Пути повышения эффективности котлов малой мощности.

 

Повышение КПД котла и уменьшение количества вредных выбросов возможно организовать за счёт модернизации конструкции котла, т.е., геометрической корректировкой. В качестве опытного водогрейного котла, за основу были выбраны водогрейные котлы «Веста-плюс» компании «Профиль-М» (Рисунок 40).

 

 

Рисунок 40 – Модернизированные котлы «Веста-Плюс»

 

В данных котлах с целью увеличения КПД и уменьшения выбросов было модернизировано топочное устройство, где происходит основные процессы сжигания твердого топлива, от качества горения которого зависят искомые параметры разрабатываемого котла (КПД, вредные выбросы). Для низкосортного твердого топлива существует два механизма достижения высоких значений данных параметров, т.е. высокого КПД и низкого количества вредных выбросов:

1) механизм очистки (обогащение) твердого топлива;

2) выработка механизма сжигания (горения) твердого топлива в топках (т.е. изменение конструкции топки и механизма подачи твердого топлива).

Модернизация котла коснулась именно топки, в качестве которой была выбрана вихревая модель топки (Рисунок 41) [42].

 

 

Рисунок 41 – Внешний вид испытываемой топки

 

Схема поперечного сечения разработанной автоматизированной твердотопливной МКУ с вихревой топкой показана на рисунке 38.

Собранный инновационный опытный образец автоматизированной водогрейной твердотопливной котёл имеет  вихревую топку с дожигателем (необходимый для полного сжигания различного сорта твердого топлива – угля), 3-х секционный теплообменник (вертикального типа), вентиляторы первичного и вторичного воздуха, систему топливоподачи, включающую в себя: шнековый питатель, бункер подачи топлива и мельницу (дробилку). Наличие магнитного металлоуловителя, прикрепленного к боковой части бункера для предотвращения попадания металлических частей в дробилку, обеспечивает безопасность и долговечность работы котла.

 

 

1 – топка; 2 – дожигатель; 3 – теплообменник; 4 – щит управления; 5 – мельница (дробилка); 6 – вентилятор; 7 – дымосос; 8 – бункер; 9 – магнитный металлоуловитель; 10 – дымоход; 11 – шлакосборник; 12 – мотор-редуктор; 13 – шнек; 14 – циркуляционный насос

Рисунок 42 – Схема поперечного разреза котла

 

Процессы автоматизации управления, помимо повышения эффективности процессов горения в топке и повышения КПД котла, контроль за выбросами и др., целесообразно, повышает также и экономическую эффективность котла. В частности, автоматизация процессов топливоподачи, в зависимости от объема бункера и скорости подачи топлива (от 3-х и более суток), может сэкономить – заменить физические силы работников котельных и, соответственно, принести экономические выгоды для собственников котельных.

 

Таблица 27 – Основные технические характеристики МКУ

Наименование показателей	Значение
Мощность, МВт	1,2
Вид топлива	Уголь
Расход топлива, кг/ч	до 170 (регулируется)
КПД, % (брутто)	Более 90
Температуры теплоносителя, вход/выход,  °С	70 /90
Допустимая температура воды при подключении установки к системе отопления, °С	70
Объем топочной камеры, м3	0,6 не менее
Рабочая температура в топочном блоке, °С: – на выходе из топки	1150-1300
Температура уходящих газов за установкой, °С	185 – 198

 

10.1.Методика определения энергетических характеристик отопительных котлов длительного горения

 

КПД брутто котла определяется методом обратного баланса по формуле:

 

(3)

 

Корректировка значений КПД брутто котла, взятых за основу для составления энергетической характеристики, производится с учетом влияния конденсации водяных паров [43-47].

Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении принимается оптимальным, исходя из условий отсутствия потерь от химической неполноты сгорания и минимальных суммарных потерь с уходящими газами и механической неполнотой сгорания для твердого топлива.

Значение присосов в газовый тракт котла при текущей нагрузке Da (%) определяется по формуле:

 

((4)

 

где  – значение присосов при номинальной нагрузке, %;

,  – номинальное и текущее значения часовой теплопроизводительности котла, ГДж/ч (Гкал/ч).

Значение температуры уходящих газов определяется из условия предотвращения конденсации водяных паров из дымовых газов на поверхностях нагрева и газоходах котла, налипания золы твердого и жидкого топлива на них и коррозии металла при высоком содержании серы.

Для увеличения достоверности определение температуры, уходящих газов  (°С) производится расчетом на основе температуры дымовых газов, измеряемой в сечении за дымососом, по формуле:

 

((5)

 

где – температура дымовых газов за дымососом, °С;

 – нагрев дымовых газов в дымососах при их сжатии, °С.

Нагрев дымовых газов в дымососах (°С) определяется по формуле:

 

((6)

 

где – коэффициент пропорциональности, равный 2,67×10^-1 (%/Па), если напор дымососов измеряется в Па, и 2,60 (м²×%/кгс), если напор дымососов измеряется в кгс/м²;

– полный напор дымососов, Па (кгс/м²);

 – КПД дымососов с учетом потерь энергии в направляющих аппаратах, %.

Точки измерения температуры уходящих газов (дымовых газов за дымососом) и избытков воздуха в уходящих газах находятся в одном поперечном сечении газохода.

Потеря тепла с уходящими газами определяется по формуле:

 

((7)

 

где – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;

 – температура уходящих газов, °С;

 – температура холодного воздуха, °С;

 – потеря тепла от механической неполноты сгорания, %;

K, C, в – коэффициенты, зависящие от сорта и приведенной влажности топлива.

Потеря тепла от химической неполноты сгорания топлива  (%) должна отсутствовать, и принимается равной нулю.

Потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива  (%) определяется по формуле:

 

((8)

 

где , – содержание горючих в шлаке и уносе, %;

 – зольность топлива на рабочую массу, %;

,  – доля золы топлива соответственно в шлаке и уносе, %;

 – средняя теплота сгорания 1 кг горючих, содержащихся в шлаке и уносе, равная 32660 кДж/кг (7800 ккал/кг).

Потеря тепла от механической неполноты сгорания  (%) при совместном сжигании нескольких марок твердого топлива, если показатели качества последних, а также доля их золы в шлаке и уносе даже при совместном сжигании значительно различаются, рассчитывается по формуле:

 

((9)

 

где ,  – потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, соответственно для марок топлива 1 и 2, %;

,  – доля по теплу твердого топлива соответственно марки 1 и 2 в сжигаемой смеси.

Нормативное значение потерь тепла котлом в окружающую среду  (%) за счет конвекции и излучения наружными поверхностями определяется по формуле:

 

((10)

 

где – нормативные потери тепла котлом (корпусом котла) в окружающую среду при номинальной часовой теплопроизводительности;

,  – часовая теплопроизводительность котла текущая и номинальная.

Потери тепла с физическим теплом золы для твердого топлива  (%) определяются по формуле:

 

((11)

 

где – энтальпия золы, кДж/кг (ккал/кг);

 – температура шлака (золы), °С; при твердом шлакоудалении принимается равной 600°С, при жидком шлакоудалении - равной температуре нормального жидкого шлакоудаления, а при отсутствии данных - по температуре жидкоплавкого состояния золы , увеличенной на 100°С.

Потери тепла при охлаждении панелей и балок, не включенных в циркуляционную схему котла,  (%) определяются по формуле:

 

((12)

 

или приближенно по формуле:

 

((13)

 

где – абсолютное значение потерь тепла, определяемое тепловым расчетом или опытным путем, ГДж/ч (Гкал/ч);

 – площадь лучевоспринимающей поверхности балок и панелей (для последних в расчет принимается только боковая, обращенная в топку, поверхность), м².

В расход электроэнергии на тягу и дутье включаются расходы ее на дымососы и дутьевые вентиляторы, имеющие электроприводы, а также:

- расход электроэнергии на дымососы рециркуляции дымовых газов, предназначенные для регулирования температуры перегрева пара и подавления оксидов азота;

- при одновентиляторной схеме пылеприготовления - часть расхода электроэнергии на мельничные вентиляторы, пропорциональную отношению сопротивления напорной части тракта или участка "сепаратор пыли - горелки" включительно для систем пылеприготовления с мельницами, работающими под разрежением и наддувом соответственно, к полному напору, развиваемому мельничными вентиляторами;

- при двухвентиляторной схеме пылеприготовления – расход электроэнергии на вентиляторы первичного воздуха;

- при транспортировании пыли к горелкам горячим воздухом – расход электроэнергии на вентиляторы горячего дутья.

Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье котла  [кВт×ч/ГДж (кВт×ч/Гкал)] определяется по формуле (10):

 

((14)

 

где  – суммарная мощность, потребляемая тягодутьевым оборудованием котла, кВт.

Номинальный удельный расход электроэнергии определяется по данным типовых энергетических характеристик, а при их отсутствии – по результатам испытаний при условии, что сопротивление газовоздушного тракта не должно превышать значений, установленных при испытаниях котла с чистыми поверхностями нагрева или заводом-изготовителем котла, а избытки воздуха в топке и присосы в газовый тракт не должны превышать значений, установленных в энергетических характеристиках котла.

Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление  (кВт×ч/т) определяется по формуле:

 

((15)

 

где  – мощность, потребляемая механизмами системы пылеприготовления при часовом расходе натурального твердого топлива на котел (т/ч), соответствующем заданной теплопроизводительности котла при оптимальной работе мельниц, кВт.

Мощность механизмов пылеприготовления включает затраты, связанные с размолом топлива и пневмотранспортом пыли.

В расход электроэнергии на размол топлива включается расход на привод мельниц и вентиляторов уплотняющего воздуха мельниц.

В расход электроэнергии на пневмотранспорт включается расход ее на привод мельничных вентиляторов (за исключением одновентиляторных схем пылеприготовления). В схемах с разомкнутой сушкой топлива в расход электроэнергии на пневмотранспорт включаются дополнительно расходы на сушильные вентиляторы, вентиляторы сбросных горелок, вентиляторы на сбросе сушильного агента через фильтры. В одновентиляторных схемах пылеприготовления на пневмотранспорт относят часть мощности мельничного вентилятора  (кВт), определяемую по формуле:

 

((16)

 

где – мощность мельничного вентилятора, кВт;

 – полный напор, развиваемый мельничным вентилятором, Па (кгс/м²);

– сопротивление напорной части тракта мельничного вентилятора для систем пылеприготовления с мельницами, работающими под разрежением; для систем пылеприготовления с мельницами, работающими под наддувом, сопротивление на участке от сепаратора пыли до горелок включительно, Па (кгс/м²).

В схемах пылеприготовления, где инертные газы используются в качестве сушильного агента, в расход электроэнергии на пневмотранспорт включается расход на дымосос инертных газов.

Номинальное значение расхода электроэнергии на пылеприготовление должно устанавливаться на основе испытаний для оптимальных режимов совместной работы пылеприготовительной установки и котла. Присосы воздуха в пылеприготовительной установке не должны превышать значений, указанных в действующих Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей.

 

Вопросы к лекции 12:

1. За счёт чего возможно повышение кпд котлов малой мощности и уменьшение вредных выбросов при сжигании низкосортных топлив?

2. Каким образом устройство вихревой топки в котлах малой мощности влияет на кпд котла?

3. Корректировка каких значений необходима при определении кпд брутто котла малой мощности?

4. Чему равна потеря тепла от химической неполноты сгорания в котлах малой мощности с вихревыми топками?

5. Какие виды топлива предусмотрены в котлах малой мощности с вихревыми топками и дожигателями?

6. Основное условие определение температуры уходящих газов в котлах малой мощности?

7. Основные условия определения коэффициента избытка воздуха в режимном сечении котла малой мощности с вихревой топкой?

8. Каким образом определяется номинальный удельный расход электроэнергии на тягу и дутьё котла алой мощности?

9. Для каких целей используется магнитный металлоуловитель при подготовке топлива?

10. Основные нормативные документы при руководстве по эксплуатации котлами малой мощности?

 

 

Список использованных источников

1. Григорьев Л., Крюков В. Мировая энергетика на перекрестке дорог: какой путь выбрать России? // Вопросы экономики. – 2009. – № 12. – С. 22-26.

2. Скайнер Л. Стратегия энергетической безопасности США // Экономика управления в зарубежных странах. – № 1. – 2014. – С. 106.

3. RENEWABLES 2017 GLOBAL STATUS REPORT. Режим доступа:http://www.ren21.net/gsr-2017.

4. Проблемы теплоэнергетики России. Научно-производственная фирма Недрапроект., 15.03.2015 Режим доступа: http://paes250.ru/ru/pts-problem/index.html

5. Бурмистров М. Теплоэнергетика России. Тенденции 2014 года. Прогноз до 2020 года. Инвестиционные проекты и описание генерирующих компаний РФ. Стандартная версия. Информационное агентство «Info-line», Санкт-Петербург, 2015

6.  Министр энергетики Российской Федерации А.В.Новак. Итоги работы Топливно-энергетического комплекса России в 2016 году. Перспективы и задачи., Москва 2016

7. ТЭК России. Краткие выводы. Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации, 2016.

8. Энергетическая политика. Топливно-энергетический комплекс, электроэнергетика: некоторые важные результаты и показатели 2016 года. Правительство России. Режим доступа: http://m.government.ru/info/27191.

9. Решетов В.И., Семенов В.А., Лисицын Н.В. Единая энергетическая система России на рубеже веков: Современное состояние и перспективы развития. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

10. А.П.Бурдуков, Г.В.Чернова, В.Н. Чурашев Повышение эффективности углей на объектах теплоэнергетики за счёт применения механоактивированных углей механоактивированного помола. Институт теплофизики СО РАН Новосибирск. Режим доступа: http://isem.irk.ru/symp2010/papers/RUS/S3-11r.pdf.

11. Беловолов, В. В. Техника и технология обогащения углей: справочное руководство [Текст]/ В. В. Беловолов, Ю. Н. Бочков, М. В. Давыдов и др.; под общ. ред. В. А. Чантурия, А. Р. Молявко – Изд. 3-е, перераб. и доп. – М.: Наука, 1995. – 622 с.

12.  Крайденко Р.И., Передерин Ю.В. и др. / Технология добычи вольфрама: современное состояние технологий // журнал «Ползуновский вестник» – 2015. – №4. Т.2 – с. 135-139.

13. Гайнуллин И.К. / Повышение эффективности процесса флотации угольных шламов с использо- ванием флотореагентов UnicolTM // Научно-технический журнал «Уголь» - 2013. – № 5. – С. 105–106.

14. Новак В.И., Козлов В.А. // Обзор современных способов обогащения угольных шламов: [Электронный ресурс] Научно-технический журнал ГИАБ. – 2012. – № 6. http://www.giab-online.ru/catalog/10600.

15. Оборудование для обогащения угля. Электронная статья. [Электронный ресурс] Электрон. дан. 2015. URL: http://www.china-bridge.ru/oborudovanie-dlya-obogashheniya-uglya/, свободный. – Яз.Рус. Дата обращения: 1.05.2017.

16.   Технологии сухого обогащения угля компании «Osborn» Режим доступа: https://mining-media.ru/ru/article/obogach/684-tekhnologiya-sukhogo-obogashcheniya-uglya-ot-kompanii-osborn-yuar

17.  Сухое обогащение - комплекс пневматической сепарации «СЕПАИР®». Электронная статья. [Электронный ресурс] Электрон. дан. URL: http://gmexp.ru/netcat_files/340/531/4cea1ac90c68d791b7c8e24172892507, свободный. – Яз. Рус. Дата обращения: 25.05.2017.

18. Б.А.Омарова Расчёт экономической эффективности повышения качества угольного топлива для тепловых электростанций // Горный журнал № 6 Алматы, 2008 С. 49-51.

19.  Аскарова А.С., Болегенова С.А., Максимов В.Ю., Бекмухамет А., Бекетаева М.Т., Габитова З.Х. Вычислительный метод исследования горения твердого топлива в камерах сгорания ТЭЦ // Теплофизика высоких температур. – Москва, 2015. - № 53 (5). – c. 792-798.

20. Askarova A.S., Leithner R., Bolegenova S.A., Maximov V.Ju. Using CFD code FLOREAN for simulations of industrial boiler // International Journal of Mathematics and Physics. – 2014. - Vol. 5, №1. – p. 60-68.

21. Askarova A.S., Bolegenova S.A., Bolegenova S.A., Maximov V.Ju., Bekmuhamet A., Beketayeva M. Numerical experimenting of burning high-ash content Ekibastuz coal in the real boiler of CHP // Recent Advances in Fluid Mechanics and Heat & Mass Transfer. - Athens, 2013. – p. 138-147.

22. Киричков В.С., Прохоров В.Б., Архипов А.М. Разработка и исследование технологии сжигания кузнецкого каменного угля на котлах ТП-87 при их переводе на твердое шлакоудаление – Энергосбережение и водоподготовка, 2014, № 1, с. 56-62.

23. Канторович Б.В., Миткалинный В.И., Делягин Г.Н. и др. Гидродинамика и теория горения потока топлива – М.: Изд-во «Металлургия», 1971, 488 с.

24. Архипов А.М., Липов Ю.М., Прохоров В.Б. Использование прямоточных горелок и сопл в топках котлов: инновационный опыт МЭИ – М.: Издательство МЭИ, 2013, 240 с.

25. Таймаров М.А. Горелочные устройства – Казань: Издательство КГЭУ, 2007, 147 с.

26. А.А. Черепанов, В.Т. Кардаш. Комплексная переработка золошлаковых отходов ТЭЦ. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2009, №2, С 98-115.

27. Л.Н.Адеева, В.Ф.Борбат Зола ТЭЦ перспективное сырьё для промышленности. Вестник Омского университета. 2009. № 2. С. 141–151.

28.  Атякшева А.В. Отчёт о научно-исследовательской теме «Разработка и классификация искусственных материалов на основе техногенных отходов теплоэнергетического производства с повышенной тепловой эффективностью № госрегистрации 01110 РК 00004», Алматы, Национальный центр НТИ РК01131К00130 – 2013г.

29. R.M. Santilli. Foundations of Hadronic Chemistry With Applications to New CleanEnergies and Fuels. Kluwer Academic Publishers, Boston-Dordrecht-London, 2001, -431 p.

30.  Ruggero Maria Santilli. The Novel Magnecular Species of Hydrogen and Oxygen withIncreased Specific Weight and Energy Content. Preprint Institute for Basic Research IBR-TC-033, of December 29, 2001 in press at the International Journal of HydrogenEnergy, Pergamon Press, Oxford, England.

31. Сультимова В. Д., Жапова М. Б. Технология получения минеральных волокон из золошлаковыхотходов // I Международная научно-практическая конференция «Технические науки – основа современной инновационной системы» – Москва, 2012. – С. 124.

32. Santilli R. M. Structure and combustion of Magnegases™ / Santilli R. M., Aringazin A. K. — http:// www.usmagnegas.com/technology.html (11.04.2008)

33. Santilli R. M. A study of the energy efficiency of hadronic reactor of molecular type / Santilli R. M., Aringazin A. K. http://www.usmagnegas.com/technology.html (11.04.2008)

34. Мисак И. С. Топливные устройства для сжигания низкосортных топлив: навч.посиб / И. С. Мисаки, Я. М. Гнатышин, Я. Ф. Ивасик. - Л.: Львовская политехника, 2002. - 135 с.

35. ГОСТ 30735-2001. Котлы отопительные водогрейные теплопроизводительностью от 0,1 до 4 МВт. Общие технические условия. – Минск, 2001. – 20 с.

36. Viessmann. Инструкция по проектированию [Електронний ресурс] // Режим доступа: http://www.viessmann.ua.

37. "Thersites": website for tar dew point calculations. [Електронний ресурс] // Режим доступа: www.thersites.nl

38. Альтшулер В. С. Новые процессы газификации твердого топлива / В. С.Альтшулер. – М.: Недра. – 1976. – 280 с.

39. Каменецкий Б.Я. Теплообмен при горении слоя угля большой высоты//Теплоэнергетика. 2007. № 9, c. 76–78

40. Каменецкий Б.Я. Теплообмен при горении слоя угля большой высоты//Теплоэнергетика. 2007. № 9, c.76–78;

41.  Сакевич И.Х., Трофимович В.В. Особенности малометражных котлов//Санитарная техника. Вып. ХII. Киев: Будевельник. 1972

42.  Д.М.Шарифов, Д.Б. Есильбаев Отчёт по научно-исследовательской теме «Развитие технологии производства, транспортировки и потребления тепла на базе применения котлов с высоким кпд и низким выбросом вредных газов», 2015

43. Атякшева А.В., Ильдебаев А.А Элементы расчётного анализа снижения энергоёмкости маломощных отопительных котлов The way of science. International scientific journal. № 2 (18), 2015, с 25-29

44. Кузнецов Н.В. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Н.В. Кузнецов; под ред. Н. В. Кузнецова и др. – М.: Энергия, 1973. – 296 с.

45. В.Н.Юренев, П.Д.Лебедев. Теплотехнический справочник. том 1. – Москва, – Энергия, 1975 – 745с.

46. А.Д.Альтшуль, Л.С.Животовский Гидравлика и аэродинамика. Москва, -Стройиздат, 1987- 410с.

47. ГОСТ 9817-95 Аппараты бытовые, работающие на твёрдом топливе. Общие технические условия. Минск.