора 19 через регулирующий орган V2, за счет чего изменяется расход воздуха, идущего на горение. Это регулирование позволяет обеспечить при горении оптимальное соотношение "топливо - воздух".

От датчика разрежения 8, установленного на выходе продуктов сгорания из топочной камеры 7, сигнал поступает на регулятор разрежения 15, который выдает сигнал на регулирующий орган V3 дымососа 10. На регулятор 15 возложена задача поддерживать на выходе из топочной камеры постоянное разрежение за счет воздействия на исполнительный механизм направляющего аппарата дымососа 10.

Для розжига горелки 5 котла и пуска его в эксплуатацию используется соответствующая система, состоящая из ручного газового крана 4, запальника 6.

Рис. 9.1. Принципиальная схема автоматизации водогрейного газового котла КВ-ГМ- Для автоматического отключения подачи газа в аварийных ситуациях служит электромагнитный отсечной клапан 3, а для перекрытия подачи газа на котельную задвижка 1.

На рис. 9.1 приняты следующие обозначения: Е - первичный датчик с электрическим выходным сигналом; С - регулятор; NS - пускорегулирующая аппаратура управления; Н - аппаратура дистанционного ручного управления; HS ключ управления; М - электродвигатель (исполнительный механизм); V регулирующий орган; датчики: Т - температуры, F - расхода, PD - давления дифманометрического типа.

Кроме вышеперечисленных систем автоматизации, в современных теплогенерирующих установках используются и многие другие, с действием которых можно ознакомиться в справочной литературе.

Щит управления - устройство, на котором располагаются приборы контроля, регулирования и управления работой тепло-генерирующей установки. Управлять работой котлов с такого щита можно дистанционно.

Щиты управления принято подразделять на три типа, как показано на рис. 9.2.

Рис. 9.2. Типы щитов управления теплогенерирующими установками Индивидуальным называют щит управления, предназначенный для расположения приборов контроля, регулирования и управления, относящихся к одному котлу.

При использовании индивидуальных щитов управления их принято устанавливать вблизи фронта котла для удобства сочетания дистанционного управления с визуальным наблюдением за показаниями приборов и работой котла.

Индивидуальное расположение щитов позволяет также использовать простые кнопочные системы управления остановом и пуском отдельных устройств котла и оборудования с помощью электрических исполнительных механизмов. Все операции по обслуживанию котельного агрегата обычно осуществляет дежурный персонал, состоящий из двух человек. Один, оператор, находящийся у теплового щита, наблюдает за работой котла и показаниями приборов на тепловом щите, второй, обходчик, ведет наблюдение за работой основного и вспомогательного оборудования котла по месту их установки. Такая организация работы является достаточно надежной, но неэкономичной.

Групповой щит управления предназначен для обслуживания оператором с одного рабочего места нескольких котлов.

Групповой щит обычно применяют в теплогенерирующих установках малой и средней мощности, т.к. он позволяет уменьшить численность обслуживающего персонала и производить обслуживание котлов и оборудования с одного места.

Для обслуживания всех котлов и оборудования теплогенерирующей установки (обычно это делается на установках большой мощности - тепловых станциях, районных котельных и т.п.) используются централизованные щиты управления. Они удобны для оперативного управления работой основного и вспомогательного оборудования котлов большой мощности, которые имеют большие габариты и значительно отдалены друг от друга. Централизованная система управления является наиболее прогрессивной, т.к. делает возможным обслуживание всей теплогенерирующей установки с одного центрального щита.

Однако при такой системе обычно сохраняются и функции местного управления отдельными технологическими операциями, например, топливоподачей, шлакозолоудалением и т.п. Централизованная система управления требует значительных материальных затрат на прокладку большого числа и протяженности кабелей и установку дополнительных приборов и устройств.

10. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

При проектировании теплогенерирующих установок малой и средней мощности (давление пара не более 4 МПа и температура воды не более 200 °С) основным нормативным документом является СНиП П-35-76* "Котельные установки". В данном документе даются понятия типов котельных: центральной, автономной и крышной. По размещению котельные подразделяются дополнительно на отдельно стоящие, пристроенные к зданиям и встроенные в здания другого назначения.

В соответствии с требованиями квалификационной характеристики инженер специальности "теплогазоснабжение" должен уметь рассчитать тепловую схему и оборудование теплогенерирующей установки с учетом комплекса современных требований, целесообразным способом скомпоновать оборудование, разместить его в здании котельной, обеспечить безопасность его работы и обслуживания.

10.1. Основы проектирования. Требования. Генеральный план и Для получения необходимого количества и качества тепловой энергии в теплогенерирующей установке при минимальных затратах и наименьших воздействиях на природу при проектировании стараются выдержать определенные требования:

- простая, экономичная и безопасная транспортировка теплоты к потребителям;

- минимальные затраты на здание и оборудование теплогенерирующей установки;

- возможность размещения вблизи установки складов топлива и шлакозолоотвалов;

- наиболее рациональная схема топливоподачи и шлакозолоудаления;

- высокая экономичность и безопасность работы установки и оборудования;

- хорошие санитарно-гигиенические и безопасные условия работы обслуживающего персонала;

- наименьшие воздействия работы установки на природу и окружающую среду.

Этапы проектирования Как и проектирование любого объекта, проектирование теплогенерирующей установки обычно выполняется в три этапа:

1) составление проектного задания;

2) разработка технического проекта;

3) изготовление рабочих чертежей.

Проектное задание включает в сокращенном виде исходный материал для проектирования теплогенерирующей установки и разрабатывается на основе заявки заказчика. В этой заявке должны быть указаны: проектная тепловая нагрузка, типы потребителей тепловой энергии, имеющаяся инфраструктура района, где предполагается разместить теплогенерирующую установку (расположение водопроводов, теплопроводов, газопроводов, электрических линий, дорог и т.п.). Это позволяет дать ясные указания по выбору площадки под теплогенерирующую установку, по системам тепло-, электро- и водоснабжения, по типу топлива, системам топливоподачи и шлакозолоудаления, по типу и производительности котлов и их размещению, по компоновке оборудования, водоподготовке и т.п. При разработке проектного задания определяется ориентировочная стоимость теплогенерирующей установки и стоимость единицы вырабатываемой тепловой энергии или пара. На основании проектного задания из нескольких рассматриваемых вариантов проектируемой теплогенерирующей установки выбирается оптимальный, который и реализуется далее в техническом проекте.

Технический проект начинают выполнять на основе действующих норм и правил проектирования после выбора и утверждения проектного задания, а следовательно, когда принят конкретный вариант проектируемой теплогенерирующей установки. В техническом проекте решаются вопросы проектирования и строительства здания (главного корпуса) под теплогенерирующую установку, вопросы окончательного выбора и расстановки оборудования и разработки рабочих чертежей, выдаются заказы на требуемое оборудование и материалы, определяются проектные технико-экономические показатели теплогенерирующей установки.

Рабочие (монтажные) чертежи выполняют после утверждения и на основе технического проекта теплогенерирующей установки и имеющихся технических характеристик выбранного оборудования. Рабочие чертежи определяют окончательные формы, параметры и размеры всей теплогенерирующей установки и ее элементов, они включают в себя планы и разрезы установки и оборудования, схемы технологических трубопроводов, чертежи строительно-монтажных работ и чертежи сооружений и устройств, обеспечивающих охрану труда и защиту окружающей среды и т.п. Рабочие чертежи позволяют изготовить нестандартное оборудование, произвести строительство и монтаж установки в целом и подготовить ее к вводу в эксплуатацию.

Генеральный план и земельные участки На генеральном плане теплогенерирующей установки изображаются ее здания и сооружения, оборудование, находящееся вне зданий, линии электропередач, теплопроводов, подъездные дороги и т.п. Обычно земельные участки под теплогенерирующие установки выбираются в соответствии со схемой теплоснабжения, рельефом местности и розой ветров, проектами планировки и застройки районов населенных пунктов, возможностью размещения вблизи складов топлива и шлакозолоотвалов, схемой коммуникаций (дорог, линий электропередач, газо- и водопроводов) и т.п.

На площадке теплогенерирующей установки следует располагать главный корпус, сооружения топливного хозяйства и шлакозолоудаления, трансформаторную подстанцию, газорегуляторный пункт, баки горячего водоснабжения, здание водоподготовки и т.п. Вне площадки допускается располагать разгрузочные устройства топливоподачи, мазутное хозяйство, бакиаккумуляторы горячего водоснабжения, насосные станции, резервуары противопожарного водоснабжения и другое оборудование.

При размещении теплогенерирующей установки по санитарным нормам должна предусматриваться охранная зона. Вокруг котельных для промпредприятий ширина охранной зоны должна быть не менее 100 м при расходе топлива до 3,5 т/ч.

Для жилых районов расстояние от котельной, расположенной на открытой площадке, до жилых зданий выбирается из условия допускаемого по санитарным нормам уровня шума в жилой застройке, от складов твердого и жидкого топлива по специальным нормам. Для встроенных и пристроенных котельных следует предусматривать закрытые склады хранения твердого и жидкого топлива, расположенные вне помещения котельной и здания, для которого она предназначена. Размеры площадки под шлакозолоотвалы должны предусматриваться с учетом работы котельной не менее 25 лет, а сами шлакозолоотвалы следует размещать на непригодных для сельского хозяйства земельных участках (низины, овраги, выработанные карьеры и т.п.), при этом необходимо предусматривать защиту шлакозолоотвалов от выноса золы и шлака дождевыми и паводковыми водами.

При высоком уровне грунтовых вод на площадке необходимо предусмотреть мероприятия, исключающие возможность затопления заглубленных помещений (зольных, подсобных, дымовых каналов и т.п.). Подобные помещения устраиваются таким образом, чтобы их нижняя отметка была на 300 мм выше уровня стояния грунтовых вод.

Отвод паводковой и дождевой воды с территории котельной должен быть увязан с имеющейся промышленной, ливневой и хозяйственной канализацией.

Размещение котельных Котельные, как правило, размещают в отдельно стоящем здании.

Блокирование котельной с другими зданиями разрешается только в тех случаях, когда это допускается технологией основного производства.

Крышные котельные разрешается проектировать для производственных зданий промышленных предприятий с применением котлов с абсолютным давлением пара до 0,17 МПа и температурой воды до 115 °С, мощность котельной при этом не должна превышать 5 МВт. Для жилых зданий с пристроенными и крышными котельными должны использоваться водогрейные котлы с температурой воды до 115 °С и мощностью котельной не выше 3 МВт.

При проектировании не разрешается размещать встроенные котельные в многоквартирных жилых зданиях, а также пристраивать котельные к складам с горючими и легковоспламеняющимися материалами. Не разрешается размещать крышные, встроенные и пристроенные котельные в зданиях детских дошкольных и школьных учреждений, в лечебных и спальных корпусах больниц и поликлиник.

Не разрешается размещать крышные котельные над производственными помещениями и складами категорий А и Б по взрывопожарной и пожарной опасности, а встроенные котельные - под помещениями общественного назначения (магазины, столовые, душевые, залы кинотеатров и т.п.) и под складами сгораемых материалов.

Для встроенных, пристроенных и крышных котельных следует предусматривать автоматизированные котлы полной заводской готовности.

Использовать жидкое и твердое топливо для крышных котельных запрещено, а в котельных, расположенных в подвале, не допускается использовать газообразное и жидкое топливо с температурой вспышки паров ниже 45 °С.

Для котельной необходимо предусматривать сооружение одной дымовой трубы, проектирование последующих труб должно иметь технико-экономическое обоснование.

10.2. Здания котельных. Компоновка оборудования При проектировании котельных следует обеспечить единое архитектурное и композиционное решение всех зданий и сооружений, простоту фасадов, а также предусмотреть применение экономичных конструкций. Проектирование встроенных, пристроенных и крышных котельных должно вестись в соответствии с требованиями строительных норм и правил тех зданий и сооружений, для теплоснабжения которых они предназначены.

Объемно-планировочные и конструктивные решения зданий и сооружений котельных должны допускать возможность их расширения, для чего должна быть оставлена свободной одна из торцевых стен здания котельной, когда там используются только паровые или только водогрейные котлы, и две свободных торцевых стены, когда там используются водогрейные и паровые котлы. В последнем случае расширение в одну сторону идет при использовании паровых котлов и в другую сторону - при использовании водогрейных котлов. Конструкция торцевых стен должна предусматривать возможность такого расширения.

Встроенные котельные от смежных помещений, а пристроенные котельные от основного здания, следует отделять противопожарными стенами 2 типа.

Внутренние поверхности стен встроенных и крышных котельных должны быть окрашены влагостойкими красками.

В индивидуальных котельных, работающих на жидком и газообразном топливе, следует предусматривать легкосбрасываемые ограждающие конструкции.

Расчет площади такой конструкции ведется из условия 0,03 м2 на 1 м3 объема помещения, в которых находятся котлы.

Все двери котельной должны открываться только наружу.

При проектировании отопления и вентиляции в зданиях котельных следует предусматривать:

- по возможности естественную вентиляцию; если это невозможно, то вентиляцию с механическим побуждением. Механическую вентиляцию желательно не использовать во избежание разрежения в котельном цехе;

- 3-кратный воздухообмен котельного цеха при работе на газообразном топливе, без учета воздуха, требующегося на горение. Конструкция вытяжных вентиляторов для таких цехов должна исключать возможность искрообразования;

- при необходимости - очистку загрязненного воздуха перед выбросом его в атмосферу;

- расчетную температуру воздуха в холодный период года в помещении котельной не ниже 12 °С и не выше чем на 5 °С по отношению к наружной температуре воздуха в летний период.

Компоновка (расположение) оборудования котельной должна обеспечивать оптимальную механизацию и автоматизацию технологических процессов, удобство и безопасность работы эксплуатационного и ремонтного персонала, минимальную протяженность трубопроводов, газовоздуховодов, минимальные затраты на сооружение котельной и т.п. Все решения при компоновке оборудования должны отвечать требованиям санитарных норм, правил техники безопасности, противопожарных норм и других руководящих документов.

Наиболее экономичной и рациональной компоновкой паровых и водогрейных котлов считается параллельное их расположение, а также параллельное расположение вспомогательного оборудования.

Вне зданий котельных, на открытых площадках, допускается размещать тягодутьевые машины, золоуловители, деаэраторы, осветлители, баки различного назначения, подогреватели мазута. При этом следует предусматривать мероприятия по защите трубопроводов и арматуры от замерзания в период отрицательных температур наружного воздуха, а также мероприятия по охране окружающей среды от загрязнения и защите от шума.

При проектировании котельных для Северной строительно-климатической зоны вне здания котельной допускается размещать золоуловители, бакиаккумуляторы системы централизованного горячего водоснабжения и осветлители, а системы шлакозолоудаления следует предусматривать с сухим механическим или пневматическим удалением шлака и золы. Сами котельные, сооружаемые в Северной зоне, относят к первой категории, независимо от категории потребителей теплоты по надежности теплоснабжения.

Открытая установка тягодутьевых машин в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 30 °С возможна, если это допускается инструкцией завода-изготовителя.

Для встроенных котельных должно предусматриваться технологическое оборудование, технические характеристики которого позволяют устанавливать его без фундаментов.

При размещении котлов и вспомогательного оборудования в котельных, устройстве площадок и лестниц для обслуживания следует руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" [8], утвержденными Госгортехнадзором РФ, и другими руководящими документами.

Компоновка оборудования выбирается при проектировании в соответствии с климатическими условиями и районом расположения котельной, также зависит от вида топлива, типа и мощности котлов, способов очистки газов и других факторов и может быть подразделена на типы, показанные на рис. 10.1.

Открытая компоновка оборудования, когда котлы и оборудование располагаются вне здания котельной, применяется при благоприятных климатических условиях. В условиях России она практически не используется.

Рис. 10.1. Типы компоновок оборудования теплогенерирующих установок Полуоткрытая компоновка предполагает, что часть оборудования находится вне здания котельной или же нижняя часть котлов находится в помещении, а верхняя часть - вне здания. Такой тип достаточно широко используется в южных районах России и ее средней полосе.

Закрытую компоновку оборудования теплогенерирующих установок, когда котлы и оборудование находятся в помещении котельной, рекомендуется применять в районах с жесткими климатическими условиями.

10.3. Эксплуатация теплогенерирующих установок Паровые и водогрейные стационарные котлы (давление более 0,17 МПа, температура теплоносителя более 115 °С) относятся к объектам, поднадзорным Госгортехнадзору РФ, пуск в работу и эксплуатация которых строго регламентирована "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" [8].

В процессе эксплуатации периодически производят обследование и техническое освидетельствование котлов с целью проверки технического состояния, соответствия его "Правилам" и для определения возможности дальнейшей эксплуатации.

Эксплуатация котла обслуживающим персоналом заключается в проведении операций, показанных на рис. 10.2.

Рис. 10.2. Этапы обслуживания теплогенерирующей установки Подготовка котла к работе и его пуск Перед пуском котла в эксплуатацию осуществляют его осмотр. Для этого производят наружный осмотр котла и оборудования, проверяют исправность арматуры, топки и топливоподачи, газоходов, взрывных клапанов, лазов, люков и т.п. Опробуют работоспособность насосов, вентиляторов, дымососов и другого оборудования путем кратковременного его включения. Если есть уверенность в исправности котла и оборудования, начинают заполнение котла водой.

Заполнение котла водой начинают с открытия воздушных кранов (если они имеются) на котле и экономайзере или приподнимают предохранительный клапан на котле или верхнем барабане для выпуска воздуха из пароводяной системы котла. Затем открывают питательный клапан и через экономайзер заполняют котел питательной деаэрированной горячей водой с температурой 50...100 °С.

Заполнение котла водой производят медленно, в течение 1...2 часов, для предотвращения опасных температурных напряжений в металле барабана и трубах котла. После заполнения котла водой воздушные краны закрывают, а предохранительные клапана опускают, и только после этого начинают растопку котла.

При растопке котла необходимо сначала провентилировать газоходы котла в течение 5...15 минут, и лишь затем зажигать слой топлива на решетке с помощью растопочных мазутных или газовых форсунок или, в крайнем случае, с помощью дров. При этом дутьевой вентилятор должен быть отключен, а шибер в газоходе за котлом должен быть слегка приоткрыт. При растопке котла ведут непрерывное наблюдение, чтобы не возникло течей через трубы и неплотности оборудования котла. После загорания слоя топлива на решетке включают дымосос, затем дутьевой вентилятор, и только после этого начинают увеличивать тягу в газовом тракте котла.

При работе на жидком и газообразном топливе для предотвращения образования взрывоопасных смесей газов и паров топлива с воздухом газоходы котла должны быть провентилированы в обязательном порядке в течение 10... минут (примерно 57% взрывов и хлопков в газифицированных котельных происходит в момент растопки котла при вводе в топку запальника; 15% - при повторном розжиге). После этого в топку вводится растопочная форсунка или включается запально-защитное устройство, открывается задвижка подачи топлива в форсунку топки и поджигается факел.

При наличии в котлоагрегате воздухоподогревателя во избежание коррозии его труб воздух, идущий на горение, пропускают помимо воздухоподогревателя до тех пор, пока температура уходящих газов не достигнет 120 °С и более.

Растопка котлов среднего давления обычно проводится в течение 2...4 часов по специальному графику.

Обслуживание котла во время работы При обслуживании котла в период его эксплуатации ведут непрерывный контроль за работой самого котла и оборудования. При этом поддерживается нормальный режим эксплуатации, который обеспечивает требуемую выработку пара или горячей воды заданных параметров при наименьших затратах топливноэнергетических ресурсов в условиях безопасной и надежной работы котла. В случае возникновения нештатных ситуаций восстановление нормальных режимов должна провести автоматика котла или дежурный персонал котельной.

При эксплуатации котла следят за исправностью работы всего оборудования и не реже одного раза в смену проверяют исправность действия манометров, предохранительных клапанов и водоуказательных приборов на барабане котла.

Выбор оптимальных режимов работы, т.е. управление работой котла, осуществляется с помощью систем автоматизации, таких как поддержание оптимального соотношения при горении "топливо - воздух", создание разрежения на выходе из топочной камеры в пределах 20...40 Па и т.п. Нарушения нормального хода технологических процессов в котлах могут вызвать тяжелые последствия и аварии отопительных систем.

В период эксплуатации обслуживающий персонал котельной должен соблюдать правила техники безопасности, санитарные и противопожарные правила, правила Госгортехнадзора РФ и инструкции по обслуживанию оборудования котельной.

Для восстановления работоспособности котлов и оборудования организуют их ремонт. Ремонты могут быть текущими, восстановительными, капитальными, плановыми и внеплановыми. Также проводится межремонтное обслуживание.

Текущий ремонт проводят с целью обеспечения нормальной эксплуатации котлов и оборудования в межремонтный период. При таком ремонте котел может быть частично разобран с целью замены и восстановления изношенных частей.

Восстановительный ремонт проводится с целью устранения повреждений котлов и оборудования, вызванных авариями, пожарами, после длительного бездействия и т.п.

Капитальный ремонт котла проводится с целью доведения его характеристик до проектных и расчетных значений. Это наиболее полный по объему ремонт котла, сопровождаемый часто усовершенствованием его конструкции и оборудования.

При плановом ремонте, проводимом строго по плану, восстанавливают котельное оборудование до первоначального рабочего состояния.

Внеплановый ремонт осуществляется в период эксплуатации котла при внезапном выходе его оборудования из строя.

Межремонтное обслуживание, проводимое в период эксплуатации котлов, включает в себя уход за оборудованием (смазка, обтирка, чистка, мелкий ремонт оборудования) и регулярный наружный осмотр для выявления степени износа деталей и своевременной их замены.

Остановка котла Остановка котла, проводимая в соответствии с производственной инструкцией, может быть плановой, кратковременной и аварийной.

Плановую (полную) остановку котла проводят по графику в определенной последовательности.

1. Прекращают подачу топлива. При слоевом сжигании дожигают его на решетке.

2. Прекращают подачу воздуха дутьевым вентилятором.

3. Вентилируют около 10...15 мин газоходы котла с помощью дымососа.

4. Отключают дымосос и закрывают шибер в газоходе за котлом.

5. Отключают котел от паровой магистрали и открывают продувку пароперегревателя на 0,5...1 ч для его охлаждения.

6. Очищают топку котла от остатков топлива, золы и шлака, а из шлакового бункера удаляют шлак и золу.

7. Дают котлу остыть естественным путем в течение 4...6 ч.

8. Проветривают газоходы котла с помощью естественной тяги в течение 4...6 ч.

9. Открывают шибер в газоходе за котлом и включают дымосос для ускорения охлаждения.

10. При достижении температуры воды в котле 70...80 °С дымосос отключают, закрывают шибер в газоходе за котлом и удаляют воду. При спуске воды, который производят достаточно медленно, открывают воздушные краны на котле или приподнимают предохранительные клапана.

11. Отсоединяют котел от магистралей и других котлов установкой металлических заглушек между фланцами.

Кратковременная остановка котла производится при нарушении его нормальной работы вследствие неисправности оборудования, когда может возникнуть аварийная ситуация. Последовательность выполнения операций здесь такая же, как и при плановой остановке котла.

Аварийная остановка котла производится в следующих случаях:

- прекратилась подача газа или воздуха при газовом топливе или повреждены газопроводы или газовая аппаратура;

- при взрыве газовоздушной смеси в топке или газоходах котла;

- прекратилась подача электроэнергии;

- давление в котле поднялось выше разрешенного предела более чем на 10% и продолжает расти, несмотря на прекращение подачи топлива, уменьшение тяги и дутья и усиленное питание котла водой;

- перестали действовать манометры и оба предохранительных клапана;

- произошел упуск воды из котла (ниже нижней кромки водоуказательного стекла. Подпитка котла водой при этом категорически запрещена!);

- при повышении уровня воды в барабане котла выше верхней кромки водоуказательного стекла и если продувкой котла не удается стабилизировать или снизить уровень воды;

- при выходе из строя всех водоуказательных приборов;

- при наличии существенных повреждений элементов котла (разрыв труб, появление трещин, выпучин, течи и т.п.);

- при обнаружении ненормальностей в работе оборудования (удары, стуки, вибрация, повышенные шумы и т.п.);

- разрушение кладки и обмуровки котла;

- при пожаре в котельной и других случаях.

При аварийной остановке котла необходимо:

1. Прекратить подачу топлива и воздуха, ослабить тягу в газовоздушном тракте котла.

2. Отключить котел от главной паровой магистрали.

3. Прекратить горение топлива в топке котла путем удаления горящего топлива или осторожной его заливки водой.

4. Выпустить пар через приподнятые предохранительные клапана или аварийный вентиль. Дымосос отключают только после того, как выйдет основное количество пара из котла.

При загорании сажи или "уноса" топлива в газоходах котла следует немедленно прекратить подачу топлива и воздуха и отключить дымосос, полностью закрыть воздушную и газовую заслонки. После прекращения горения необходимо сразу провентилировать топку.

10.4. Технико-экономические показатели установок Оценка эффективности работы теплогенерирующей установки может быть проведена с использованием технико-экономических показателей. Существует два вида показателей: количественные (абсолютные) и качественные (относительные).

Некоторые из них приведены ниже.

К количественным показателям работы теплогенерирующей установки относят:

QОТП - годовой отпуск тепловой энергии потребителям, ГДж (или Гкал);

QУСТ - установленная тепловая мощность теплогенерирующей установки, QВЫР - годовая выработка тепловой энергии теплогенерирующей установкой, QСН - годовое потребление энергии на собственные нужды установки, BГОД - годовой расход натурального топлива, т/г. или м3/г.;

GГОД - годовой расход воды, м /г.;

ЭЭГОД - годовой расход электроэнергии, кВт·ч/г. или м3/г;

nШТ - численность персонала теплогенерирующей установки, чел.;

ЭГОД - годовые эксплуатационные расходы, р./г.;

BГОД - годовой расход натурального топлива, т/г. или м3/г. и другие К качественным показателям относят:

БР - коэффициент полезного действия установки брутто, т.е. без учета затрат тепловой энергии на собственные нужды;

HET - коэффициент полезного действия установки нетто, т.е. с учетом затрат тепловой энергии на собственные нужды;

bO - удельный расход топлива на единицу отпущенной энергии, г/ГДж;

Sq - себестоимость отпускаемой потребителям тепловой энергии, р./ГДж;

КЗ - коэффициент загрузки основного оборудования, КШТ - штатный коэффициент, чел/МВт, KШТ = nШТ\QУСТ.

Основным обобщающим технико-экономическим показателем, отражающим качество работы теплогенерирующей установки в целом, является стоимость отпущенной потребителям единицы тепловой энергии, р./ГДж:

где SТГУ - годовые эксплуатационные расходы по теплогенерирующей установке, Годовые эксплуатационные расходы теплогенерирующей установки определяются как сумма ряда статей, р. /г.

где SТ - годовые затраты на топливо; SЭЭ - годовые затраты на использованную теплогенерирующей установкой электроэнергию; SB - годовые затраты на использованную воду; SAM - годовые затраты на амортизационные отчисления; STP - годовые затраты на текущий ремонт; SЗП - годовая заработная плата с учетом начислений на заработную плату для эксплуатационного персонала теплогенерирующей установки; SПР годовые прочие суммарные затраты.

Расчет составляющих себестоимости отпускаемой тепловой энергии по формуле (10.2) проводится с использованием специальных методик, строительномонтажных и сметных норм с учетом существующих цен на топливо, воду, электроэнергию и другие материалы и оборудование.

Часто возникает необходимость сравнить несколько возможных вариантов проектного решения теплогенерирующей установки и выбрать для строительства оптимальный. Для этого определяются приведенные затраты на единицу отпускаемой тепловой энергии по формуле, р./ГДж где ЕH - нормативный коэффициент эффективности, принимаемый обычно равным КТГУ - капитальные затраты на сооружение теплогенерирующей установки (сметная стоимость строительства), р.

11. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

При работе теплогенерирующих установок образуется достаточно много вредных веществ, загрязняющих окружающую среду. Часть этих веществ образуется при сжигании органического топлива в топках котлов и выносится с дымовыми газами в виде токсичных газов и мелкодисперсной золы через дымовую трубу, часть удаляется с золой и шлаком, часть образуется при подготовке химически очищенной воды и в технологических процессах и переходит в сточные воды котельной.

11.1. Газообразные и твердые загрязняющие вещества Загрязнение воздушной среды тешюгенерирующими установками связано с выбросами в дымовую трубу мелкодисперсной золы, токсичных газов, таких как NO, NO2, SO2, СО, бензапирена и др. Количество образующихся вредных газов зависит от вида топлива и его состава, организации процесса горения в топочных устройствах, температуры горения и многих других факторов. Основным показателем, характеризующим загрязнение воздушной среды, является выброс вредных веществ в единицу времени. Их количество может быть определено в соответствии с нормативной методикой [9]. Ниже приведены выборки из этой методики.

Расчет выбросов твердых частиц Суммарное количество твердых частиц (летучей золы и несгоревшего топлива) МТВ, поступающих в атмосферу с дымовыми газами теплогенерирующей установки, может быть определено по формуле, г/с где В - расход натурального топлива теплогенерирующей установкой, кг/с;

aУН - доля золы, уносимой газами из котла; АP- зольность топлива на рабочую q4 - потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %;

QHP - низшая теплота сгорания твердого или жидкого топлива, МДж/кг; 32,68 теплота сгорания углерода, МДж/кг;

ЗУ - КПД золоулавливающего устройства, %.

Расчет выбросов оксидов серы Суммарное количество в пересчете на SO2 оксидов серы, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, вычисляют по формуле, г/с где SP - содержание серы в топливе на рабочую массу для твердого и жидкого топлива (для газообразного топлива в кг/100 м3), %;

В - расход натурального топлива теплогенерирующей установкой, кг/с или 'SO2 - доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива в котле, определяемая из табл. 11.1;

''SO2 - доля оксидов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе, принимаемая в зависимости от щелочности орошающей воды. Для сухих золоуловителей ''SO2 = 0.

Доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива в котле Угли:

березовский Канско-Ачинского бассейна:

другие угли Канско-Ачинского бассейна:

Сланцы:

количества оксидов серы в пересчете на SO2 ведется по формуле, г/с где H2S - содержание сероводорода в топливе на рабочую массу, %.

Расчет выбросов оксида углерода Расчет количества выбросов оксида углерода ведется по формуле, г/с где q3 - потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, %;

R - коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода; принимается: для твердого топлива QHP - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг или МДж/м3.

Расчет выбросов оксидов азота Количество выбросов в пересчете на NO2 оксидов азота может быть рассчитано по формуле, г/с где КNO2 - удельный выброс оксидов азота при сжигании топлива на 1 МДж теплоты, г/МДж, принимаемый по табл. 11.2. В таблице обозначено: D паропроизводительность котла, т/ч; QK - тепловая мощность парового или водогрейного котла по введенной в топку теплоте, МВт, QK = B · QHP, T коэффициент избытка воздуха, подаваемого в топку котла; qR - тепловое напряжение зеркала горения, МВт/м2, q R = ; FЗГ - площадь зеркала горения котла, м2; R - характеристика гранулометрического состава угля остаток на сите с размером ячеек 6 мм, %. При отсутствии данных K - безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки при сжигании природного газа: для всех дутьевых горелок напорного типа равно 2, для горелок инжекционного типа - 1,6, для горелок двухступенчатого сжигания - 0,7, при сжигании жидкого или t - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота: при сжигании природного газа и мазута t = + 0,002(tГВ - 30); при сжигании твердого топлива t = 1, где tГВ температура воздуха, подаваемого в топку на горение, °С;

- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота. При работе котла в соответствии с режимной картой = 1. При работе котла на твердом топливе = 1. В общем случае принимают при работе котла на газе = 1,225, на мазуте P - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на образование оксидов азота: при сжигании природного газа P = 0,16р; при сжигании мазута P = 0,17p; при сжигании твердого топлива P = 0,075p, где Р - степень рециркуляции дымовых - безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру: при сжигании природного газа = 0,022 · ; при сжигании мазута = 0,018 · ; при сжигании твердого топлива = 0, где - доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количества организованного воздуха).

Удельный выброс оксидов азота при сжигании топлива Расчет выбросов мазутной золы в пересчете на ванадий Мазутная зола представляет собой сложную смесь, состоящую в основном из оксидов металлов. В качестве контролирующего показателя принят ванадий, по содержанию которого в золе установлен санитарно-гигиенический норматив (предельно допустимая концентрация - ПДК).

Суммарное количество в пересчете на ванадий мазутной золы, поступающей в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании мазута, можно рассчитать по формуле, г/с где GV - количество ванадия в граммах в 1 тонне жидкого топлива, при отсутствии данных химического анализа вычисляют по формуле, г/т OC - доля ванадия, оседающего с твердыми частицами на поверхностях нагрева мазутных котлов, которую принимают равной для котлов: 0,07 - с промежуточным пароперегревателем, когда очистка поверхностей производится в остановленном состоянии; 0,05 - без промежуточного пароперегревателя при тех же условиях очистки; 0 - для всех остальных VЗУ - степень очистки дымовых газов от мазутной золы в золоулавливающих установках, %. При отсутствии золоулавливающих устройств VЗУ = 0; AP содержание золы в мазуте на рабочую массу, %.

11.2. Минимально необходимая высота дымовой трубы Минимальная высота дымовой трубы для теплогенерирующей установки определяется с учетом работы всех котлов на максимальную производительность, исходя из условия рассеивания вредных загрязняющих веществ на высоте 2 м от земли в атмосферном воздухе (т.е. применяется условие не превышения предельно допустимых концентраций вредных веществ от теплогенерирующей установки в приземном воздухе) по формуле, м где Mi - количество выбросов i-го вредного загрязняющего вещества из дымовой ПДКi - предельно допустимая максимальная разовая концентрация i-го вредного загрязняющего вещества в приземном воздухе, мг/м3. Значения ПДКi могут быть взяты из табл. 11.3;

Предельно допустимые концентрации некоторых вредных веществ в Загрязняющее вещество CФ.i - фоновые концентрации i-го вредного загрязняющего вещества в районе расположения котельной, мг/м3;

А - коэффициент распределения температуры воздуха, зависящий от метеорологических условий местности и определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных загрязняющих веществ в атмосферном воздухе и равный: 250 - для Республики Бурятии и Читинской области; 200 - для европейской части РФ, Дальнего Востока, остальной территории Сибири; 180 - для Урала; 140 - для Московской, Тульской, Рязанской, Владимирской, Калужской и Ивановской областей;

F - коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном воздухе, равный: 1 - для газообразных выбросов; 2 - для пыли и золовых частиц при степени улавливания более 90%; 2,5 - для пыли и золовых частиц при степени улавливания менее 90%;

т - безразмерный коэффициент, определяющий условия выхода дымовых газов из устья трубы и определяемый через параметр f;

H ЗАД DT

w0 - скорость выхода дымовых газов из устья дымовой трубы, при расчетах обычно задается в пределах 20...30 м/с;

HЗАД - заданная предварительно высота дымовой трубы, м;

T - разность температур уходящих из дымовой трубы газов (УХ) и окружающего воздуха (tВОЗД), К;

VДГ - объемный расход дымовых газов через устье дымовой трубы, м3/с;

n - безразмерный коэффициент, определяющий условия выхода дымовых газов из дымовой трубы в зависимости от критической скорости ветра:

nTP - число дымовых труб котельной, через которые происходит выброс Расчет минимальной высоты дымовой трубы должен производиться по выбросам на золу и твердые частицы, уносимые дымовыми газами, и на совместный выброс оксидов азота и серы. Поэтому методика расчета следующая:

а) находят по формуле (11.1) суммарное количество твердых частиц МТВ, выбрасываемых из дымовой трубы, и подставляют в формулу (11.8) вместо Mi;

б) задаются минимальной высотой дымовой трубы HЗАД и по формуле (11.8) определяют минимальную высоту дымовой трубы HMIN.TB. Если расхождение HЗАД и HMIN.TB составило более 5%, то величину HЗАД перезадают и добиваются выполнения соотношения в) по формулам (11.2)-(11.3) и (11.5) рассчитывают количество выбросов оксидов серы MSO2 и азота MNO2;

г) определяют и заменяют величину первого сомножителя под корнем в формуле (11.8) д) задают высоту дымовой трубы HЗАД и рассчитывают по формуле (11.8) ее необходимую минимальную высоту по газовым выбросам HMIN.ГВ;

е) если расхождение между HMIN.ГВ и РЗАД составит более 5%, то расчеты уточняют в соответствии с рекомендациями (пункт б);

ж) за требуемую минимальную высоту дымовой трубы принимают большую из двух найденных: HMIN.TB и HMIN.ГВ.

11.3. Методы снижения выбросов вредных веществ с продуктами В настоящее время можно выделить четыре направления борьбы с вредными газообразными выбросами, как показано на рис. 11.1.

Оптимизацию процессов сжигания топлива в теплогенерирующих установках можно проводить за счет:

- улучшения режимов работы теплогенерирующей установки;

- оптимизации соотношения "воздух - топливо";

- выбора оптимального режима работы котлов;

- использования современных способов и устройств сжигания топлива;

- применения присадок к топливу, уменьшающих образование вредных веществ.

Рис. 11.1. Основные методы снижения вредных газообразных выбросов Уменьшить содержание вредных веществ в продуктах сгорания теплогенерирующей установки можно за счет улучшения качества топлива или его замены другим, выделяющим меньше загрязняющих веществ. Улучшить качество топлива можно, например, удаляя из сернистого мазута или нефти перед их сжиганием серу, т.е. применяя десульфатацию топлива. Это удорожает топливо, но одновременно позволяет значительно снизить вредные выбросы с продуктами сгорания.

Перспективным направлением замены топлива на более экологически чистое считается получение новых синтетических топлив. Также для уменьшения вредных выбросов делают, если это возможно, замену топлива на более чистое, например, заменяя уголь или мазут на природный газ.

К основным способам очистки дымовых газов от вредных газообразных примесей можно отнести:

- десульфатацию продуктов сгорания, когда из них удаляют оксиды серы;

- абсорбцию, когда вредное вещество из газовоздушной смеси удаляется путем поглощения жидким поглотителем (абсорбентом);

- адсорбцию, когда некоторые твердые тела с ультрамикроскопической пористой структурой селективно извлекают из газовой смеси и концентрируют на своей поверхности вредные газы;

- каталитическое окисление, когда вредные газообразные примеси удаляются из очищаемого газа в присутствии катализаторов.

Рассеивание вредных загрязняющих веществ в атмосфере в настоящее время является наиболее распространенным способом уменьшения содержания этих веществ в приземном слое атмосферного воздуха. Для этого дымовые трубы должны иметь определенную минимальную высоту, рассчитанную по условиям рассеивания вредных загрязняющих веществ в атмосферном воздухе, как показано в предыдущем параграфе. Следует заметить, что соблюдение определенной высоты труб не уменьшает само количество выбросов вредных веществ, но позволяет рассеивать эти вещества на большую площадь и тем самым снизить их количество в атмосферном воздухе вблизи теплогенерирующей установки.

Рациональное использование водных ресурсов нашей страны является важной составляющей программы охраны окружающей среды. Энергетика и жилищнокоммунальное хозяйство относятся к отраслям промышленности, которые имеют значительные объемы жидких стоков. Применительно к промышленности к сточным водам относят использованные в технологических процессах воды, непригодные по своему качеству для повторного использования на предприятии без специальной подготовки и очистки.

При работе теплогенерирующих установок образуются следующие виды сточных вод:

а) отработавшие растворы от систем химводоочистки;

б) обмывочные воды после обмывки поверхностей нагрева котлов;

в) отработанные растворы после химической очистки теплосилового оборудования и его консервации;

г) коммунально-бытовые и хозяйственные стоки;

д) воды от систем гидрозолоудаления котельных, работающих на твердом топливе;

е) воды, загрязненные нефтепродуктами;

ж) дождевые (ливневые) воды с территории котельных;

з) теплые воды от теплосилового оборудования котельных и др.

При удалении солей жесткости из исходной воды на установках химической очистки воды, установках для очистки конденсата и др. образуются отработавшие вредные водные растворы с различными солями: NaCl, NaOH, H2SO4 и др. Эти водные растворы, попадая в водоемы, приводят к заметному увеличению их солесодержания, что наносит вред водоемам. Например, водоподготовительная установка производительностью 800 м3 в час может сбрасывать со стоками до 1 т солей.

При очистке поверхностей нагрева котлов от загрязнений обмывкой образуются сточные воды. Эти воды смывают с поверхностей нагрева золовые и сажистые отложения, которые интенсивно образуются при сжигании жидких топлив, особенно сернистого мазута. Такие воды обычно содержат серную кислоту, сернокислые соли железа, никеля, ванадия и другие вредные вещества.

Внутренние поверхности пароводяного тракта котлов и теплосилового оборудования периодически очищаются от накипи и отложений с помощью химической промывки, т.е. различных химических растворов: соляной и неорганической кислот, органических соединений и т.п. После очистки от накипи и отложений образуются растворы, которые удаляют в виде сточных вод. Также, например, после проведения монтажных работ для удаления монтажного шлама проводят очистку всех поверхностей перед включением установки в эксплуатацию.

Коммунально-бытовые и хозяйственные стоки в теплогенерирующих установках образуются от деятельности человека при создании в период его работы нормальных санитарно-гигиенических условий на рабочем месте: очистке оборудования, уборке территории цехов и помещений и т.п.

При работе теплогенерирующих установок большой мощности на твердом топливе с системами гидрозолоудаления для удаления шлака и золы используют воду, как было показано в разделе 7. Расход воды при этом составляет от 15 до м3 на 1 т удаляемой золы. Сама вода после систем гидрозолоудаления обладает высокой щелочностью: до 30...45 мг-экв/л при показателе рН, достигающем величин 12...13. Часто, при отсутствии оборотного водоснабжения, такие воды сбрасываются в природные водоемы, что наносит огромный урон природе.

Значительную опасность для водоемов несут с собой сточные воды, загрязненные нефтепродуктами. Источниками появления в воде нефтепродуктов являются: мазутное хозяйство; ремонтные работы теплосилового оборудования;

вспомогательные службы в виде автомобильного хозяйства и т.п.; использование механизмов на базе двигателей внутреннего сгорания; неправильная эксплуатация оборудования и т.п.

В среднем концентрация нефтепродуктов в сточных водах от котельных оценивается в размере 20...30 мг/л.