«Пинигин Василий Владимирович ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ ОТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ТЭС Специальность 05.14.14 – Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты Диссертация на ...»

2. Произвести анализ факторов, в наибольшей степени влияющих на изменение теплотехнических параметров работы энергетических котлов ТЭС в случае отклонения состава топлива от проектных значений;

3. Разработать программный комплекс, позволяющий моделировать работу котельной установки ТЭС в случае изменения качественных характеристик топлива;

4. Разработать комплексную методику для оценки и оптимизации способов снижения вредных выбросов ТЭС, основанную на определении расхода адсорбентов, обеспечивающего эффективную очистку продуктов сгорания с учетом текущих технико-экономических условий;

5. Разработать методику эксергетического анализа для прогнозирования вредных выбросов от котельных установок ТЭС и оценки эффективности способов их снижения, учитывающую энергетическую ценность продуктов сгорания;

6. Сформировать справочную базу, содержащую удельные значения эксергии для твердых топлив большинства известных месторождений РФ и стран СНГ, в зависимости от условий сжигания;

7. Разработать способ совместного снижения выбросов SO2 и NOX от действующего теплогенерирующего оборудования ТЭС;

8. Представить технико-экономическое обоснование предлагаемого способа снижения вредных выбросов с использованием разработанных методик техникоэкономической оптимизации и эксергетического анализа.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА СПОСОБА СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ

ВЫБРОСОВ ОТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ТЭС

Приоритетной задачей экологии в области энергетики является поддержание активности процесса экологизации всех отраслей данного вида производства.

Исходя из позиций бережного природопользования, ТЭС и энергетика в целом, должны стремиться к минимальному уровню ущерба, который они наносят окружающей среде.

Как указывалось выше, в настоящее время существует значительное количество способов и технологий, позволяющих производить очистку уходящих газов ТЭС от вредных составляющих, эффективность которых достаточно высока.

Но общим их недостатком является высокая стоимость оборудования и эксплуатации, а также сложность технологических процессов и необходимость осуществления конструктивных изменений элементов энергетического оборудования. В связи с этим возникает необходимость разработки «универсальных» способов снижения вредных выбросов, позволяющих осуществлять аддитивный принцип очистки уходящих газов от вредных газовых составляющих, в частности с использованием в качестве реагента природного цеолитсодержащего сырья, и обладающих экономической целесообразностью.

Положительным качеством природных цеолитов Шивыртуйского месторождения является высокая стабильность к дегидратации, после которой они становятся способны к поглощению углекислого газа, влаги и других соединений.

К тому же цеолитовый способ очистки газов не требует огромных капиталовложений (самые низкие приведенные капитальные затраты), не приводит к значительному удорожанию 1 кВт установленной мощности, имеет малое значение эксплуатационных затрат на очистку, сопровождается меньшими тепловыми потерями, чем мокрые способы очистки (т.к. не требует охлаждения дымовых газов). Немаловажной особенностью очистки дымовых газов с помощью природных цеолитов является простота технологии и малая потребная площадь для размещения оборудования в ячейке котла.

2.1 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ЦЕОЛИТОВ

Цеолитоносные породы являются одним из распространенных ресурсов региона. Забайкальский цеолитоносный район, является самым большим на территории бывшего СССР. В районе сосредоточены значительные ресурсы цеолитового сырья (около 1,5 млрд. т), обеспечивающие ему ведущее место в России, а также среди стран ближнего Зарубежья, и способные покрыть любые потребности по основным направлениям применения. Шивыртуйское месторождение является самым исследованным по составу и наиболее интенсивно используемым. Оно расположено в пределах Забайкальского края в 15 км от станции Даурия [82].

Основным типом руд Шивыртуйского месторождения является клиноптилолит монмориллонитовый. Содержание монтмориллонита достигает 30-40 %, что снижает механическую прочность руды, но увеличивает вторичную пористость. В туфах в объеме до 15 % содержатся кварц, кальцит, кристобалит, слюда;

присутствуют полевой шпат, хлорит, гипс, органическое вещество, карбонаты, сульфиды. Соотношение второстепенных минералов изменчиво. Запасы и прогнозные ресурсы по месторождению составляют 600 млн. т.

В настоящее время известно около 40 видов цеолитов. Однако промышленными запасами обладают только шесть: клиноптилолит, морденит, эрионит, шабазит, ферьерит и филлипсит.

Природные цеолиты являются водными алюмосиликатами преимущественно кальция и натрия, реже бария, стронция и калия, имеющими каркасную структуру, в которой имеются полости. Полости заняты ионами и молекулами, подвижность которых обеспечивает возможность ионного обмена и обратимой дегидратации.

Свойства цеолитов как эффективных адсорбентов влаги известны давно.

Однако в промышленности для осушки различных сред применяются, как правило, искусственные (синтетические) цеолиты типа КА, аА, аХ, СаА, СаХ [83, 84].

При бесспорных положительных свойствах синтетических цеолитов их производство достаточно ограничено. К тому же они обладают высокой стоимостью. Поэтому задача замены искусственных сорбентов природными цеолитами представляется достаточно экономически выгодной.

Каркасная структура построена из соединений-вершин тетраэдров, центры которых в природных цеолитах заняты преимущественно атомами Al, Si, а вершины – атомами кислорода. В полостях природных цеолитов обменными являются одно- и двухзарядные катионы Na, Ca 2+, K +, Mg 2+ и Ba 2+, содержание которых зависит от геохимического состава минералообразования.

Различия в химическом составе обуславливают термические, ионообменные и адсорбционные свойства природных цеолитов. Основными показателями химизма могут служить такие параметры, как отношения Si/Al и H2O/Al. Так, по величине отношения Si/Al цеолиты разделяют на три группы: высококремнистые (Si/Al>3), промежуточные (3>Si/Al>2) и низкокремнистые (Si/Al40 %) – фожазит, шабазит;

- средние (30-40 %) – клиноптилолит, эрионит;

96]:

Отклонение энтальпии золы, кДж/кг [95, 96]:

г) тепловой баланс котельного агрегата;

Потеря теплоты в окружающую среду с уходящими газами определяется по формуле [95, 96]:

После дифференцирования (3.43) по всем входящим в него параметрам и упрощения получаем отклонения потерь теплоты в окружающую среду с уходящими газами:

Отклонения КПД брутто [95, 96]:

После дифференцирования и упрощения выражение для нахождения отклонения по КПД брутто будет иметь вид:

Отклонение полезно используемой теплоты в котельном агрегате, кДж/кг [95, 96]:

Отклонение по расходу топлива [95, 96]:

Продифференцировав это выражение по всем параметрам, после упрощения получаем:

д) расчет теплообмена в топке;

Отклонение коэффициента ослабления лучей.

При сжигании твердого топлива коэффициент ослабления лучей (м·МПа) - зависит от коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами, золовыми частицами и горящими коксовыми частицами [95, 96]:

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяется по формуле [95, 96]:

где Т т – абсолютная температура газов на выходе из топки, К;

rп rRO2 rH 2O – объемная доля трехатомных газов;

Отклонения по данным параметрам будут рассчитываться по следующим зависимостям:

Принимаем отклонения по толщине излучающего слоя S=0, т.к. учитываем только отклонение режимных параметров.

Отклонение коэффициента излучения aф при сжигании твердого топлива:

Подсчитывается полезное тепловыделение в топке кДж/кг [95, 96]:

Теплота воздуха складывается из теплоты горячего воздуха и холодного воздуха, присасываемого в топку [95, 96]:

Отклонения:

Для последующих расчетов определяется отклонение коэффициента сохранения теплоты [95, 96]:

Определяем среднюю суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1 м при нормальных условиях, кДж/(м3·К):

где Т а – теоретическая адиабатная температура горения, К; определяется по значению Qт ;

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

I т – энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки, кДж/м3;

Qт – полезное тепловыделение в топке, кДж/м3.

Отклонение:

Отклонение действительной температуры на выходе из топки, °С [95, 96]:

Общее тепловосприятие в топке:

е) расчет конвективных и ширмовых поверхностей нагрева (на примере первой ступени пароперегревателя котла БКЗ-220-100Ф);

Определяется средняя скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева, м/с [95, 96]:

где F – площадь живого сечения для прохода, м2;

– средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С;

Отклонение энтальпии дымовых газов на выходе из поверхности (например, пароперегревателя) [95, 96]:

Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании шахматных пучков труб определяется по формуле [95, 96]:

отклонения по коэффициенту теплоотдачи конвекцией:

Вычисляется коэффициент ослабления лучей. При сжигании твердого топлива коэффициент ослабления лучей (м·МПа)-1 зависит от коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами и золовыми частицами [95, 96]:

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяется по формуле [95, 96]:

где Т т – абсолютная температура газов на выходе из топки, К;

rп rRO2 rH 2O – объемная доля трехатомных газов;

Отклонения по данным параметрам будут рассчитываться по следующим зависимостям:

Принимаем отклонения по толщине излучающего слоя S=0, т.к. учитываем только отклонение режимных параметров.

Подсчитываем степень черноты несветящихся трехатомных газов [95, 96]:

определяем отклонение:

Рассчитывается энтальпия пара на выходе из поверхности (например, из ступени пароперегревателя) [95, 96]:

определяется отклонение:

Определяется расчетная скорость для водяного пара и воды [95, 96]:

тогда, отклонение:

Рассчитывается коэффициент теплоотдачи пара, Вт/(м2·К) [95, 96]:

отклонение:

Отклонение температуры загрязненной стенки [95, 96]:

Рассчитывается коэффициент теплоотдачи излучением продуктов сгорания, Вт/(м ·К) [95, 96]:

где аг – степень черноты несветящихся трехатомных газов; Tср – абсолютная температура продуктов сгорания (потока), К; Tз – абсолютная температура загрязненной наружной поверхности, К;

отклонение:

Определяется суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/(м2·К) [95, 96]:

где – коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхностью из-за неравномерного омывания ее продуктами сгорания;

Рассчитывается коэффициент теплопередачи, Вт/(м2·К) [95, 96]:

Определяется температурный напор [95, 96]:

где, – температура продуктов сгорания на входе в пароперегреватель и на выходе из него; t, t – температура пара на входе в пароперегреватель и на выходе из него;

Определяется тепловосприятие ступени пароперегревателя с помощью уравнения передачи [95, 96]:

где F – расчетная поверхность нагрева, м2;

По аналогии с представленным примером расчета отклонений теплотехнических параметров первой ступени пароперегревателя производится расчет отклонений теплотехнических параметров остальных элементов котельной установки (ступеней экономайзера и воздухоподогревателя, коллекторов впрыска 1-й и 2й ступеней и других). При этом значения коэффициентов распределения отклонений параметров, указанных в выражениях для расчета отклонений теплотехнических параметров котельного агрегата принимались в соответствии с законами их распределения, рекомендованными в [76].

После расчета отклонений тепловосприятия всех элементов котельной установки определяется суммарное относительное (либо абсолютное) отклонение тепловосприятия элементов котельной установки, т.е. величина «недополучения»

теплоты поверхностями нагрева котла по причине реализации конкретного способа снижения вредных выбросов. Используя, расчетное значение отклонения тепловосприятия элементов котельной установки, т.е. недоотпуск тепла от котла с паром, рассчитывается величина недовыработки пара и, соответственно, недовыработки мощности по зависимостям:

где Qсумм – расчетное значение недоотпуска тепла от котельного агрегата с паром, кВт; i0 – энтальпия перегретого пара, кДж/кг; iп.в – энтальпия питательной воды на входе в котельный агрегат, кДж/кг; D – недовыработка пара котельным агрегатом, кг/с; iк – энтальпия пара при давлении в конденсаторе турбины, кДж/кг; N э – недовыработка мощности, МВт.

После этого может быть определено годовое недополучение выручки Игод (тыс. руб./год) от реализации электрической энергии:

где Т уст. – число часов использования установленной мощности станции, ч/год;

Sэ/э – тариф на электрическую энергию, руб./(кВт·ч); – коэффициент дисконтирования.

При использовании рассмотренной методики необходимо учитывать особенности воздействия применяемого способа очистки дымовых газов на параметры работы котельной установки, т.е. на начальном этапе требуется определить доминирующий фактор, влияющий на режим работы котла.

В таблице 3.2 представлены результаты расчета абсолютного суммарного отклонения тепловосприятия поверхностями нагрева котла БКЗ-220-100Ф Читинской ТЭЦ-1, определенные с помощью методики представленной выше. В ходе расчета рассматривалось изменение количества отдельных компонентов топлива в диапазоне, соответствующем твердому топливу большинства месторождений.

Расчеты выполнялись для условий: коэффициент дисконтирования 7 %, тариф на электрическую энергию Sэ/э 2,04 руб./(кВтч), число часов использования установленной мощности Т уст. 4754 ч/год, коэффициент избытка воздуха в топке т 1,2, нагрузка номинальная.

Таблица 3.2 – Результаты расчета абсолютного суммарного отклонения тепловосприятия поверхностей нагрева котла БКЗ-220-100Ф Читинской ТЭЦ- Углерод 30,0…60,0 4,037 3,845 5000,71 4762,88 3394,84 3233, Водород 1,0…5,0 4,199 3,489 5201,39 4321,89 3531, Кислород 7,0…15,0 3,582 4,125 4437,1 5109,72 3012,22 3468,84 13, Влажность 8,5…56 3,688 9,247 4568,4 11454,4 3101,36 7776,09 60, Зольность 10,0…40,0 3,611 4,864 4473,02 6025,13 3036,60 4090,29 25, Анализируя значения, представленные в таблице 3.2, можно сделать однозначный вывод о том, что в наибольшей мере на теплотехническую надежность котельной установки оказывают влияние зольность и влажность топлива, которые представляют собой балласт. Однако, при сравнении влияния этих компонентов топлива на надежность между собой, следует отметить, что наиболее отрицательное влияние на теплотехническую надежность оказывается со стороны его влажности.

3.3 МЕТОДИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ СПОСОБОВ

СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ ОТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ТЭС

Главным недостатком существующих способов снижения вредных выбросов от котельных установок ТЭС является отсутствие какой-либо определенной методики, которая позволяла бы производить технико-экономическое обоснование того или иного способа газоочистки (расхода и вида применяемых реагентов).

В тоже время существующие методики экономического анализа, применяемые к экологическим мероприятиям в области энергетики, могут быть направлены либо на оценку экономической целесообразности того или иного способа снижения вредного воздействия на окружающую среду, либо на оптимизацию какого-либо определенного способа, применяемого в реальных условиях производства. Использование первой разновидности экономического анализа затруднено громоздкостью этой методики, поскольку в ее основе заложен традиционный подход, основанный на рассмотрении четырех критериев оценки экономической целесообразности.

Одной из методик оптимизации способов снижения вредных выбросов может служить методика технико-экономической оценки, основанная на критерии минимума изменения чистых дисконтированных издержек (NPC), сопутствующих реализации способа за период реализации мероприятий по газоочистке.

Для достижения большей точности при сравнении различных способов снижения вредных выбросов можно использовать дисконтирование к началу периода затрат:

где bopt – оптимальный по условиям технико-экономической оценки относительный расход реагента, кг/кг у.т.; bпред. – предельное значение относительного расхода реагента, после которого не происходит заметного снижения массового выброса вредных веществ, кг/кг у.т.; NPC – изменение чистых дисконтированных издержек при реализации способа, руб.; f (И1) – изменение дисконтированных расходов на топливо, с учетом корректировки на реализацию газоочистных мероприятий, руб.; f (И2 ) – затраты на реагент, применяемый в цикле газоочистки, руб.; f (И3 ) – изменение платы за выброс вредных веществ, которая зависит от расхода адсорбента, руб.; f (И4 ) – изменение дисконтированных издержек, направленных на ремонт котла в связи с изменением интенсивности абразивного износа труб поверхностей нагрева, руб.; f (И5 ) – изменение дисконтированных издержек на топливо, обусловленное ростом вероятности шлакования труб поверхностей нагрева, руб.; f (И6 ) – изменение внутристанционных издержек (на собственные нужды), направленных на снабжение электрической энергией дополнительного оборудования, необходимого для осуществления способа газоочистки (электропривод конвейеров), руб.; K – капитальные затраты, руб.

Перечисленные слагаемые суммарных издержек являются функцией от расхода применяемых реагентов.

Очевидно, что эффективность любого рассматриваемого способа снижения вредных выбросов зависит от расхода применяемых реагентов и пропорциональна ему вплоть до точки насыщения, после достижения которой эффективность способа становиться неизменной и в ряде случаев даже может несколько снижаться.

Изменение дисконтированных расходов на топливо f (И1), в связи с перерасходом из-за применения технологий газоочистки, в общем случае может быть определено по формуле:

где Bр f (bреаг ) – изменение вариативного расхода топлива, кг/c, завиvar сящее от относительного расхода реагентов;

Ц топл – стоимость топлива, руб./кг;

Т уст. – число часов использования установленной мощности станции, ч/год;

Т – срок реализации рассматриваемого способа снижения вредных выбросов, лет. Данное значение ограничивается расчетным сроком службы отдельных элементов котельной установки, в наибольшей степени подверженных негативному воздействию со стороны способа.

При этом изменение вариативного расхода топлива может быть определено по формуле:

где q2 – изменение (уменьшение) потерь теплоты с уходящими газами. Данная величина также является функцией от изменения температуры уходящих газов, зависящего от относительного расхода реагента, поступающего в котел, т.е.:

Дополнительные затраты на реагент, поступающий в котельную установку (независимо от участка газо-воздушного тракта) f (И2 ), могут быть определены по формуле:

где Bреаг. bреаг. Bр – абсолютный расход реагента, кг/с; Bр – расчетный расход натурального топлива, кг/с; Ц реаг – стоимость реагента, руб./кг; Т уст. – число часов использования установленной мощности станции, ч/год; k – доля потерь сорбента в цикле газоочистки; n – кратность циркуляции сорбента в цикле газоочистки.

Изменение платы за выбросы вредных веществ f (И3 ) зависит от относительного расхода реагента b реаг и может быть определено с использованием выражения:

где M i f (bреаг ) – изменение массового выброса i-го вредного компонента дымовых газов (оксидов серы, азота, углерода), соответствующее расходу реагента, г/с; Т уст. – число часов использования установленной мощности станции, ч/год;

Tiэкол – тариф по уплате за выброс i-го вредного компонента дымовых газов.

Проблема абразивного износа и вероятного шлакования труб поверхностей нагрева является одной из важнейших при рассмотрении влияния на надежность различных способов снижения вредных выбросов от котельных установок.

Механизм абразивного износа заключается в том, что частицы золы, имеющие крупные размеры, достаточную твердость и остроту граней способны постепенно уменьшать толщину стенки труб при ударах об их поверхность.

Как известно, абразивный износ золовыми частицами зависит, главным образом, от абразивности золы, содержания золы в топливе и скорости движения этих частиц в составе продуктов сгорания.

В случае применения на котле какого-либо способа, направленного на улучшение экологичности его работы, обязательным является условие роста объема продуктов сгорания и, соответственно, скоростей их движения в газоходах котла.

Изменение дисконтированных издержек, направленных на ремонт котла f (И4 ) в связи с изменением интенсивности абразивного износа труб поверхностей нагрева, определяется в соответствии с теорией дисконтирования годовых затрат по зависимости:

где П 0 – поток средств, направленных на реализацию ремонтных мероприятий;

N – дополнительное количество ремонтных компаний по восстановлению работоспособности элементов котельного оборудования, наиболее подверженных абразивному золовому износу; T – расчетный срок службы i-ых элементов котельной установки, наиболее подверженных абразивному золовому износу, год;

где Sн – номинальная (паспортная) толщина стенки рассматриваемого элемента, мм; I абр. – изменение интенсивности абразивного износа, мм/год; I абр. – интенсивность абразивного износа в случае работы котла без использования технологии газоочистки, мм/год; I абр. – интенсивность абразивного износа в случае реализации на котле технологии газоочистки, мм/год.

Ущерб на электростанциях, связанный с отказами основного оборудования, представляет сумму следующих величин [97]:

где П1 – затраты на ремонт и восстановление отказавшего оборудования и затраты топлива на его последующий пуск; П 0 – потери от недоиспользования основных фондов и персонала ТЭС; П3 – дополнительные затраты, связанные с пуском и работой резервного оборудования, имеющего, как правило, большие удельные расходы топлива [97].

На ТЭС с поперечными связями отказ котла, как правило, не приводит к останову турбины, для них, в основном, учитываются составляющие ущерба П и, при необходимости П3 [97].

Затраты топлива на пуск котла БКЗ-220-100Ф составляют порядка 130 тыс.

рублей, затраты на аварийный ремонт (в среднем) от 20 тыс. до 80 тыс. рублей [97].

В резерве, чаще всего, находится оборудование, аналогичное основному, поэтому П3 можно не учитывать. Затраты на замену водяного экономайзера 2-й ступени (ВЭК-2) составляют 8-9 млн. рублей. Для блочных ТЭС отказ котла приводит к останову турбины, для них основными составляющими ущерба являются П1 и П 0. Потери от недоиспользования основных фондов и персонала ТЭС П учитываются аналогично затратам на аварийный ремонт и пуск котла П1 [97].

Как было сказано выше, интенсивность абразивного износа является функцией от скорости движения дымовых газов, пропорциональной относительному увеличению зольности топлива на фоне применения технологий снижения вредных выбросов с дымовыми газами [98...100]:

где a – коэффициент абразивности золы, мм·с3/(г·ч); m – показатель износоустойчивости труб, зависящий от химического состава стали; k – коэффициент неравномерности концентрации золы в потоке; k – коэффициент неравномерности скоростей газов в сечении; – время эксплуатации поверхности, ч; г – скорость прохождения дымовых газов через рассматриваемый элемент котельной установки на номинальном режиме работы котла (без использования газоочистки).

Введя дополнительное обозначение, получаем упрощенный вид зависимости (3.116):

Тогда, изменение (приращение) интенсивности абразивного износа, I абр., будет определяться как:

Шлакованию в котельной установке наряду с экранами топочной камеры в наибольшей мере подвержены ширмы и пакеты конвективного пароперегревателя, находящиеся в области температур дымовых газов 600-700 °С. Интенсивнее всего происходит шлакование горизонтальных и слабонаклонных участков труб [98].

Слой отложений на поверхности труб значительно ухудшает теплообмен, тем самым, снижая КПД и надежность котельной установки, что связано с увеличением риска пережога труб.

При использовании технологий газоочистки наибольший риск возникновения шлакования труб поверхностей нагрева наблюдается при использовании т.н.

сухих и мокро-сухих технологий, поскольку применяемые сорбенты, такие как известь, глиноземы, природные цеолиты способны приводить к снижению температуры плавления золы.

Интенсивность шлакования поверхности труб представляет собой многофакторный механизм, характеризуемый коэффициентом загрязнения. Коэффициент загрязнения представляет собой термическое сопротивление слоя отложений и зависит, главным образом, от концентрации летучей золы в дымовых газах, склонности топлива к шлакованию, средней температуры газов, взаимного расположения труб поверхности нагрева и скорости движения дымовых газов [98].

При оценке вероятного шлакования, связанного с применением способов снижения вредных выбросов с дымовыми газами, главным фактором служит скорость движения дымовых газов через поверхность нагрева.

Величина шлакования должна оцениваться через изменение толщины слоя отложений, вызванного применением технологий газоочистки:

где 0 – «исходная» толщина слоя шлаковых отложений, соответствующая работе котла без применения технологий газоочистки; f (г ) – изменение (рост) слоя шлаковых отложений, вызванное применением соответствующих реагентов в технологии газоочистки.

Соответственно, представляет собой функцию от средней скорости движения продуктов сгорания в рассматриваемой поверхности. В тоже время средняя скорость движения продуктов сгорания г является функцией от расхода bреаг применяемых в цикле газоочистки реагентов. Следовательно, оценка вероятного шлакования труб поверхностей нагрева котла может быть выполнена с достаточной точностью с помощью зависимости:

f (г ) f (bреаг ), может быть определено изменение коэффициента теплопередачи К, Вт/м2·град., который представляет собой, например, для 1 ступени (конвективного) пароперегревателя котла БКЗ-220-100Ф, следующую зависимость, через изменение коэффициента загрязнения :

где f () – изменение коэффициента загрязнения поверхности, зависящее от изменения толщины слоя отложений на поверхности труб пароперегревателя; 1 – коэффициент теплоотдачи от газов к стенке пароперегревателя; 2 – коэффициент теплоотдачи от стенки пароперегревателя к пару.

Соответственно, зная величину изменения коэффициента теплопередачи, можно определить недополучение теплоты поверхностью нагрева рассматриваемой ступени, используя для этого известное уравнение теплопередачи:

где F – расчетная площадь поверхности нагрева ступени; t – температурный напор в рассматриваемой ступени.

При этом величину недополучения теплоты Q удобнее выразить через расход топлива, затраченного дополнительно на преодоление термического сопротивления увеличенного слоя шлаковых отложений. В этом случае перерасход топлива объясняется снижением КПД-брутто котла по причине вероятного зашлаковывания элементов котельной установки и как следствие необходимостью поддержания более высокой температуры уходящих газов с целью обеспечения заданной паропроизводительности.

Величина перерасхода топлива, обусловленная зашлаковыванием поверхностей нагрева котла по причине добавления в топливо реагентов, рассчитывается по аналогии с формулой (2.109):

где Bр – изменение (увеличение) расхода топлива, по причине вероятного зашлаковывания поверхностей нагрева.

Изменение дисконтированных расходов на топливо, обусловленное ростом вероятности шлакования труб поверхностей нагрева f (И5 ) в случае применения какого-либо способа снижения вредных выбросов, определяется аналогично величине f (И1) :

Внутристанционные издержки, направленные на снабжение электрической энергией дополнительного оборудования, необходимого для реализации способа снижения вредных выбросов f (И6 ), зависят от уровня энергопотребления этого оборудования и могут быть рассчитаны как:

где Sэ/э – станционный тариф на электроэнергию, руб./(кВт·ч); Nпотр – мощность, потребляемая дополнительным оборудованием, кВт.

В качестве примера рассмотрим определение суммарных издержек, сопутствующих реализации на котле аддитивной технологии газоочистки с помощью природных цеолитов.

1. Капитальные затраты, K, руб:

К=К лент.конв +Красх.бунк, где K лент.конв – стоимость одного ленточного конвейера. Предполагается, что на станции будут устанавливаться ленточные конвейеры ЛК-500 с приводом от электродвигателя мощностью 2,2 кВт. В стоимость K лент.конв входит стоимость приводной станции конвейера, возвратной станции конвейера, стоимость транспортерной ленты (длиной около 3 м) и расходы на монтаж.

К лент.конв 60000 30000 3 9000 3000 120000 руб.;

где К расх.бунк – стоимость расходного бункера. Предполагается, что на станции будут устанавливаться расходные бункеры для инертных материалов РБ- ПМП «Строймеханика». Ориентировочная стоимость РБ-3000 составляет К расх.бунк 30000 рублей.

Таким образом, размер капитальных затрат К в целом составит К 120000 30000 150000 рублей.

2. Изменение дисконтированных расходов на топливо f (И1) рассчитываем при следующих условиях:

- перерасход топлива, обусловленный завышением зольности топлива за счет добавки сорбента Bр 0,0792 т.у.т./ч;

- стоимость условного топлива Ц топл 1800 руб./т.у.т.;

- число часов использования установленной мощности (принимаем) Т уст. 4754 ч/год;

значении реальной нормы дисконта Е* 8,25 % (на основании Указания Банка России от 13.09.2012 № 2873-У «О размере ставки рефинансирования Банка России») и для срока T 15 лет (расчетный срок службы ВЗП и ВЭК).

f (И1) 8,43 0,0792 1800 4754 5713,266 тыс. руб.

3. Затраты на реагент, применяемый в цикле газоочистки f (И2 ) :

- расход реагента (природных цеолитов) Bреаг 0,05 B р 2,9178 т/ч;

- стоимость реагента Цреаг 250 руб./т.

Тогда f (И2 ) 8,43 2,9178 250 4754 29233,598 тыс. руб.

4. Изменение платы за выброс вредных веществ f (И3 ) :

- изменение выброса оксидов серы где коэффициент 0,06 – доля поглощения оксида серы;

- изменение выброса оксидов азота где коэффициент 0,5 – доля поглощения оксидов азота;

- тариф по уплате за выброс оксидов серы TSO2 21 1,46 30,66 руб./т;

- тариф по уплате за выброс оксидов азота TNOx 52 1,2 1,4 1,79 156, руб./т.

Тогда f (И3 ) 8,43 (8,95284 30,66 149,2545 156,374) 3,6 5. Изменение дисконтированных издержек, направленных на ремонт котла в связи с изменением интенсивности абразивного износа труб поверхностей нагрева По результатам расчетов, выполненных в ходе определения отклонения теплотехнических параметров котла БКЗ-220-100Ф, связанного с применением сухих технологий газоочистки, наиболее подверженными абразивному износу являются трубы водяного экономайзера и воздухоподогревателя. Для этих поверхностей нагрева зависимости изменения (приращения) скорости дымовых газов от относительного расхода реагентов, соответственно, имеют вид:

где bреаг – относительный расход реагентов в цикле газоочистки.

Следовательно, для перечисленных элементов котельной установки, изменение интенсивности абразивного износа будет определяться по выражениям:

- для водяного экономайзера - для ступеней воздухоподогревателя В случае увеличения зольности топлива на 5 % по причине использования сухих реагентов, интенсивность абразивного износа I абр. труб водяного экономайзера и ступеней ВЗП возрастает примерно на 3,86 и 2,3 %, соответственно, что, в свою очередь, приводит также к пропорциональному увеличению изменения дисконтированных издержек, направленных на ремонт котла f (И4 ).

- коэффициент абразивности a 0,45 мм·с3/(г·ч) [99, 100];

- коэффициент износоустойчивости труб m 1,0 (для сталей Ст3 и Ст20);

- коэффициент неравномерности концентрации золы в потоке (принимаем) k 0,5 ;

- коэффициент неравномерности скоростей газов в сечении (принимаем) k 0,5 ;

- срок службы поверхностей ВЭК и ВЗП T 15 лет;

- скорость газов на участке прохождения через ВЭК г 8,8 м/с;

- скорость газов на участке прохождения через ВЗП г 15,9 м/с;

- изменение (приращение) скорости газов на участке прохождения через ВЭК г (bреаг ) 8,649 bреаг 0,1058 м/с;

- изменение (приращение) скорости газов на участке прохождения через ВЗП г (bреаг ) 2,4785 bреаг 0,0622 м/с;

- шаг и диаметр труб ВЭК S1 100 мм, d1 32 мм, соответственно;

- шаг и диаметр труб ВЗП S1 60 мм, d1 40 мм, соответственно;

- фактическая толщина стенки труб ВЭК Sф 3,5 мм;

- фактическая толщина стенки труб ВЗП Sф 1,5 мм;

- поток средств, направленных на реализацию ремонтных мероприятий П0 П1 П0 8,5 млн. руб.;

Подставляя значения, приведенные выше в зависимости (3.128), (3.129), (3.113), получаем следующие значения:

- интенсивность абразивного износа для ступеней ВЭК до использования способа снижения вредных выбросов:

- интенсивность абразивного износа для ступеней ВЭК в случае реализации на котле технологии газоочистки:

- изменение интенсивности абразивного износа для ступеней ВЭК:

мм/год;

- интенсивность абразивного износа для ступеней ВЗП до использования способа снижения вредных выбросов:

- интенсивность абразивного износа для ступеней ВЗП в случае реализации на котле технологии газоочистки:

мм/год;

- изменение интенсивности абразивного износа для ступеней ВЗП:

мм/год;

- дополнительное количество ремонтных компаний по восстановлению ВЭК:

- дополнительное количество ремонтных компаний по восстановлению ВЗП:

6. Изменение дисконтированных издержек на топливо, обусловленное ростом вероятности шлакования труб поверхностей нагрева f (И5 ) :

- недополучение теплоты поверхностями нагрева (по результатам расчета отклонения тепловосприятия элементов котла) на номинальном режиме (без использования газоочистных мероприятий) Q0 9864,02 кДж/с;

- недополучение теплоты поверхностями нагрева (по результатам расчета отклонения тепловосприятия элементов котла) при использовании газоочистных мероприятий Q0 11034,591 кДж/с;

- изменение (рост) потерь теплоты с уходящими газами q2 0,26 %;

- КПД-брутто котла на номинальном режиме 0 90,87 %;

- потери теплоты от механического недожога топлива q4 1,0 %;

- стоимость условного топлива Ц топл 1800 руб./т.у.т.

f (И5 ) 8,43 0,000448 4754 1800 32,317 тыс. руб.

7. Изменение издержек, направленных на снабжение электрической энергией дополнительного оборудования, необходимого для осуществления способа газоочистки (электропривод конвейеров) f (И6 ) :

- Sэ/э 1,184 руб./(кВт·ч) – одноставочный тариф на электроэнергию для Читинской ТЭЦ-1, индексированный на 2012 год;

- Nпотр 2,2 кВт – мощность, потребляемая приводом ленточного конвейера.

Тогда f (И6 ) 1,184 2,2 4754 8,43 104,3905 тыс. руб.

В итоге, изменение чистых дисконтированных издержек при реализации аддитивного способа очистки газов с помощью природных цеолитов составит:

NPС 5713,266 29233,598 3406,898 236,825 32,317 104, 32063,498 тыс. руб.

Таким образом, применение разработанной методики позволяет производить оценку и оптимизацию различных способов снижения вредных выбросов от котельных установок ТЭС, приводя их к сопоставимому виду.

1. Разработанная комплексная методика позволяет производить оценку влияния экологических мероприятий на надежность работы энергетических котлов ТЭС в целом и их отдельных элементов в частности;

2. Анализ факторов, в наибольшей степени влияющих на изменение теплотехнических параметров работы энергетических котлов ТЭС в случае отклонения состава топлива от проектных значений, показал, что в наибольшей мере на теплотехническую надежность котельной установки оказывают влияние зольность и влажность топлива, которые представляют собой балласт. Однако наиболее отрицательное влияние на теплотехническую надежность оказывается со стороны его влажности;

3. Использование какого-либо конкретного способа снижения выбросов с дымовыми газами ТЭС вызывает несоответствие фактических характеристик углей нормативным и приводит к нарушению работы конвективной части котла, в частности, к увеличению золового износа;

4. Разработанная комплексная методика для оценки и оптимизации способов снижения вредных выбросов ТЭС основана на определении расхода адсорбентов, обеспечивающего эффективную очистку продуктов сгорания с учетом текущих технико-экономических условий;

5. Эффективность любого рассматриваемого способа снижения вредных выбросов пропорциональна расходу применяемых реагентов вплоть до точки насыщения, после достижения которой эффективность способа становится неизменной и в ряде случаев также возможно ее некоторое снижение.

ГЛАВА 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ

ЭКСЕРГЕТИЧЕСКОГО АНАЛИЗА СПОСОБОВ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ

ВЫБРОСОВ ОТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ТЭС

4.1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ЭКСЕРГЕТИЧЕСКОГО АНАЛИЗА

ЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБОВ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ

ОТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ТЭС

Как известно, эксергия системы является показателем, характеризующим максимальную работоспособность этой системы в обратимом процессе. В то же время, эксергия является формой неограниченно превратимой энергии, которая потребляется во всевозможных технологических процессах [66, 70, 101].

Эксергетический метод анализа позволяет вести сравнение различных энергетических систем на основе эксергетического баланса, который обладает более высокой точностью в сравнении с классическим тепловым.

Поскольку, паровой котел является неотъемлемым объектом современных энергетических систем, действие которого направлено на непосредственное преобразование энергии топлива в энергию рабочего тела, то объективное определение КПД котельной установки в наибольшей степени оказывает влияние на правильность определения совершенства и эффективности всей энергетической системы, в состав которой она входит.

На основании «классического» термодинамического анализа данной составной единицы системы установлено, что паровые котлы имеют достаточно высокий уровень эффективности. Тем не менее, с позиций анализа, основанного на эксергетическом подходе к оценке эффективности паровых котлов, многими исследователями сделан вывод, опровергающий данный факт и доказывающий, что в составе действующих электростанций именно в котельном агрегате имеют место наибольшие потери эксергии. И это связано, главным образом, с дополнительным учетом в методике эксергетического анализа величины составляющих потерь эксергии от необратимости процессов горения топлива и теплообмена в элементах котла.

Совместное рассмотрение эксергетического и энергетического анализов эффективности паровых котлов подвигает современных исследователей к переоценке совершенства котельных установок с точки зрения термодинамики.

Исходя из этого в рамках представленной диссертационной работы, анализ способов снижения вредных выбросов основывается на рассмотрении суммарного абсолютного приращения эксергии потоков, составляющих баланс котельной установки, выраженного в виде относительных потерь эксергии в котельной установке, на которой используется какой-либо способ снижения вредных выбросов:

где Епол.исп – изменение полезно-использованной эксергии; Еподв. – подведенная (располагаемая) эксергия; Епара – изменение эксергии пара; Евт.прод – изменение эксергии побочных химических продуктов, получаемых при работе котельной установки; Етопл – эксергия топлива; Епот. – изменение потерь эксергии;

Еi Ei – сумма абсолютных потерь эксергии в элементах котельной установки.

При этом необходимо сопоставлять величину суммарного абсолютного приращения эксергии потоков, составляющих баланс котельной установки, с изменением величины эксергетического КПД котла, обусловленным применением на нем газоочистных технологий. В данном случае, для определения удельных и абсолютных потерь эксергии необходимо использовать стандартный метод вычисления потоков эксергии рассматриваемого котла:

где Еух.г – эксергия уходящих газов; Егв – эксергия горячего воздуха; Ешл – экгор.

сергия шлака; Еун – эксергия уноса; Епот – потери эксергии от необратимости на; Епот – потери эксергии в окружающую среду; Епот – потери эксергии из-за присосов воздуха.

Поскольку для эксергии характерно свойство аддитивности, то для каждого из представленных потоков, величина эксергии будет определяться как сумма физической и химической эксергий этого потока:

Эксергию топлива Етопл можно определить различными способами в зависимости от вида топлива и наличия данных о его составе. При этом все эти способы являются приближенными, т.к. основаны на описании процесса горения топлива в атмосфере чистого кислорода или воздуха. В общем случае удельное значение химической эксергии твердого топлива может быть найдено с помощью выражения [98]:

13405,192 [O] 8278,838 [ F ] 348,382 [Cl ] 416,593 [ Br ] 128,567[ I ] здесь буквы в квадратных скобках обозначают массовые доли элементов; Vзол – содержание золы в 1 кг топлива; Sзол – удельная энтропия золы.

Абсолютная величина эксергии топлива определяется по формуле:

Эксергия пара Епара, производимого котельной установкой, определяется с помощью выражения эксергии для теплового потока, выходящего из системы [68, 101]:

где D – расход пара, кг/с; iпп – энтальпия перегретого пара, кДж/кг; i0 – энтальпия окружающей среды, кДж/кг; Sпп – энтропия перегретого пара, кДж/(кг·К);

S0 – энтропия окружающей среды, кДж/(кг·К); T0 – температура окружающей среды, К.

Потери эксергии от необратимости процесса горения Епот представляют собой долю эксергии топлива, теряемую в процессе передачи теплоты от топлива к поверхностям нагрева, расположенным в топке, а также из-за механического (и/или химического) недожога топлива вследствие несовершенства организации процесса горения и могут быть определены как:

где T0 – абсолютная температура окружающей среды, К; Sтоп – энтропия продуктов сгорания, соответствующая средней температуре по высоте топки, кДж/(кг·К); Sпвс – энтропия пароводяной смеси, находящейся в экранных трубах котла, соответствующая ее средней температуре, кДж/(кг·К); Vг т – объем продуктов сгорания, соответствующий коэффициенту избытка воздуха в топке, м3/кг.

Потери эксергии от необратимости теплообмена определяются аналогично потерям эксергии от необратимости горения топлива, а именно:

где T0 – абсолютная температура окружающей среды, К; S ух.г – энтропия продуктов сгорания, соответствующая средней температуре уходящих газов в последней (по ходу) поверхности нагрева рабочей среды, кДж/(кг·К); Sвс – энтропия нагреваемой среды (пара), соответствующая ее средней температуре в последней (по ходу) поверхности нагрева, кДж/(кг·К); Vгкон – объем продуктов сгорания, соответствующий коэффициенту избытка воздуха в рассматриваемой поверхности нагрева, м3/кг.

Потери эксергии в окружающую среду пропорциональны количеству теплоты q5, рассеиваемой от котла в окружающую среду:

где q5 – доля теплоты, отводимой в окружающую среду излучением от наружной поверхности котла, %.

Потери эксергии из-за присосов воздуха Епот зависят от количества воздуха, поступающего в газовый тракт котельной установки через неплотности и могут быть поределены по формуле:

где iвозд – энтальпия воздуха при средней температуре наружной поверхности котла, кДж/кг; Sвозд – энтропия воздуха при средней температуре наружной поверхности котла, кДж/(кг·К); в - плотность воздуха при средней температуре наружной поверхности котла, кг/м3; Vв0 – теоретический объем воздуха, необходимый для горения 1 кг топлива, м3/кг; i – суммарная доля присосов воздуха по газовому тракту котельной установки.

Поскольку пределы рассматриваемой системы «котельная установка – окружающая среда» ограничиваются окружающей средой, доля потерь эксергии из-за присосов Епот равна нулю (в силу равенства параметров окружающей среды и воздуха присосов).

Эксергия уходящих газов является суммой физической (тепловой) и химической составляющих [61, 62, 101]:

Физическая составляющая эксергии уходящих газов Еух.г зависит как от объема уходящих газов (следовательно, от расчетного расхода топлива), так и от вида топлива и его месторождения, и определяется в соответствии с выражением:

где еух.г – удельная величина физической эксергии уходящих газов, кДж/кг; Bр – расчетный расход топлива, кг/; iух.г – энтальпия уходящих газов, кДж/кг; i0 – энтальпия уходящих газов при температуре окружающей среды, кДж/кг; S ух.г – энтропия уходящих газов, кДж/(кг·К); S0 – энтропия уходящих газов при температуре окружающей среды, кДж/(кг·К); г – плотность уходящих газов, кг/м3;

Vг - объем уходящих газов, м3/кг.

Энтропия уходящих газов может быть определена с достаточной точностью с помощью формулы:

где ni – доля i-го компонента в единице объема уходящих газов; Si – энтропия i-го компонента, соответствующая температуре уходящих газов.

При этом доля основных компонентов в продуктах сгорания может быть определена с учетом условия [95, 96]:

где Vг0 – теоретический объем продуктов сгорания, м3/кг;

VH 2O – теоретический объем водяных паров, м3/кг [95, 96]:

где Vв0 – теоретический объем воздуха, м3/кг [95, 96]:

где VRO2 – теоретический объем трехатомных газов, м3/кг [95, 96]:

Величина теоретического объема трехатомных газов VRO2, представляет собой сумму теоретических объемов диоксида серы и диоксида углерода, т.е.:

Доля диоксида серы и диоксида углерода в составе трехатомных газов может быть определена на основе соотношения атомных масс этих соединений в единице массы трехатомных газов:

VN 2 – теоретический объем азота, м3/кг [95, 96]:

Вместе с тем, теоретический объем азота VN 2 является суммой (смесью) атомарного азота N2 (VN2 ) и оксидов азота, в пересчете на диоксид азота NO ( VNO2 ):

Объем оксидов азота в пересчете на NO2 ( VNO2 ) может быть определен с помощью методики [102, 103], устанавливающей следующий порядок и методы расчета выбросов оксидов азота при проектировании новых и реконструкции действующих котлов. Данная методика является применимой для паровых котлов производительностью от 75 т/ч и водогрейные котлы мощностью от 58 МВт ( Гкал/ч) и выше, сжигающих твердое, жидкое и газообразное топливо в факельных горелочных устройствах.

Исходными данными для расчета удельных выбросов оксидов азота для пылеугольных котлов (г/МДж) являются: N r – содержание азота в топливе, в % на рабочую массу [102];

Qir – теплота сгорания топлива, МДж/кг;

тип горелок (вихревые, прямоточные, с подачей пыли высокой концентрации);

г – коэффициент избытка воздуха в горелках;

1 – доля первичного воздуха по отношению к теоретически необходимому;

r – степень рециркуляции дымовых газов через горелки, %;

Wi/W – отношение скоростей вторичного и первичного воздуха в выходном сечении горелок;

3 – третичный воздух, подаваемый в топку помимо горелок;

сбр – сбросной воздух (сушильный агент) при транспорте пыли к горелкам горячим воздухом;

Таг’’ – температура за зоной активного горения, К.

Удельные выбросы оксидов азота K NO2 (г/МДж) складываются из топливтопл возд ных K NO2 и воздушных K NO оксидов азота [102, 103]:

Топливные оксиды азота подсчитывают по формуле [102, 103]:

где N т – удельное содержание азота в топливе, г/МДж При транспорте пыли к горелкам высокой концентрации значение K NO умножают на коэффициент 0,8 [102].

вхр (0,35 г 0,4)2 – коэффициент, учитывающий избыток воздуха в вихревой горелке. Данный коэффициент справедлив в диапазоне 0,9 г 1,3 [102, 103];

прм (0,53 г 0,12)2 – коэффициент, учитывающий избыток воздуха в прямоточной горелке. Данный коэффициент справедлив в диапазоне 0,9 г 1, [102, 103];

1 1,73 г 0,48 – коэффициент, учитывающий влияние воздуха в горелке. Данный коэффициент справедлив в диапазоне 0,15 г 0,55 [102, 103];

r 1 0,016 r – коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов в первичный воздух (без учета снижения температуры в зоне активного горения). Данный коэффициент справедлив в диапазоне 0 r 30 % [102, 103];

0,11 3 (Т аг 1100) – коэффициент, учитывающий влияние максимальной температуры на участке образования топливных оксидов азота и серы. Данный коэффициент справедлив в диапазоне 1250 Tаг’’ 2050 К [102, 103];

вхр 0,4(W2 / W1)2 0,32 – коэффициент, учитывающий влияние смесеобсм разования в корне факела вихревых горелок. Данный коэффициент справедлив в диапазоне 1,0 W2/W1 1,6 [102, 103];

прм 0,98 W2 / W1 0,47 – коэффициент, учитывающий влияние смесеобсм разования в корне факела прямоточных горелок. Данный коэффициент справедлив в диапазоне 1,4 W2/W1 4,0 [102, 103];

Для подсчета K NO используют зависимость, учитывающую известное уравнение Зельдовича [102]:

где – коэффициент избытка воздуха в зоне активного горения, условно приаг нимаемый как сумма организованно подаваемого воздуха через горелки и присосов через нижнюю часть горелочной камеры, т.е.

где Т аг – температура на выходе из зоны активного горения, К.

Эти уравнения справедливы в диапазоне коэффициентов избытка воздуха 1,05-1,4 и до температуры 2050 К. При температуре 50 MWth). Emissions and reduction in emissions of heavy metals and persistent organic compounds», Oslo and Paris Convention – OSPAR, 1997.

49. Рослова А.С. Разработка требований химической безопасности для установок по очистке дымовых газов от оксидов серы / А.С. Рослова, И.Н.

Шмиголь // Электрические станции, 2010, № 2. – с. 58-62.

50. Jarvis J.B. LoTOxTM process flexibility and multi-pollutant control capability / J.B. Jarvis, A.T. Day, N.J. Sushak. – Power plant air pollutant control symposium, Washington, 2004.

51. Перегудов В.С. Применение плазменной термохимической подготовки угля для повышения эффективности подавления NOx при ступенчатом сжигании топлива / В.С. Перегудов // Промышленная энергетика, 2011, № 1. – с. 55-60.

52. Мессерле В.Е. Использование плазменной технологии воспламенения твердого топлива на пылеугольных тепловых электростанциях / В.Е. Мессерле, А.Б. Устименко, Ю.Е. Карпенко // Энергетик, 2012, № 7. – с. 27-30.

53. Шульман В.Л. Предварительная термическая подготовка топлива как реальный способ технологического и экологического совершенствования пылеугольных котлов / В.Л. Шульман // Электрические станции, 2000, № 6.

54. Берг Б.В. Разработка растопочной пылеугольной горелки / Б.В. Берг, А. Батхишиг, Н.В. Вальцев, Т.Ф. Богатова, А.Ф. Рыжков // Электрические станции, 2012, № 10. – с. 22-27.

55. Балабаева Е.М. Нейтрализация хлора кальцийсодержащими сорбентами непосредственно в процессе газификации твердого топлива / Е.М. Балабаева, Л.А. Коршунова, Г.Б. Манелис, Е.В. Полианчик, М.В. Цветков // Альтернативная энергетика и экология, 2009, № 8. – с. 190-194.

56. Инструктивно-методические указания по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды (в ред. Приказа Госкомэкологии РФ от 15.02.2000 № 77).

57. Семенов Б.А. Оптимизация систем теплоиспользования в системах централизованного теплоснабжения городов: Дисс…докт. техн. наук / Б.А. Семенов. – Саратов: СГТУ, 2002.

58. Экономика предприятия: Учебник /Под ред. проф. Н.А. Сафронова. – М.: «Юристъ», 1998. – 584 с.

59. Игонина Л.Л. Инвестиции. Учебник для ВУЗов. Изд. 2-е, перераб., доп. – Изд. Магистр, 2008 г. – 749 с.

60. В.Н. Гонин. Экономическая оценка инвестиций / Гонин В.Н., Малышев Е.А., Сокол-Номоконова О.В. Учеб. пособ. – Чита: ЧитГУ, 2008 – 194 с.

61. Степанов В.С. Оценка негативного воздействия технических объектов на окружающую среду методами термодинамического анализа / В.С. Степанов, Т.Б. Степанова // Промышленная энергетика, 2010, № 2. – с. 48-56.

62. Степанов В.С. О совершенствовании нормативной базы для решения задач энергосбережения / В.С. Степанов, Т.Б. Степанова // Промышленная энергетика, 2011, № 6. – с. 8-12.

63. Дыбок В.В. Рабочие процессы, конструкция и основы расчета энергоустановок и транспортно-технологического оборудования. Основы теории рабочих процессов двигателей внутреннего сгорания: учебное пособие / В.В. Дыбок. – СПб: СПбГУСЭ, 2009.

64. Степанов В.С. Эффективность использования энергии и энергосбережение / В.С. Степанов, Т.Б. Степанова. Учеб. пособ. – Иркутск: ИрГТУ, 2002. – 145 с.

65. Зайцев Е.А. Анализ эксергетических потерь в водогрейных котлах / Е.А. Зайцев, П.А. Трубаев, А.В. Губарев, М.И. Кулешов // Промышленная энергетика, 2011, № 1. – с. 32-34.

66. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. – М.: Энергия, 1968. – 280 с.

67. Янтовский Е.И. Потоки энергии и эксергии. – М.: Наука, 1988. – 144 с.

68. Степанов В.С. Анализ энергетического совершенства технологических процессов. – Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1984. – 274 с.

69. Бродянский В.М. Эксергетический метод и его приложения / В.М.

Бродянский, В. Фратшер, К. Михалек – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 288 с.

70. Степанов В.С. Химическая энергия и эксергия веществ. – Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1990. – 163 с.

71. Агапов Д.С. Эксергетическая функция теплоты и термический КПД энергоустановки при переменной температуре / Д.С. Агапов // Известия СанктПетербургского государственного аграрного университета, 2011, № 24. – с. 322Агапов Д.С. Концепция термодинамического совершенствования энергоустановок / Д.С. Агапов // Известия Санкт-Петербургского государственного аграрного университета, 2011, № 23. – с. 367-371.

73. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача: Учеб.

пособие для вузов. – 3-е изд., испр. и доп. – М.: Высш. школа, 1980. – 469 с.

74. Кудинов В.А. Техническая термодинамика. Учеб. пособие для втузов.

– 2-е изд., испр. – М.: Высшая школа., 2001 – 261 с.

75. Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. – М.: «Энергия», 1973. – 296 с.

76. Белоконь Л.Н. Разработка методики расчета отклонений теплотехнических параметров котлоагрегата от номинальных значений: Дис…канд. техн.

наук / Л.Н. Белоконь. – Краснодар, 2005 – 228 с.

77. Гладышев Г.П. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС: Учеб. Пособие для теплоэнергетических и энергомашиностроительных вузов / Г.П.Гладышев, Р.З.Аминов, В.З.Гуревич [и др.]; под ред. А.И. Андрющенко. – М.: Высшая школа, 1991. – 303 с.

78. Ушаков И.А. Курс теории надежности систем: учеб. пособие для вузов / И.А. Ушаков. – М.: Дрофа, 2008. – 239 с.

79. Стрельников А.С., Тюлюпов Ю.Ф. Надежность работы основного теплоэнергетического оборудования ТЭС: учеб. пособ. – Чита: ЧитГУ, 2010. – 80. Клемин А.И. Некоторые вопросы надежности ядерных реакторов / А.И. Клемин., М.М. Стригулин. – М.: Атомиздат, 1968. – 292 с.

81. Клемин А.И. Надежность ядерных энергетических установок. Основы расчета / А.И. Клемин. – М., 1987. – 344 с.

82. Павленко Ю.В. Цеолитовые месторождения Восточного Забайкалья. – Чита: ЧитГУ, 2000. – 101 с.

83. Перспективы применения цеолитосодержащих туфов Забайкалья. – Чита, 1990. – 183 с.

84. Природные цеолиты. – М.: Химия, 1985. – 224 с.

85. Применение природных цеолитов. – Обзорно-аналитический материал. Чит. межотрасл. Территориальный центр научно-технич. информации и пропаганды. – Чита, 1988. – 51 с.

86. Мдивнишвили О.М. Кристаллохимические основы регулирования свойств природных сорбентов. – Тбилиси: Мецниереба, 1983. – 268 с.

87. Бойцов В.Е. Цеолиты России / В.Е. Бойцов, И.Г. Абдульманов, И.М.

Баюшкин. – Горн. вестн. – 1997. - № 3. с. 3-7.

88. Смола В.И.

Защита атмосферы от двуокиси серы / В.И. Смола, Н.В.

Кельцев. – М.: Металлургия, 1976. – 256 с.

89. Патент 2057165 (RU). МПК С10L9/10, C10L10/00. Присадка к бурым углям для факельного сжигания в топках энергетических котлов // С.А. Иванов, Н.Н. Пуртов, Л.А. Штейн, В.Ф. Бендерский, С.Ф. Мирошников, Д.А. Алексашкин, В.И. Смола. Опубл. 27.03.1996 г. Бюл. 17-2000.

90. Патент РФ № 2490318. Способ снижения вредных выбросов от топок с факельным сжиганием топлива / А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин. Опубл.

20.08.2013 г. Бюл. № 23.

91. Патент РФ № 123341. Устройство для сухой очистки дымовых газов / А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин. Опубл. 27.12.2012 г. Бюл. № 36.

92. Пинигин В.В. Проблемы использования цеолитов для снижения вредных выбросов при сжигании твердого топлива / В.В. Пинигин, Ю.В. Дорфман. – Материалы XVI Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика:

экология, надежность, безопасность» – Томск: ТПУ, 2010. – 321 с. – с. 206-208.

93. Патент РФ № 123533. Стенд для исследования свойств твердых сорбентов / А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин. Опубл. 27.12.2012 г. Бюл. № 36.

94. Дорфман Ю.В. Совершенствование работы котлов малой и средней производительности с топками НТКС при сжигании углей Забайкальских месторождений: Дис…канд. техн. наук / Ю.В. Дорфман. – Улан-Удэ, 2006.

95. Кузнецов Н.В. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). Под ред. Кузнецова Н.В. – М.: Энергия, 1973 – 296 с.

96. Липов Ю.М. Компоновка и тепловой расчет парового котла: учеб. пособие для вузов / Ю.М. Липов, Ю.Ф. Самойлов, Т.В. Виленский. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 208 с.

97. Тюлюпов Ю.Ф. Оптимизация технико-экономических мероприятий повышения надежности котельного оборудования ТЭС: Дис…канд. техн. наук / Ю.Ф. Тюлюпов. – Улан-Удэ, 2009.

98. Резников М.И., Липов Ю.М. Паровые котлы тепловых электростанций: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1981 – 240 с.

99. Теория горения и топочные устройства. Хзмалян Д.М., Каган Я.А.

Учеб. пособие для студентов высш. учеб. заведений. – М., «Энергия», 1976. – 100. Юренев В.Н. Теплотехнический справочник / В.Н. Юренев, П.Д. Лебедев – М.: «Энергия», Т.2. 1976. – 896 с.

101. Старикова Н.В. Разработка методов и показателей для термодинамического анализа системы теплоснабжения как единого комплекса: Дис…канд.

техн. наук / Н.В. Старикова. – Иркутск, 2012.

102. Требунских С.А. Снижение выбросов вредных веществ от котельных установок за счет оптимизации режимных параметров: Дис…канд. техн. наук / С.А Требунских. – Улан-Удэ, 2006.

103. СО 153-34.02.304-2003. Методические указания по расчету выбросов оксидов азота с дымовыми газами котлов тепловых электростанций / ОАО «ВТИ», Москва, 2005. – 24 с.

104. Никольский Б.П. Справочник химика / Б.П. Никольский, О.Н. Григоров О.Н., М.Е. Позин – М.-Л.: Химия, 1966, т.1 – 1072 с.

105. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей – М.-Л.: Химия, 1966. – 536 с.

106. Fuel Data Bace v1.5. База данных по различным видам топлива. Версия 1.5. Copyright 2003. Group ENEK.

107. Батухтин А.Г. Особенности теплового и эксергетического расчета котлоагрегатов ТЭС: учеб. пособие (решение о присвоении грифа УМО по классическому университетскому и техническому образованию РАЕ № 236 от 03.06.2013) / А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин. – М.: Издательский дом Академии Естествознания, 2013. – 206 с.

108. Комплексное предотвращение и контроль загрязнения окружающей среды. Справочный документ по наилучшим доступным технологиям. Экономические аспекты и вопросы воздействия на различные компоненты окружающей среды: [Электронный ресурс] / Европейская комиссия // Режим доступа:

http://www.14000.ru / (Дата обращения 12.03.2013 г.).

109. Батухтин А.Г. Анализ методов повышения эффективности систем централизованного теплоснабжения / А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин, М.В. Кобылкин // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2012. – № 3. – с. 45-51.

110. Пинигин В.В. Оптимизация реагентных способов уменьшения вредных выбросов от котлов ТЭЦ / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин // Промышленная энергетика. 2012. № 12. – с. 46-49.

111. Батухтин А.Г. Способ использования цеолитов для снижения вредных выбросов от котлов с факельным сжиганием топлива / А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. 2012. №1. – с.

266-269.

112. Дорфман Ю.В. Разработка аддитивного способа использования цеолитов для снижения вредных выбросов от котлов с факельным сжиганием топлива / Ю.В. Дорфман, В.В. Пинигин // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. 2010. №1. – с. 186-188.

113. Батухтин А.Г. Оптимизация режимов работы теплогенерирующего оборудования при использовании природных цеолитов для снижения вредных выбросов / А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин // Вестник ЧитГУ. 2012, № 7(86). – с. 19Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2011610749. Программа расчета котельного агрегата при условии его работы на угольно-цеолитовой топливной смеси «Reliab – ecol - econom» / Ю.В. Дорфман, А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин.

115. Дорфман Ю.В. Использование адсорбционных свойств природных цеолитов для очистки дымовых газов промышленных энергоустановок / Ю.В.

Дорфман, В.В. Пинигин. – Материалы XIV Всероссийской конференции «Фундаментальные исследования и инновации в национальных исследовательских университетах» – СПб: СПбГПУ, 2010. – 372 с. – с. 166-167.

116. Пинигин В.В. Экологические проблемы существования ТЭС в современных условиях / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин. – Кулагинские чтения: X Международная научно-практическая конференция. Чита: ЧитГУ, 2010. Ч. V. – с. 18Пинигин В.В. Проблемы обеспечения надежности и экологичности котельного оборудования ТЭС, связанные с применением цеолитов для снижения вредных выбросов при сжигании твердого топлива / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин.

– Всероссийская научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием «Энерго- и ресурсосбережение. Энергообеспечение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии» – Екатеринбург: УФУ, 2010. – с. 288-290.

118. Пинигин В.В. Сравнение очистки дымовых газов ТЭС с помощью природных цеолитов с сухой известняковой технологией / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин, С.А. Иванов. – Материалы XIV международной молодежной научнопрактической конференции «Молодежь Забайкалья: молодость, наука, прогресс!».

– Чита: ЧИБГУЭиП, 2011. – с. 150-153.

119. Пинигин В.В. Аналитическая оценка влияния методов снижения выбросов NOX и SO2 на надежность и экономичность работы котельных агрегатов ТЭС / В.В. Пинигин, С.А. Иванов. – Материалы XVII Всероссийской научнотехнической конференции «Энергетика: эффективность, надежность, безопасность». – Томск: ТПУ, 2011. – 421 с. – с. 317-320.

120. Иванов С.А. Проблемы внедрения технологии очистки дымовых газов ТЭС с помощью природных цеолитов в энергетическую отрасль страны / С.А.

Иванов, А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин // Вестник ЗРО РАЕН. 2011. № 1(4). – с. 94Пинигин В.В. Влияние методов снижения выбросов оксидов азота и серы на надежность и экономичность котельных агрегатов ТЭС / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин, А.С. Стрельников. – Материалы V Международной научнопрактической конференции «Энергетика в современном мире». – Чита: ЗабГУ, 2011. – с. 17-21.

122. Пинигин В.В. Экспериментальное исследование механизма поглощения природными цеолитами вредных выбросов, содержащихся в дымовых газах ТЭС / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин. – Кулагинские чтения: XI Международная научно-практическая конференция. Чита: ЗабГУ, 2011. Ч. IV. – с. 119-121.

123. Пинигин В.В. Об отклонении теплотехнических параметров работы теплогенерирующего оборудования / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин. – Материалы XVIII Международной научно-практической конференции студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии». – Томск: ТПУ, 2012. – 447 с. – с.

225-226.

124. Батухтин А.Г. Проблемы обеспечения надежности котельных установок ТЭС, обусловленные использованием малозатратных технологий газоочистки / А.Г. Батухтин, В.В. Пинигин, С.А. Алхимов. – Кулагинские чтения: XII Международная научно-практическая конференция. Чита: ЗабГУ, 2012. Ч. I. – с. 106-108.

125. Пинигин В.В. Улучшение экологических показателей работы котельных установок ТЭС за счет использования природного цеолитсодержащего сырья / В.В. Пинигин, С.Ф. Мирошников, А.Г. Батухтин, М.А. Попов. – Кулагинские чтения: XII Международная научно-практическая конференция. Чита: ЗабГУ, 2012. Ч. I. – с. 106-108.

126. Пинигин В.В. Влияние теплотехнических параметров на надежность работы теплогенерирующего оборудования / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин. – Материалы XV Международной молодежной научно-практической конференции «Молодежь Забайкалья: инновации в технологиях и образовании». – Чита: ЗабГУ, 2012. – Ч. I. – с. 180-183.

127. Пинигин В.В. О влиянии способов снижения вредных выбросов на надежность котельных агрегатов ТЭС / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин, С.Ф. Мирошников, А.С. Стрельников. – Материалы всероссийской молодежной конференции «Пути совершенствования работы теплоэнергетических устройств». – Владивосток: ДВФУ, 2012. – с. 114-121.

128. Пинигин В.В. Экономическая оценка режимов работы котельного оборудования ТЭС при использовании природных цеолитов для нужд газоочистки / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин. – Материалы Международной молодежной конференции «Энергетическое обследование как первый этап реализации концепции энергосбережения». – Томск: Изд-во ООО «СПБ Графикс», 2012. – 356 с. – с.

60-63.

129. Пинигин В.В. Эксергетический анализ методов снижения вредных выбросов от котельных агрегатов ТЭС / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин, С.Ф. Мирошников. – Материалы XVIII Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: эффективность, надежность, безопасность». – Томск: Изд-во ООО «СПБ Графикс», 2012. – 532 с. – с. 158-161.

130. Пинигин В.В. Технико-экономическое обоснование реагентных способов снижения вредных выбросов от котлов ТЭС / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин.

– Безопасность – 2013: материалы XVIII Всероссийской студенческой научнопрактической конференции с международным участием / Иркутский государственный университет. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. – 297 с. – с. 271-273.

131. Pinigin V.V. Bekrftigung der Methoden der Verringerung der schdlichen Ausstoen der TES mit dem Gebrauch von der exergetic Analyse / V.V. Pinigin A.G.

Batukhtin. – LAP LAMBERT Academic Publishing is ein Imprint AV Akademikerverlag GmbH& Co. KG Heinrich-Bcking-Str. 6-8, 66121, Saarbrcken, Deutschland (ISBN: 978-3-659-39025-8) // Пинигин В.В. Обоснование способов снижения вредных выбросов ТЭС c использованием эксергетического анализа / В.В. Пинигин, А.Г. Батухтин – LAP LAMBERT Academic Publishing, Германия (ISBN: 978-3Приложение А.

Рисунок А.1 – Диаграмма для определения удельных значений составляющих эксергии уходящих газов для угля Харанорского месторождения 1Б Удельная физическая эксергия ух. газов, кДж/кг Рисунок А.2 – Диаграмма для определения удельных значений составляющих эксергии уходящих газов для угля Уртуйского месторождения 3Б Удельная физическая эксергия ух. газов, кДж/кг Рисунок А.3 – Диаграмма для определения удельных значений составляющих эксергии уходящих газов для угля Татауровского месторождения 2Б Удельная физическая эксергия ух. газов, кДж/кг Рисунок А.4 – Диаграмма для определения удельных значений составляющих эксергии уходящих газов для угля Донецкого месторождения А Удельная физическая эксергия ух. газов, кДж/кг Рисунок А.5 – Диаграмма для определения удельных значений составляющих эксергии уходящих газов для угля Подмосковного бассейна (в целом) 2Б Удельная физическая эксергия ух. газов, кДж/кг Рисунок А.6 – Диаграмма для определения удельных значений составляющих эксергии уходящих газов для угля Кузнецкого бассейна Д Удельная физическая эксергия ух. газов, кДж/кг Таблица Б.1 – Удельные значения составляющих эксергии продуктов сгорания углей Харанорского месторождения 1Б ( Qir 11532,5 кДж/кг, eX 13075,31 кДж/кг), кДж/кг Химическая:

ух.=100C 330,5005 344,1476 356,95516 369,80142 383,81285 398,47864 414, ух.=110C 321,57776 335,23761 347,73345 360,25815 373,51744 387,80124 403, ух.=120C 313,72559 326,69887 338,89605 351,11245 364,04567 377,97811 393, ух.=130C 305,8736 318,53152 330,44277 342,36446 354,9857 368,58208 383, ух.=140C 298,37834 311,10652 322,3739 334,0142 346,33756 359,61306 374, tух.=150C ух.=160C 284,4589 296,62775 307,38869 318,50637 330,68854 343,38348 357, ух.=170C 278,03439 289,94523 300,47246 311,34892 322,86402 335,26865 348, ух.=180C 271,96696 283,63413 293,94037 304,58914 315,86313 328,00802 341, ух.=190C 266,25627 277,32283 287,40838 297,82922 308,86224 320,74746 333, ух.=200C 260,54574 271,38281 281,64487 291,86471 302,68498 314,34102 327, ух.=210C 255,19212 265,81417 275,49707 285,50257 296,0959 307,50761 319, Концентрационная 58,3843 53,7795 49,7847 46,2823 43,1828 40,4163 37, Физическая:

ух.=100C 37,308439 39,941149 42,35886 44,934718 47,592717 50,026569 52, ух.=110C 45,89358 49,181091 52,122603 55,374405 58,533259 61,538408 64, ух.=120C 55,080118 58,827167 62,461796 66,274774 70,015073 73,786103 77, ух.=130C 64,560569 68,973781 73,331932 77,601296 82,100991 86,505539 90, ух.=140C 74,363416 79,559059 84,437802 89,464992 94,60403 99,511266 104, ух.=150C 84,470576 90,271833 95,895837 101,69859 107,35822 113,2317 119, ух.=160C 94,869946 101,41966 107,69203 114,02483 120,64828 127,0895 133, ух.=170C 105,4498 112,64808 119,69829 126,84038 134,01637 141,02414 148, ух.=180C 116,1125 124,19217 131,92076 139,7568 147,64251 155,52211 163, ух.=190C 127,0779 135,65752 144,06314 152,71513 161,31586 169,92705 178, ух.=200C 137,96798 147,31599 156,74225 165,99764 175,33376 184,69576 194, ух.=210C 149,05608 159,082 168,99497 179,07358 189,13614 199,24017 209, Суммарная:

ух.=100C 425,85564 437,86825 449,09872 461,01844 474,58836 488,92151 504, ух.=110C 426,19324 438,1982 449,64076 461,91485 475,2335 489,75594 506, ух.=120C 427,19001 439,30554 451,14255 463,66953 477,24354 492,18051 508, ух.=130C 428,81847 441,2848 453,55941 466,24805 480,26949 495,50392 512, ух.=140C 431,12606 444,44508 456,5964 469,76149 484,12439 499,54063 517, ух.=150C 434,09504 447,73283 460,36963 474,04225 488,64225 505,14631 522, ух.=160C 437,71315 451,82692 464,86542 478,8135 494,51962 510,88928 528, ух.=170C 441,86849 456,37281 469,95545 484,4716 500,06319 516,70909 534, ух.=180C 446,46376 461,6058 475,64583 490,62823 506,68844 523,94643 542, ух.=190C 451,71847 466,75985 481,25623 496,82665 513,3609 531,0908 550, ух.=200C 456,89802 472,4783 488,17182 504,14466 521,20154 539,45307 558, ух.=210C 462,63249 478,67567 494,27674 510,85845 528,41485 547,16408 567, Таблица Б.2 – Изменение физической эксергии продуктов сгорания углей Харанорского месторождения 1Б ( Qir 11532,5 кДж/кг, eX 13075,31 кДж/кг), кДж/кг, в зависимости от температуры окружающей среды Т Таблица Б.3 – Удельные значения составляющих эксергии продуктов сгорания углей Уртуйского месторождения 3Б ( Qir 17085,3 кДж/кг, eX 18517,86 кДж/кг), кДж/кг Химическая:

ух.=100C 347,02061 371,40978 392,43599 413,76231 435,46311 459,22989 484, ух.=110C 337,8402 361,59449 382,47966 402,83937 424,42704 447,11927 471, ух.=120C 329,39422 352,56442 372,52379 392,79027 413,39112 435,97761 459, ух.=130C 320,94833 343,53435 363,39741 382,74091 403,27473 424,8361 448, ух.=140C 313,23654 335,2895 354,68578 373,56565 393,6183 414,66317 437, ух.=150C 305,89222 327,43727 345,97423 364,82731 383,96174 404,9748 427, ух.=160C 298,91511 319,97788 338,09212 356,52586 375,22498 395,77095 417, ух.=170C 291,938 312,51826 330,62508 348,22443 366,94782 386,56687 408, ух.=180C 285,69533 305,84385 323,15805 340,79681 358,67089 378,33176 398, ух.=190C 279,45266 299,16945 316,10584 333,36922 350,85369 370,09665 390, ух.=200C 273,5772 292,88765 309,46848 326,37852 343,49622 361,86153 382, ух.=210C 268,06889 286,60586 303,24581 319,38782 336,59878 354,59514 373, Концентрационная 85,6584 78,4981 72,3369 66,9722 62,2528 58,0622 54, Физическая:

ух.=100C 49,993329 53,51369 57,316745 60,816571 64,425923 68,259386 71, ух.=110C 61,458302 65,928497 70,40795 74,871329 79,417161 83,81822 88, ух.=120C 73,687273 78,983361 84,418418 89,655461 95,007174 100,43045 105, ух.=130C 86,316987 92,644944 98,889855 105,13268 111,33616 117,81973 123, ух.=140C 99,494919 106,72228 114,08312 121,08485 128,47931 135,73652 142, ух.=150C 112,96192 121,27831 129,45082 137,58295 145,81957 154,26476 162, ух.=160C 127,00779 136,13387 145,27282 154,6068 163,67185 173,17614 182, ух.=170C 141,00044 151,2546 161,58293 171,74911 181,88649 192,22827 202, ух.=180C 155,43043 166,68839 177,98571 189,24816 200,4011 211,88317 222, ух.=190C 169,93041 182,20236 194,51062 206,84128 219,05233 231,64296 243, ух.=200C 184,55905 198,00302 211,18692 224,76308 237,87447 251,24656 264, ух.=210C 199,4792 213,67821 228,20305 242,54476 257,08046 271,37266 285, Суммарная:

ух.=100C 482,67223 503,42157 522,08964 541,55108 562,14183 585,55148 610, ух.=110C 484,9569 506,02108 525,22451 544,6829 566,097 588,99969 614, ух.=120C 488,7398 510,04588 529,27911 549,41793 570,6511 594,47026 619, ух.=130C 492,92362 514,67739 534,62416 554,84579 576,86369 600,71803 626, ух.=140C 498,38986 520,50988 541,1058 561,62271 584,35041 608,46189 634, ух.=150C 504,51254 527,21369 547,76195 569,38247 592,03411 617,30176 643, ух.=160C 511,5812 534,60986 555,70184 578,10485 601,14963 627,00929 653, ух.=170C 518,59674 542,27096 564,54491 586,94574 611,08711 636,85734 664, ух.=180C 526,78406 551,03034 573,48066 597,01717 621,32479 648,27713 676, ух.=190C 535,04147 559,86991 582,95336 607,1827 632,15882 659,8018 688, ух.=200C 543,79465 569,38877 592,9923 618,1138 643,62349 671,17029 701, ух.=210C 553,20649 578,78218 603,78576 628,90478 655,93204 684,03 713, Таблица Б.4 – Изменение физической эксергии продуктов сгорания углей Уртуйского месторождения 3Б ( Qir 17085,3 кДж/кг, eX 18517,86 кДж/кг), кДж/кг, в зависимости от температуры окружающей среды Т Таблица Б.5 – Удельные значения составляющих эксергии продуктов сгорания углей Татауровского месторождения 2Б ( Qir 14760, 2 кДж/кг, eX 16264, 43 кДж/кг), кДж/кг Химическая:

ух.=100C 347,88994 370,15877 390,41677 411,52436 434,08606 458,58694 485, ух.=110C 338,98859 360,3141 380,04429 400,60284 422,57797 446,44229 472, ух.=120C 330,08748 351,25691 370,50161 390,55504 411,99053 435,26913 460, ух.=130C 321,92791 342,59361 361,37405 380,9441 401,86346 424,58163 449, ух.=140C 314,13944 334,32409 352,66115 371,76981 392,19667 414,37992 438, ух.=150C 306,72171 326,44848 344,36337 363,03268 382,98999 404,66414 427, ух.=160C 299,6748 318,96653 336,4803 354,29534 373,78368 394,94835 418, ух.=170C 292,99898 311,4845 328,59721 346,43193 365,49766 386,20414 408, ух.=180C 286,69397 304,79024 321,54413 339,00518 357,21199 377,45986 399, ух.=190C 280,38884 298,09579 314,49083 331,57863 349,84677 369,68724 390, ух.=200C 274,45471 291,7953 307,85245 324,58882 342,48156 361,42875 382, ух.=210C 268,89153 285,88843 301,62897 317,59894 335,11635 354,14185 374, Концентрационная: 73,5812 67,5331 62,3074 57,7378 53,6997 50,0962 46, Физическая:

ух.=100C 44,564478 47,903776 51,017704 54,166273 57,301366 60,587765 63, ух.=110C 54,935306 58,863829 62,648914 66,672397 70,532851 74,355626 78, ух.=120C 65,705916 70,54427 75,052911 79,816583 84,441706 89,25023 93, ух.=130C 76,974309 82,692659 87,960269 93,671863 98,92235 104,54469 109, ух.=140C 88,789234 95,279009 101,49697 107,85236 114,11762 120,59618 126, ух.=150C 100,84991 108,27992 115,31674 122,51073 129,63639 136,98998 143, ух.=160C 113,2824 121,53777 129,41427 137,45758 145,46379 153,53017 161, ух.=170C 125,94975 135,01994 143,75625 152,84167 161,58733 170,74676 179, ух.=180C 138,85786 148,77473 158,53438 168,36821 177,96905 187,88306 197, ух.=190C 151,81798 162,59015 173,23408 184,122 194,72459 205,59177 216, ух.=200C 164,88472 176,65296 188,20034 199,85966 211,55541 223,08217 234, ух.=210C 178,08601 190,73108 203,32089 215,61794 228,24958 241,02844 253, Суммарная:

ух.=100C 466,03562 485,59565 503,74187 523,42843 545,08713 569,2709 595, ух.=110C 467,5051 486,71103 505,00061 525,01304 546,81052 570,89412 597, ух.=120C 469,37459 489,33428 507,86193 528,10942 550,13184 574,61556 601, ух.=130C 472,48341 492,81937 511,64172 532,35376 554,48551 579,22252 606, ух.=140C 476,50987 497,1362 516,46552 537,35997 560,01389 585,0723 612, ух.=150C 481,15282 502,2615 521,98751 543,28121 566,32598 591,75032 618, ух.=160C 486,5384 508,0374 528,20197 549,49073 572,94717 598,57472 626, ух.=170C 492,52993 514,03755 534,66086 557,0114 580,78469 607,04711 635, ух.=180C 499,13302 521,09807 542,38591 565,1112 588,88074 615,43912 644, ух.=190C 505,78802 528,21904 550,03232 573,43842 598,27097 625,37521 653, ух.=200C 512,92063 535,98137 558,3602 582,18628 607,73657 634,60712 664, ух.=210C 520,55874 544,15261 567,25727 590,95468 617,06553 645,26649 675, Таблица Б.6 – Изменение физической эксергии продуктов сгорания углей Татауровского месторождения 2Б ( Qir 14760, 2 кДж/кг, eX 16264, 43 кДж/кг), кДж/кг, в зависимости от температуры окружающей среды Т Таблица Б.7 – Удельные значения составляющих эксергии продуктов сгорания углей Донецкого месторождения А ( Qir 18513,3 кДж/кг, eX 18689, 26 кДж/кг), кДж/кг Химическая:

ух.=100C 201,63461 227,81143 250,53189 272,96945 296,47349 321,38524 348, ух.=110C 196,49604 221,76747 243,8715 265,97731 288,56733 312,80602 339, ух.=120C 191,35747 216,18843 237,72338 259,26485 281,26955 304,8871 330, ух.=130C 186,62998 210,84186 231,83178 252,83237 274,27592 297,29779 322, ух.=140C 182,10832 205,72774 226,196 246,67929 267,89036 290,36868 314, ух.=150C 177,79191 200,84608 220,81639 240,80583 261,50461 283,4393 307, ух.=160C 173,68105 196,19689 215,69322 235,21237 255,42312 276,84016 300, ух.=170C 169,77573 191,77989 210,82595 229,89834 249,64572 270,57066 293, ух.=180C 166,07621 187,59562 206,21485 224,86419 244,17238 264,63143 286, ух.=190C 162,58197 183,41135 201,85992 219,82979 238,69905 259,02188 280, ух.=200C 159,08767 179,45954 197,50523 215,35481 233,83386 253,41261 274, ух.=210C 155,79921 175,74019 193,40648 210,88001 228,96868 248,13307 269, Концентрационная: 109,68 99,9033 91,5855 84,4165 78,1681 72,6668 67, Физическая:

ух.=100C 49,044857 52,865576 56,974896 60,527525 64,607129 68,486945 72, ух.=110C 60,376288 65,116513 70,016637 74,661795 79,477179 84,169865 88, ух.=120C 72,377188 78,037568 83,778042 89,283979 95,151889 100,94107 106, ух.=130C 84,803355 91,526829 98,14731 104,75982 111,50688 118,19403 124, ух.=140C 97,724142 105,37084 113,08326 120,63268 128,64035 136,27202 143, ух.=150C 111,10946 119,71789 128,54938 137,07334 146,03899 154,85085 163, ух.=160C 124,63177 134,379 144,34382 153,86511 163,81217 173,60347 183, ух.=170C 138,59319 149,50788 160,28796 171,00116 182,15016 192,95516 203, ух.=180C 152,69421 164,62457 176,5645 188,48435 200,65681 212,69061 224, ух.=190C 167,09277 179,98997 193,18002 205,88493 219,0764 232,42131 245, ух.=200C 181,42854 195,33536 209,71703 223,89941 238,14957 252,45001 266, ух.=210C 195,91516 210,99127 226,5823 241,65734 257,13156 272,47921 287, Суммарная:

ух.=100C 360,35947 380,5803 399,09228 417,91347 439,24862 462,53898 488, ух.=110C 366,55232 386,78728 405,47363 425,0556 446,21261 469,64269 496, ух.=120C 373,41465 394,1293 413,08692 432,96533 454,58954 478,49497 505, ух.=130C 381,11333 402,27189 421,56459 442,0087 463,9509 488,15861 515, ух.=140C 389,51246 411,00188 430,86476 451,72847 474,69881 499,30751 526, ух.=150C 398,58137 420,46727 440,95127 462,29567 485,71169 510,95695 538, ух.=160C 407,99282 430,47918 451,62253 473,49398 497,40339 523,11043 551, ух.=170C 418,04892 441,19107 462,6994 485,31601 509,96398 536,19262 564, ух.=180C 428,45042 452,12339 474,36485 497,76503 522,99729 549,98884 578, ух.=190C 439,35474 463,30462 486,62544 510,13121 535,94355 564,10998 593, ух.=200C 450,19621 474,6982 498,80777 523,67071 550,15153 578,52942 608, ух.=210C 461,39437 486,63476 511,57427 536,95384 564,26834 593,27909 624, Таблица Б.8 – Изменение физической эксергии продуктов сгорания углей Донецкого месторождения А ( Qir 18513,3 кДж/кг, eX 18689, 26 кДж/кг), кДж/кг, в зависимости от температуры окружающей среды Т Таблица Б.9 – Удельные значения составляющих эксергии продуктов сгорания углей Подмосковного бассейна (в целом) 2Б ( Qir 8770,9 кДж/кг, eX 9949,163 кДж/кг), кДж/кг Химическая:

ух.=100C 314,09757 322,72722 330,3431 338,46804 346,89613 355,79836 365, ух.=110C 305,92158 314,34473 321,77201 329,70515 337,92472 346,60656 356, ух.=120C 298,08616 306,3115 313,55804 321,30739 329,32705 337,79779 347, ух.=130C 290,93204 298,62755 306,05833 313,27474 321,10321 329,37196 338, ух.=140C 283,77796 291,64209 298,55866 305,60709 313,25323 321,32926 330, ух.=150C 276,96464 284,65663 291,4162 298,30469 305,77706 313,66937 322, ух.=160C 270,83256 278,02049 284,63074 291,36732 298,67465 306,3926 314, ух.=170C 264,70049 271,73357 278,20248 284,79511 291,94606 299,4987 307, ух.=180C 258,56842 265,79588 272,13131 278,5881 285,59123 292,98787 301, ух.=190C 253,11772 259,85835 266,41719 272,74613 279,61032 286,86006 294, ух.=200C 247,66702 254,61921 260,70317 266,90416 273,62934 280,73219 288, ух.=210C 242,55696 249,38017 255,34629 261,42732 268,0222 274,9873 282, Концентрационная: 39,2696 36,2024 33,5397 31,2045 29,1383 27,2951 25, Физическая:

ух.=100C 28,864151 30,800754 32,704006 34,698536 36,678131 38,660764 40, ух.=110C 35,536613 37,945666 40,34408 42,755901 45,034724 47,573385 49, ух.=120C 42,497783 45,399353 48,205923 51,163912 54,007274 56,880728 59, ух.=130C 49,873069 53,234318 56,645976 60,004559 63,3184 66,675113 70, ух.=140C 57,531913 61,404383 65,208726 69,036129 72,945834 76,804286 80, ух.=150C 65,332354 69,75982 74,136275 78,45801 82,76283 87,250827 91, ух.=160C 73,447651 78,264314 83,125695 88,04869 92,98025 97,889167 102, ух.=170C 81,619432 87,006379 92,464139 97,909084 103,2697 108,83181 114, ух.=180C 89,814213 95,899594 101,87133 107,84382 113,84959 119,8596 125, ух.=190C 98,185869 104,7286 111,45184 117,96491 124,52307 131,09814 137, ух.=200C 106,65216 113,85984 120,96602 128,11135 135,22524 142,36884 149, ух.=210C 115,19088 123,0117 130,65515 138,34976 146,02636 153,7446 161, Суммарная:

ух.=100C 382,23132 389,73037 396,58681 404,37107 412,71256 421,75413 431, ух.=110C 380,72779 388,49279 395,65579 403,66555 412,09785 421,47494 431, ух.=120C 379,85354 387,91325 395,30366 403,6758 412,47272 421,97362 432, ух.=130C 380,07471 388,06427 396,24401 404,4838 413,55991 423,34218 434, ух.=140C 380,57947 389,24887 397,30708 405,84772 415,33747 425,42854 436, ух.=150C 381,56659 390,61884 399,09217 407,9672 417,67819 428,2153 439, ух.=160C 383,54981 392,4872 401,29614 410,62051 420,7932 431,57687 443, ух.=170C 385,58952 394,94235 404,20632 413,90869 424,35416 435,62561 447, ух.=180C 387,65224 397,89788 407,54234 417,63642 428,57912 440,14247 452, ух.=190C 390,57319 400,78934 411,40873 421,91554 433,27179 445,25331 457, ух.=200C 393,58878 404,68145 415,20889 426,22001 437,99298 450,39612 463, ух.=210C 397,01744 408,59427 419,54114 430,98157 443,18687 456,027 469, Таблица Б.10 – Изменение физической эксергии ух. газов продуктов сгорания углей Подмосковного бассейна (в целом) 2Б ( Qir 8770,9 кДж/кг, eX 9949,163 кДж/кг), кДж/кг, в зависимости от температуры окружающей среды Т Таблица Б.11 – Удельные значения составляющих эксергии продуктов сгорания углей Кузнецкого басейна Д ( Qir 21916,6 кДж/кг, eX 22787, 23 кДж/кг), кДж/кг Химическая:

ух.=100C 421,13948 482,13025 542,35578 607,79653 680,91319 762,58963 855, ух.=110C 410,20676 469,14018 528,31967 592,08316 663,34545 742,95529 832, ух.=120C 399,71099 457,14935 514,845 576,99799 646,48098 724,10669 811, ух.=130C 389,6527 446,15775 501,93184 562,5417 630,31898 706,0431 791, ух.=140C 380,4689 435,16615 489,58006 549,34248 614,85956 688,76521 771, ух.=150C 371,28511 425,17379 478,35116 536,14294 600,80566 672,27253 753, ух.=160C 362,53863 415,18142 467,12227 523,57226 586,75175 657,35049 736, ух.=170C 354,66694 405,68868 456,45488 512,25865 573,40043 642,42869 720, ух.=180C 346,79527 396,69556 446,34888 500,94504 560,75181 628,29195 704, ух.=190C 339,36076 388,20205 436,80432 489,63121 548,80617 614,15551 688, ух.=200C 331,92611 380,20816 427,82115 479,57474 536,86025 601,58958 674, ух.=210C 325,36652 372,21453 418,83803 469,51793 526,31972 589,02385 660, Концентрационная: 102,965 93,6795 85,666 78,6317 72,3668 66,7123 61, Физическая:

ух.=100C 59,955682 64,422394 68,910772 73,577787 78,469447 83,192141 87, ух.=110C 73,772507 79,179674 84,795996 90,525815 96,518888 102,07735 107, ух.=120C 88,249527 94,935522 101,68592 108,55006 115,45171 122,4821 129, ух.=130C 103,33334 111,25341 119,27487 127,32273 135,45672 143,46328 151, ух.=140C 119,11571 128,28563 137,29197 146,72194 155,95227 165,2485 174, ух.=150C 135,30974 145,8513 156,11027 166,64342 177,11824 187,52824 197, ух.=160C 151,82329 163,62113 175,14922 186,97006 198,7932 210,79032 222, ух.=170C 169,03638 181,73457 194,76633 207,95245 220,89584 234,28924 247, ух.=180C 186,03058 200,19537 214,54734 229,11363 243,42889 258,00437 272, ух.=190C 203,52952 219,01361 234,51796 250,15802 266,18177 281,84342 297, ух.=200C 220,9173 238,02961 254,90272 271,93516 289,03156 306,27687 323, ух.=210C 238,78163 256,93464 275,17217 293,59105 312,29797 330,81742 349, Суммарная:

ух.=100C 584,06016 640,23215 696,93245 760,00601 831,74944 912,49407 1004, ух.=110C 586,94427 641,99936 698,78166 761,24068 832,23113 911,74495 1001, ух.=120C 590,92552 645,76437 702,19692 764,17975 834,29949 913,30108 1001, ух.=130C 595,95104 651,09065 706,87271 768,49613 838,1425 916,21868 1004, ух.=140C 602,54961 657,13128 712,53802 774,69611 843,17863 920,72601 1007, ух.=150C 609,55984 664,70459 720,12744 781,41806 850,2907 926,51307 1012, ух.=160C 617,32693 672,48205 727,93739 789,17402 857,91176 934,85311 1020, ух.=170C 626,66832 681,10275 736,88711 798,8428 866,66307 943,43023 1028, ух.=180C 635,79085 690,57043 746,56212 808,69037 876,5475 953,00862 1038, ух.=190C 645,85529 700,89516 756,98827 818,42093 887,35474 962,71123 1047, ух.=200C 655,8084 711,91727 768,38987 830,1416 898,25861 974,57875 1059, ух.=210C 667,11314 722,82868 779,6762 841,74068 910,98449 986,55358 1071, Таблица Б.12 – Изменение физической эксергии продуктов сгорания углей Кузнецкого басейна Д ( Qir 21916,6 кДж/кг, eX 22787, 23 кДж/кг), кДж/кг, в зависимости от температуры окружающей среды Т Таблица В.1 – Показатели энергоэффективности и экологичности работы котельного агрегата БКЗ-220- Организованный воздух Потери от мех. недожога Потери с ух. газами:

- химическая;

- физическая;

- концентрац-ая Потери от необратимости:

Эксергия адсорбента:

- физическая - SO2 (уловленный) - NOX (уловленный) Эксергетический КПД, %:

Таблица В.2 – Результаты эксергетической оценки способа снижения вредных выбросов с помощью просыпки цеолитов в конвективную шахту котельного Относительный расход природных цеолитов bc Потери от необратимости:

Таблица В.3 – Изменение эксергетического КПД котельного агрегата БКЗ-220Читинской ТЭЦ-1 при реализации способа снижения вредных выбросов с помощью просыпки цеолитов в конвективную шахту Относительный расход природных цеолитов bc Абсолютный расход природных цеолитов, т/ч Эксергетический КПД, %:

Таблица В.4 – Результаты эксергетической оценки способа снижения вредных выбросов с помощью просыпки цеолитов в конвективную шахту котельного Относительный расход природных цеолитов bc физическая.

Потери от необратимости:

Таблица В.5 – Изменение эксергетического КПД котельного агрегата ТПЕ- Харанорской ГРЭС при реализации способа снижения вредных выбросов с помощью просыпки цеолитов в конвективную шахту Относительный расход природных цеолитов bc Абсолютный расход природных цеолитов, т/ч Эксергетический КПД, %:

Таблица В.6 – Результаты эксергетической оценки способов снижения вредных выбросов от котельного агрегата БКЗ-220- Организованный воздух Потери от мех. недожога Потери с ух. газами:

- химическая;

- физическая;

- концентрац-ая Потери от необратимости:

Эксергия реагента:

- физическая - NOX (улов-ный)