Referats

Содержание.

Вступление. *

Описание котельной “Свердловская”. *

Разбивка помесячно разрешенного выброса загрязняющих веществ в атмосферу стационарными источниками РК “Свердловская”. *

Разрешенные выбросы загрязняющих веществ, тн по котлам ДКВР 10 - 13. *

Описание оборудования. *

Редукционная установка 13/7. *

Деаэратор питательной воды. *

Требования по ТБ. *

Бойлерная установка типа БП-43. *

Техническая характеристика. *

Подогреватель сетевой воды ПСВ – 200 – 7 – 15. *

Питательные насосы типа 4 МСГ- 10. *

Расшифровка марки. *

Техническая характеристика и описание. *

Вентилятор ВД-10. *

Дымосос ДН – 11.2. *

Дымовые трубы. *

Расчет высоты дымовой трубы. *

Паровой котел ДКВР 10-13. *

Технические характеристики ПК ДКВР 10-13. *

Пуск и остановка котла ДКВР - 10 - 13. *

Подготовка котла к растопке. *

Растопка котла. *

Останов котла. *

Аварийный останов котла. *

Останов котла по согласованию с главным инженером. *

Тепловой баланс к/а ДКВР 10-13. *

Оценка технико-экономической и экологической эффективности применения каталитического активатора горения топлива. *

Окупаемость и сроки освоения продукции. *

Заключение. *

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ *

Решение экологической проблемы Свердловского района с помощью использования каталитического активатора горения топлива.

Вступление.

Настоящий проект ставит задачу, хотя бы в малейшей степени помочь разрешить экологическую проблему для Свердловского района путем применения каталитического активатора горения топлива ( КАГТ ) на РК “ Свердловская “.

Описание котельной “ Свердловская ”.

РК “ Свердловская “ введена в эксплуатацию поочередно. Котельная 1-ой очереди в 1964 г., котельная 2 -ой очереди в 1972 г. Котельная расположена на левом берегу реки Ангары в районе пос. Энергетиков. На территории котельной находятся 2 здания собственно котельной, корпус мазутохозяйства, 3 мазутных емкости по 1000 м ³ каждая, 2 дымовые трубы, 3 аккумуляторных бака. Котельная питается от Ново-Иркутской ТЭЦ. Обслуживает районы: “ Юбилейный “, “ Приморский “, МЖК “ Радужный “ и часть района пос. Энергетиков. Котельная работает на мазуте, сжигая в сутки примерно 200 т топлива. Мазут доставляется автотранспортом от железной дороги ( резервуаров ) либо напрямую с АНХК.

-Описание тепловой схемы.

Подпитка берется от обратной магистрали Ново - Иркутской ТЭЦ. С напора сетевых насосов ( в котельной 2 - ой очереди ) идет на котельную 1 - ой очереди и разделяется на 2 потока. Один поток идет на ПСВ - 200, другой поток идет на БП - 43. После бойлеров вода поступает на экономайзер котлов ДКВР 10 -13. После этого оба потока соединяются и возвращаются на котельную 2 - ой очереди и поступают на котлы ПТВМ - 30. После этого подогретая до нужной температуры вода ( нужная температура задается диспетчером ИТС, в зависимости от времени года и температуры наружного воздуха ) уходит потребителю. После полного прохождения цикла у потребителя вода возвращается на сетевые насосы. Общий расход сетевой воды - 2300 т/ч. Расход подпитки 600 - 700 т/ч ( от Н. - Иркутской ТЭЦ ).

Расход топлива за 1996 год составил: 29026 т

Расход тепла составил: 248760 Гкал.

Разбивка помесячно разрешенного выброса загрязняющих веществ в атмосферу стационарными источниками РК “Свердловская”.

- Разрешенные выбросы загрязняющих веществ, тн по котлам ДКВР 10 - 13.

МЕСЯЦ	ВСЕГО	МАЗУТНАЯ ЗОЛА	СЕРНИСТЫЙ АНГИДРИД	ДВУОКИСЬ АЗОТА	ОКИСЬ УГЛЕРОДА
январь	69.81	0.333	55.092	11.138	3.247
февраль	57.754	0.264	45.306	9.282	2.902
март	45.488	0.215	35.520	7.426	2.327
апрель	32.317	0.159	26.458	4.332	1.368
май	28.227	0.14	23.196	3.713	1.178
июнь		-	-	-	-
июль		-	-	-	-
август		-	-	-	-
сентябрь	8.215	0.039	6.527	1.238	0.411
октябрь	42.162	0.205	33.826	6.188	1.943
ноябрь	46.255	0.225	37.088	6.807	2.135
декабрь	78.991	0.380	63.186	11.756	3.669
год	409.22	1.960	326.199	61.880	19.180

Расчетные данные: А ^р = 0.015 % , S ^р = 1.07 % , Q _н = 9708 ккал/кг, W ^р = 1.41 % , O ^p = 0.2 % , C ^p = 83.8 % , N ^г = 0.31 % .

Тепловые потери: q ₂ и q ₅ ( данные приводятся выше )

Расчеты массовых выбросов СО и БП не производились из - за отсутствия данных q ₃ и q ₄ ( СО ), а так же из - за нецелесообразности расчета массовых выбросов БП, ввиду ничтожно малых объемов его выброса и отсутствия необходимых данных для расчета.

Расчеты производятся для:

a). 3 котла ДКВР 10-13;

b). 1 котел ПТВМ - 30, согласно схеме подключения к одной дымовой трубе;

c). В целом по котельной.

- Расчет выбросов в атмосферу частиц золы и недожога.

М _тв = 0.01 ´ В ´ ( а _ун ´ А ^р + q _{4

´} Q _н / 32680 ) =

a). 0.01 ´ 558.3 ´ 0.015 = 0.08 г/с;

b). 0.01 ´ 625 ´ 0.015 = 0.09375 г/с;

c). 0.01 ´ 29026 ´ 0.015 = 4.35 т/год, где :

- В - расход натурального топлива на парогенераторы, г/с;

- А ^р - зольность топлива на рабочую массу, %;

- а _ун - доля золовых частиц и недожога, уносимых из котла = 1.00;

- q ₄ - потери теплоты с уносом от механической неполноты сгорания топлива, %;

- Q _н - теплота сгорания топлива на рабочую массу, кДж / кг.

- Расчет выбросов в атмосферу окислов серы.

Количество окислов серы, поступающих в атмосферу с дымовыми газами в пересчете на SO ₂ , г/с

Мso ₂ = 0.02 ´ В ´ S ^{p

´} ( 1 - h so ₂ ) =

a). 0.02 ´ 558.3 ´ 1.07 ´ ( 1- 0.02 ) = 11.7 г/с;

b). 0.02 ´ 625 ´ 1.07 ´ ( 1 - 0.02 ) = 13.1 г/с;

c). 0.02 ´ 29026 ´ 1.07 ´ ( 1 - 0.02 ) = 608.733 т/год, где:

- В - расход натурального топлива на парогенераторы, г/с;

- S ^p - содержание серы в топливе на рабочую массу, % ;

- h so ₂ - доля окислов серы, связываемых летучей золой в газоходах парогенераторов, зависит от зольности топлива и содержания окиси кальция в летучей золе = 0.02 .

- Расчет выбросов в атмосферу окислов ванадия.

Количество окислов ванадия для котлов, сжигающих жидкое топливо, в пересчете на пятиокись ванадия ( V ₂ O ₅ ), г/с.

Мv ₂ o ₅ = 10 ^-6 ´ Gv ₂ o ₅ ´ B ´ ( 1 - h _ос ) =

Gv ₂ o ₅ = 4000 ´ А ^р = 0.015 ´ 4000 = 60

a). 10 ^-6 ´ 60 ´ 558.3 ´ ( 1 - 0.05 ) = 0.03182 г/с;

b). 10 ^-6 ´ 60 ´ 625 ´ ( 1 - 0.05 ) = 0.03562 г/с;

c). 10 ^-6 ´ 60 ´ 29026 ´ ( 1 - 0.05 ) = 1.65 т/год, где:

- В - расход натурального топлива на парогенераторы, г/с;

- Gv ₂ o ₅ - содержание окислов ванадия в жидком топливе в пересчете на V ₂ O ₅ , г/т;

- h _ос - коэффициент оседания окислов ванадия на поверхностях парогенераторов = 0.05;

- Расчет выбросов в атмосферу окислов азота.

Количество окислов азота поступающих в атмосферу с дымовыми газами в пересчете на NO ₂ , г/с

МNO ₂ = 0.001 ´ В ´ Q _н ´ КNO ₂ ´ ( 1 - m ) ´ ( 1 - 0.01 ´ q ₄ )

a). 0.001 ´ 558.3 ´ 40.6 ´ 0.08 = 1.8 г/с;

b). 0.001 ´ 625 ´ 40.6 ´ 0.08 = 2.03 г/с;

c). 0.001 ´ 29026 ´ 40.6 ´ 0.08 = 94.276, где:

- Q _н - теплота сгорания натурального топлива, МДж / кг;

- КNO ₂ - количество окислов азота, образующихся на 1 ГДж тепла, = 0.08 кг/ГДж;

- m - коэффициент, учитывающий степень снижения выбросов азота в результате применения технических решений. В настоящее время для малых котлов = 1

Описание оборудования.

Редукционная установка 13/7.

Редукционная установка предназначена для снижения давления пара с 13 атм до 7 атм, для обеспечения паровой нагрузки бойлерной группы. РУ снабжается дистанционным регулятором давления.

Регулятором давления поддерживается давления редуцированного пара с точностью ± 0.2 атм.

Первая ступень снижения давления пара осуществляется в регулирующем клапане с помощью золотника, соединенного с кривошипом, который закреплен на валике выведенном наружу. На наружном конце валика закреплен рычаг, который при помощи штанги связан с КДУ регулятора, производит открытие и закрытие золотника. Вторая ступень снижения давления происходит в смесительной трубе. После смесительной трубы пар через расширяющийся конус попадает в трубопровод редуцированного пара, на котором расположено аварийно - импульсное устройство состоящее из импульсного и предохранительного клапанов, предназначенных для сброса излишков редуцированного пара выше 7 атм.

Аварийно - импульсное устройство действует следующим образом. При повышении давления редуцированного пара в трубопроводе выше 7 атм происходит подъем золотника грузового импульсного клапана и открывается доступ пара из трубопровода через импульсный клапан в надпоршневое пространство аварийного клапана. Т.к. площадь поршня этого клапана больше площади тарелки, то усилие, действующее на поршень сверху, преодолевает усилие от давления пара, действующее на тарелку этого клапана снизу, и клапан открывается. Когда давление пара в трубопроводе понизится, золотник импульсного клапана под действием груза опустится и закроет доступ пара в надпоршневое пространство аварийного клапана. Оставшийся в надпоршневом пространстве пар получит доступ в выхлопную трубу через импульсный клапан. Благодаря выходу пар из надпоршневого пространства поршень сверху окажется разгруженным, и тарелка аварийного клапана под действием пружины и давления пара со стороны трубопровода закроет выход пара из трубопровода в атмосферу.

- Техническая характеристика РУ 13/7.

Производительность по редукционному пару - 60 т/ч

Давление первичного пара - 1.3 МПа ( 13 атм )

Температура - 194 ⁰ С

Расчетное давление - 0.7 МПа ( 7 атм )

Деаэратор питательной воды.

- Краткая характеристика и описание работы деаэратора.

Термический деаэратор атмосферного типа работает под давлением 0.2 ¸ 0.4 кгс/см ² ( 0.02 ¸ 0.04 МПа ), с температурой воды 104 ⁰ С. Емкость бака - 72 м ³ .

Согласно ПТЭ - 14 содержание кислорода в питательной воде после деаэратора не должно превышать 20 мкг/кг, свободная углекислота должна отсутствовать, показатель РН воды должен поддерживаться в пределах 9.1 ¸ 10.1.

Основным назначением деаэратора является полное удаление из воды коррозионно - активных газов, главным образом кислорода и активной углекислоты ( свободной ), путем подогрева питательной воды до температуры насыщения. Нагрев воды до температуры насыщения происходит за счет подачи в деаэратор пара через барботажное устройство с давлением 0.02 ¸ 0.04 МПа ( 0.2 ¸ 0.4 кгс/см ² ) и конденсата после пиковых бойлеров и ПСВ. Выделившиеся из воды агрессивные газы через охладительный выпар удаляются в атмосферу.

Деаэратор снабжен водоуказательными стеклами, манометром избыточного давления, гидрозатвором.

Критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы установки.

Запрещается эксплуатация деаэратора трубопроводов при выявлении дефектов, угрожающих безопасной работе оборудования.

Запрещается во время работы деаэратора проведение его ремонта и работ, связанных с ликвидацией неплотностей элементов, находящихся под давлением.

- Порядок подготовки и пуск деаэратора.

Подготовка деаэратора к пуску и пуск его производится по распоряжению старшего машиниста. На время подготовки деаэратора и установления номинального режима, питание работающего котла производить с трубопровода прямой сетевой воды. Произвести визуальный осмотр деаэратора ( наличие трещин ), а так же осмотр дефектов обмуровки, закрытие люков, целостность водомерных стекол, их подключение. Произвести визуальный осмотр гидрозатвора. Заполнить его водой. Подготовить к работе фильтры ХВО. Заполнить деаэратор химически очищенной водой. Следить за повышением уровня воды в деаэраторе, уровень установить 1.8 ¸ 2.0 м.

Подать пар на деаэратор ( с ТЩУ открыть регулирующий клапан). При достижении нормативного качества питательной воды перейти на питание котла с деаэратора.

- Обслуживание деаэратора.

Во время дежурства персонал должен следить за:

- исправностью деаэратора и всего оборудования, строго соблюдая установленный режим работы деаэратора. Поддерживать уровень воды в деаэраторе необходимо порядка 1.5 ¸ 2.2 м. Поддерживать температуру питательной воды порядка 104 ⁰ С;

- показаниями приборов установленных на ЩУ и непосредственно на месте деаэраторной установки;

- поддержанием давления в деаэраторе, которое должно быть в пределах 0.02 ¸ 0.04 МПа;

- исправностью гидрозатвора;

- за выходом газов из выпара деаэратора, который при нормальной работе деаэратора должен выходить с небольшой примесью пара.

При неисправном состоянии регулятора уровня воды, перейти на ручное управление ( регулирование ). Малейшее отклонение параметров режима от нормальных влечет за собой резкое ухудшение качества деаэрированной воды.

-Требования по ТБ.

Персонал при обслуживании оборудования должен:

- иметь спецодежду из плотной ткани, плотно закрывающую все части тела, без развевающихся частей, рабочую обувь и защитную каску;

- следить за состоянием теплоизоляции горячих поверхностей;

- следить чтобы не загромождались посторонними предметами лестницы, проходы;

- следить за наличием и состоянием противопожарных средств;

- следить за исправностью и достаточностью основного и аварийного освещения.

Бойлерная установка типа БП-43.

-Техническая характеристика.

Бойлер используется в тепловой схеме котельной как пароводяной подогреватель. В бойлер поступает сетевая вода в трубную часть, в межтрубное пространство поступает пар от главного паропровода, который нагревает сетевую воду.

· Пропускная способность по воде - 100 м ³ /ч

· Количество ходов - 4

· Диаметр трубок 19 ´ 1

· Давление греющего пара - 7 кгс/см ²

· Нагрев воды - 40 ⁰ С

· Рабочее давление воды - 12 кгс/см ²

· Поверхность нагрева - 43 м ²

· Количество трубок - 232 шт.

· Материал - Л-68 ГОСТ 494-52

-Пуск бойлерной установки.

Перед включением в работу установки необходимо произвести тщательный осмотр оборудования, обратив внимание на:

- исправность паропроводов и водоводов, на надежное крепление всех узлов фланцевых соединений и арматуры;

- исправность опор и изоляции трубопроводов;

- наличие всех КИП, их исправность и готовность к работе;

- наличие смазки всех механизмов.

После прогрева подключаемого бойлера произвести тщательный осмотр всех трубопроводов пара и воды, арматуры фланцевых соединений и опор. В случае возникновения гидравлических ударов подключение бойлера прекратить, устранить причины возникновения гидравлических ударов и произвести пуск установки с медленным прогревом трубопроводов.

-Обслуживание бойлерной установки.

Во время обслуживания бойлеров необходимо:

- поддерживать заданные параметры, температуры воды, давления воды и пара согласно графика;

- следить за работой насосов ( проверять наличие масла в подшипниках;

- следить за поступлением воды на охлаждение подшипников;

- прослушивать работу э/двигателя и насоса;

- следить за температурой подшипников и э/двигателя; температура подшипников не должна превышать 65 ⁰ С );

- следить за состоянием теплоизоляции бойлерной установки и температурой на ней, которая не должна быть выше 45 ⁰ С при температуре окружающего воздуха 25 ⁰ С;

- следить за исправностью КИП и арматуры.

В случае аварийных ситуаций или других нештатных ситуациях необходимо сначала включить резервный бойлер, после чего отключить основной.

Подогреватель сетевой воды ПСВ – 200 – 7 – 15.

-Расшифровка марки:

· 200 - площадь теплообмена в м ² ;

· 7 - давление греющего пара в атм;

· 15 - давление сетевой воды в атм.

-Технические характеристики :

· Корпус ( трубная часть );

· Давление ( избыточное ), кгс/см ² - 7 ( 15 );

· Температура, ⁰ С - 400 ( на входе 70; на выходе 150 );

· Рабочая среда - пар ( вода );

· Емкость, л - 4300 ( 1960 );

-Описание.

Трубы для ПСВ выполнены из латуни. Исполнение U- образное. Развальцовываются в трубной доске. Водяная камера разделена перегородкой на две части, на входную и выходную. В процессе эксплуатации следует следить за уровнем дренажа. При повышении уровня дренажа снижается зона собственно теплообмена ПСВ, тем самым произойдет недогрев сетевой воды.

Питательные насосы типа 4 МСГ- 10.

-Расшифровка марки.

· 1-ая цифра - диаметр всасывающего патрубка, в мм, уменьшенная в 25 раз и округленная;

· МС - многоступенчатый;

· Г - для горячей воды;

· 10 - коэффициент удельной быстроходности, уменьшенный в 10 раз и округленный.

-Техническая характеристика и описание.

Питательные насосы 4 МСГ-10 предназначены для перекачки горячей воды с температурой 80 ¸ 105 ⁰ С с напором не менее 10 м вод. ст. Подпор на всасывание не более 3 кгс/см ² .

· Подача, м ³ /час - 60;

· Напор на одну ступень, м вод. ст. - 33;

· Скорость вращения, об/мин - 2950;

· к.п.д. - 65%;

· Подпор на всасе, м вод. ст. - 10;

· Рабочая область насоса при подаче, м ³ /час - 40 ¸ 85;

· по напору на ступень, м вод. ст. - 37 ¸ 27;

· Материал основных деталей - чугун.

-Принцип действия и работа насоса.

Вращаясь, рабочее колесо сообщает круговое движение жидкости, находящейся между лопатками. Вследствие возникающей при этом центробежной силы, жидкость от центра колеса перемещается к внешнему выходу, а освобождающееся пространство вновь заполняется жидкостью, поступающей из всасывающей трубы под действием подпора.

Выйдя из рабочего колеса, жидкость поступает в каналы направляющего аппарата и затем во второе рабочее колесо с давлением созданным в первой ступени, оттуда жидкость поступает в третье колесо с увеличенным давлением созданным второй ступенью. Выйдя из последнего рабочего колеса жидкость переводится через направляющий аппарат при выдаче в крышку нагнетателя, откуда поступает в нагнетательный трубопровод. Благодаря тому, что корпус насоса состоит из отдельных секций имеется возможность не меняя подачи, менять напор путем установки нужного числа рабочих колес и направляющих аппаратов. Насос приводится во вращение от э/двигателя через упругую втулочно - пальцевую муфту. Для уравновешивания осевого усилия, возникающего в результате давления воды на неравные по площади боковые поверхности рабочих колес используется автоматическое разгрузочное устройство. Вышедшая из разгрузочной камеры вода по обводной системе поступает в полость образованную валом и расточкой в крышке всасывания и отводится наружу или возвращается во всасывающий трубопровод. Образовавшееся водяное кольцо предупреждает засасывание воздуха в насос. Кроме того, вода, проходя по валу через сальниковую набивку, охлаждает сальник. Поэтому не рекомендуется слишком затягивать сальник. Охлаждающая вода должна подаваться от постороннего источника с давлением не выше 3 атм.

Вентилятор ВД-10.

-Технические характеристики вентилятора ВД - 10 ( вентилятор дутьевой ):

· Подача при максимальном к.п.д. тыс. м ³ /час - 15;

· Полное давление при t ⁰ = 20 ⁰ С, кг/м ² - 153;

· Скорость вращения, об/мин - 1000 ( э/ двигателя );

· Мощность э/ двигателя. кВт - 55;

· Угол разворота - 0 ¸ 270 ⁰ .

Дутьевой вентилятор предназначен для принудительной подачи воздуха необходимого для горения топлива.

Дымосос ДН – 11.2.

-Технические характеристики:

Данные для

750 об/мин

· Производительность, тыс. м ³ /час - 18.4

· Напор, кгс/см ² - 124

· Потребляемая мощность, кВт - 7.6

Данные для

1500 об/мин

· Производительность, тыс. м ³ /час - 27.65

· Напор, кгс/см ² - 276

· Потребляемая мощность, кВт - 25.4

Описание дымососов и вентиляторов излагается вместе т.к. конструкции их схожи.

Дымососы предназначены для создания искусственной тяги, необходимой для постоянного подвода свежего воздуха в топку и удаления из котла продуктов сгорания. Дымососы устанавливают за котлом.

-Описание.

Вентиляторы и дымососы состоят из:

- рабочего колеса;

- направляющего аппарата;

- двигателя;

- рамы.

Рабочее колесо состоит из основного диска, 16 загнутых назад лопаток и литой ступицы. Корпус сварной из листового металла может быть установлен на раме с различными углами разворота нагнетательного патрубка в зависимости от местных условий ( через 15 ⁰ ). Сварной 8-ми лопастной направляющий аппарат устанавливается на входе газов в улитку и служит для регулирования производительности машины. Управление осевым направляющим аппаратом может осуществляется вручную, а так же от колонки дистанционного или автоматического управления. Машины поставляются в собранном виде с углом разворота напорного патрубка j = 255 ⁰ . Привод осуществляется непосредственно от двигателя, на вал которого насажено рабочее колесо. Ступицы рабочих колес вентиляторов и дымососов снабжены шлицевыми пазами для охлаждения вала двигателя.

Тепловой баланс к/а ПТВМ – 30.

НАИМЕНОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ	ОБОЗНАЧЕНИЕ	ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ	ФОРМУЛА ИЛИ ИСПЫТАНИЯ	ЧИСЛОВОЕ ЗНАЧЕНИЕ
Теплопроизводительность котла брутто	Q _к	гкал/ч	G _с.в. ´ ( t _вых - t _вх. ) ´ 10 ^-3	20
Расход сетевой воды через котел	G _с.в.	т/ч	по данным испытаний	500
Т-ра сетевой воды на входе в котел	t _вх.	0 С	по данным испытаний	90
Т-ра сетевой воды на выходе из котла	t _вых	0 С	по данным испытаний	130
Давление в барабане котла	P _бар	кгс/см ²	по данным испытаний	13
Температура уходящих газов	V _ух	0 С	по данным испытаний	200
*Т-ра хол. воздуха*	t _х.в.	0 С	по данным испытаний	20
К-т избытка воздуха в режимном сечении за конвективной частью	a _ух	-	a _ух = a + D a	1.2
Суммарные присосы воздуха в топочную камеру и конвективную часть	D a	-	по данным ПТЭ	0.05
Потери тепла с уходящими газами	q ₂	%	q ₂ = ( K ´ a _ух + C ) ´ (V _ух - ( a _ух/ / a _ух +в ) ´ t _х.в. ) К _а ´ А _т ´ 10 ^-2	8.44
Потери котла в окружающую среду	q ₅	%	-	0.05
К.П.Д. брутто котла	h ^бр	%	100 - q ₂ -q ₅	91.51
Расход натурального топлива	В _к	т/ч	Q _к ´ 10 ⁵ / h ^бр ´ Q ^p	2.25
*Расход э/энергии на собственные нужды котла :*
- на тягу	N _т	кВт ч	по данным испытаний	49
- на дутье	N _д	кВт ч	по данным испытаний	29
- на перекачку топлива	N _мэн	кВт ч	по данным испытаний	41
Суммарный удельный расход э/энергии на собственные нужды котла	N ^с.н.	кВт ч	N _т +N _д +N _мэн	119
*Удельный расход э/энергии :*
- на тягу, дутье	Э _т.д.	кВт ч/ Гкал	N _т +N _д / Q _к	3.9
- на перекачку топлива	Э _мэн	кВт ч / тн. т	N _мэн / В _к	18.2
Суммарный удельный расход э/ энергии на собств. нужды котла	Э _с	кВт ч / Гкал	N _э / Q ^бр	5.95
к.п.д. нетто котла	h _к	%	h _к - q _тепл	87.54
Удельный расход условного топлива
- брутто	В _к	кг / Гкал	10 ⁵ / 7 h _к	156.11

Дымовые трубы.

Дымовые трубы предназначены для отвода дымовых газов в атмосферу.

-Технические характеристики и описание.

На РК “ Свердловская “ расположены две дымовые трубы между котельными 1-ой и 2-ой очереди.

Трубы предназначены для обслуживания котлов ДКВР 10 - 13 № 1-3 и ПТВМ - 30 № 7 - 1-ая дымовая труба

ДКВР 10-13 № 4-6 и ПТВМ - 30 № 8 - 2-ая дымовая труба.

По своим характеристикам трубы одинаковы.

· Высота от уровня земли, м - 45

· Диаметр устья, м - 1.8

· Количество светофорных площадок - 1

· Материал - красный кирпич марки “100”

· Отметка светофорной площадки, м - 43.9

· Температура точки росы, ⁰ С - 75

· Количество молниеприемников - 2

· Количество молниеотводов - 1

· Просушка и прогрев трубы производились в процессе эксплуатации, дымовыми газами.

-Характеристика дымовых газов.

· Содержание серы, S ^p - 1.1 %

· Зольность, А ^р - 0.12 ¸ 0.14 г/м ³

· Влага, W ^p - 1-2 %

Расчет высоты дымовой трубы.

В настоящее время минимальная высота дымовой трубы, при которой обеспечивается значение максимальной приземной концентрации вредного вещества С _м , равное предельно допустимой концентрации ( ПДК ) для нескольких труб одинаковой высоты при наличии фоновой загрязненности С _ф от других источников, рассчитывается по формуле 1

1). H= , где :

- А - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы для неблагоприятных метеорологических условий ( НМУ ), определяющий условия горизонтального и вертикального рассеивания вредных веществ в атмосферном воздухе, с ^2/3 ´ мг ´ К ^1/3 / г ;

- F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе; значение безразмерного коэффициента F = 1 т.к. скорость упорядоченного оседания газообразных вредных веществ и мелкодисперсных аэрозолей практически равна нулю;

- М - масса вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу в единицу времени;

- m и n - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газов из дымовой трубы;

- h - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности; в случае ровной или слабопересеченной местности с перепадом высот, не превышающим 50 м на 1 км, h = 1;

- N - число одинаковых дымовых труб;

- V ₁ - объем дымовых газов приходящийся на дымовые трубы, м ³ / с;

- D Т = Т _г - Т _в - разность температур выбрасываемых дымовых газов Т _г и окружающего атмосферного воздуха Т _в , К. Т _в - температура окружающего атмосферного воздуха равная средней максимальной температуре наружного воздуха наиболее жаркого месяца, для г. Иркутска = 27 ⁰ С;

- п д к - предельно допустимая концентрация вещества, лимитирующего чистоту воздушного бассейна, мг/м ³ . Так ПДКSO ₂ = 0.5 мг/м ³ , а ПДКNO ₂ = 0.085 мг/м ³ .

При выбросе сернистого ангидрида и двуокиси серы учитывается их совместное действие на атмосферу. В этом случае выброс приводится к выбросу по сернистому ангидриду по выражению : М = МSO ₂ + 5.88 ´ МNO ₂

и, таким образом формула 1), для определения высоты дымовой трубы, принимает следующий вид:

2). H= ,

Для определения коэффициентов и значений, используемых в формуле 2), необходимо произвести расчет теоретически необходимого для полного сгорания топлива воздуха ( V ₀ ), теоретического объема азота ( VN ₂ ), объема трехатомных газов ( VRO ₂ ), теоретического объема водяных паров ( VH ₂ O ) исходя из того, что к одной дымовой трубе подключены 3 котла ДКВР 10-13 и 1 котел ПТВМ - 30.

· V ⁰ = 0.0889 ( С ^р + 0.375 ´ S ^p ) + 0.265 ´ H ^p - 0.0333 ´ O ^p = 0.0889 ´ ( 83.8 + 0.375 ´ 1.07 ) + 0.265 ´ 11.2 - 0.0333 ´ 0.2 = 10.44 м ³ / кг

· VN ₂ = 0.79 ´ V ⁰ + 0.8 ´ ( N ^p / 100 ) = 0.79 ´ 10.44 + 0.8 ´ ( 0.31 / 100 ) = 8.25 м ³ / кг

· VRO ₂ = 1.866 ´ (( C ^p + 0.375 ´ S ^p ) / 100 ) = 1.866 ´ (( 83.8 + 0.375 ´ 1.07 ) / 100 ) = 1.571 м ³ / кг

· VH ₂ O = 0.111 ´ H ^p + 0.0124 W ^p + 0.0161 V ⁰ = 0.111 ´ 11.2 + 0.0124 ´ 1.41 + 0.0161 ´ 10.44 = 1.43 м ³ / кг

Расчет объема дымовых газов при a > 1 ( т.к. у ДКВР 10 -13 a = 1.7, а у ПТВМ - 30 - a = 1.2 ) определяется по формуле:

· V _г = VRO ₂ + VN ₂ + VH ₂ O + ( a - 1 ) ´ V ⁰ + 0.0161 ( a - 1 ) ´ V ⁰ .

Для котлов ДКВР 10 - 13:

· V _г = 1.571 + 8.25 + 1.43 + ( 1.7 -1 ) ´ 10.44 + 0.0161 ´ ( 1.7 - 1 ) ´ 10.44 = 18.7 м ³ / кг.

Для котлов ПТВМ - 30:

· V _г = 1.571 + 8.25 + 1.43 + ( 1.2 -1 ) ´ 10.44 + 0.0161 ´ ( 1.2 - 1 ) ´ 10.44 = 13.5 м ³ / кг.

Расчет объема дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу, определяется по формуле :

· V ₁ = B ´ ( 1 - 0.01 ´ q ₄ ) ´ V _г ´ ( Т _г / 273 ) = В _р ´ V _{г

´} ( Т _г / 273 ).

Для котлов ДКВР 10-13:

· V _д = 0.5583 ´ 18.7 ´ ( 467 / 273 ) = 17.86 м ³ / кг.

Для котлов ПТВМ - 30:

· V _п = 0.625 ´ 13.5 ´ ( 473 / 273 ) = 14.62 м ³ / кг.

· V ₁ = V _д + V _п = 32.48 м ³ / кг.

По данным, полученным из предыдущей формулы, считается температура газов в устье дымовой трубы:

· Т _г = (V _д ´ T _д + V _п ´ Т _п ) / ( V _д + V _п ) = ( 17.86 ´ 467 + 14.62 ´ 473 ) / ( 17.86 + 14.62 ) = 469.7 К » 197 ⁰ С;

Разность температур выбрасываемых дымовых газов Т _г и окружающего атмосферного воздуха Т _в , К.

· D Т = Т _г - Т _в = 197 - 27 = 170.

Т _в - температура окружающего атмосферного воздуха равная средней максимальной температуре наружного воздуха наиболее жаркого месяца, для г. Иркутска = 27 ⁰ С;

Средняя скорость дымовых газов в устье дымовой трубы, м/с;

· w ₀ = ( 4 ´ ( В _{р

´} V _г + В _{р

´} V _г ) ´ Т _г ) / p ´ D ² ´ 273 = ( 4 ´ ( 0.5583 ´ 18.7 + 0.625 ´ 13.5 ) ´ 470 ) / 3.14 ´ 1.8 ² ´ 273 = 12.8 м/с;

Безразмерные коэффициенты m и n определяются в зависимости от параметров f и n _м :

· f = 1000 ´ (( w ² ´ D ) / ( H ² ´ D T )) = 1000 ´ (( 12.8 ² ´ 1.8 ) / ( 45 ² ´ 170 ) = 0.8566, где:

- w ² - средняя скорость дымовых газов в устье дымовой трубы, м/с ;

- D - диаметр устья дымовой трубы, м.

· n _м = 0.65 ´ = 0.65 ´ = 3.23 Þ n = 1

Коэффициент m определяется в зависимости от f по формуле:

· m = = 0.92 .

Коэффициент n в случае если n _м ³ 2 , равен 1.

Т.о., подставляя найденные значения в формулу 2), получим следующие результаты:

· H= = 44.6 м

Паровой котел ДКВР 10-13.

Технические характеристики ПК ДКВР 10-13.

· Паропроизводительность, т/ч - 10

· Рабочее давление, МПа ( кгс/см ² ) - 1.27 ( 13 )

· Площадь поверхности нагрева, м ² :

- экранов - 49.6;

- пучков - 202;

- общая - 251.6.

· Объем котла, м ³ :

- водяной - 8.6;

- паровой - 2.7;

- питательный - 0.6.

· Количество горелок - 2

· Расположение - в один ярус

· Сопротивление газового тракта, кгс / см ² - 32

· Температура мазута подводимого в котел, ⁰ С - 125

· Способ распыла мазута - механический

· Внутренний диаметр барабанов, мм - 1000

· Толщина стенок барабанов, мм - 13/20

· Длина цилиндрической части барабана, мм :

- верхнего - 6235

- нижнего - 3000

· Диаметр экранных и кипятильных труб, мм - 51 ´ 2.5

· Шаг труб боковых экранов, мм - 80

· Шаг труб фронтового и заднего экранов, мм - 130

· Продольный шаг труб конвективного пучка, мм - 100

· Поперечный шаг труб конвективного пучка, мм - 110

· Общее число труб конвективного пучка - 616

· Ширина котла в тяжелой обмуровке, мм - 3830

· Длина котла в тяжелой обмуровке, мм - 6860

· Высота до штуцера на верхнем барабане, мм - 6315

· Температура пара, ⁰ С - 92

· Поверхность нагрева экономайзера, м ² - 330

· Топливо - мазут сернистый ( АНХК ) марки: М- 40 ; M-100.

· Характеристика топлива : S ^p = 1.07 % ; W ^p = 1.41 % ; A ^p = 0.015 % ; Q ^p = 9708 ккал / кг ( 40.6 МДж / кг ).

Первое число после наименования котла обозначает паропроизводительность, т/ч.

Второе число - давление пара в барабане котла, кгс/см ² ;

Котлы ДКВР состоят из следующих основных частей: двух барабанов (верхний и нижний); экранных труб; экранных коллекторов ( камер ).

Барабаны котлов на давление 13 кгс/см ² имеют одинаковый внутренний диаметр ( 1000 мм ) при толщине стенок 13 мм.

Для осмотра барабанов и расположенных в них устройств, а также для очистки труб шарошками на задних днищах имеются лазы; у котла ДКВР-10 с длинным барабаном имеется еще лаз на переднем днище верхнего барабана.

Для наблюдения за уровнем воды в верхнем барабане установлены два водоуказательных стекла и сигнализатор уровня. У котлов с длинным барабаном водоуказательные стекла присоединены к цилиндрической части барабана, а у котлов с коротким барабаном к переднему днищу. Из переднего днища верхнего барабана отведены импульсные трубки к регулятору питания. В водяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба, у котлов ДКВР 10-13 с длинным барабаном - труба для непрерывной продувки; в паровом объеме - сепарационные устройства. В нижнем барабане установлены перфорированная труба для периодической продувки, устройство для прогрева барабана при растопке и штуцер для спуска воды.

Боковые экранные коллекторы расположены под выступающей частью верхнего барабана, возле боковых стен обмуровки. Для создания циркуляционного контура в экранах передний конец каждого экранного коллектора соединен опускной необогреваемой трубой с верхним барабаном, а задний конец - перепускной трубой с нижним барабаном.

Вода поступает в боковые экраны одновременно из верхнего барабана по передним опускным трубам, а из нижнего барабана по перепускным. Такая схема питания боковых экранов повышает надежность работы при пониженном уровне воды в верхнем барабане, увеличивает кратность циркуляции.

Экранные трубы паровых котлов ДКВР изготовляют из стали 51 ´ 2.5 мм.

В котлах с длинным верхним барабаном экранные трубы приварены к экранным коллекторам, а в верхний барабан ввальцованы.

Шаг боковых экранов у всех котлов ДКВР 80 мм, шаг задних и фронтовых экранов - 80 ¸ 130 мм.

Пучки кипятильных труб выполнены из стальных бесшовных гнутых труб диаметром 51 ´ 2.5 мм.

Концы кипятильных труб паровых котлов типа ДКВР прикреплены к нижнему и верхнему барабану с помощью вальцовки.

Циркуляция в кипятильных трубах происходит за счет бурного испарения воды в передних рядах труб, т.к. они расположены ближе к топке и омываются более горячими газами, чем задние, вследствие чего в задних трубах, расположенных на выходе газов из котла вода идет не вверх, а вниз.

Топочная камера в целях предупреждения затягивания пламени в конвективный пучок и уменьшения потери с уносом ( Q ₄ - от механической неполноты сгорания топлива), разделена перегородкой на две части: топку и камеру сгорания. Перегородки котла выполнены таким образом, что дымовые газы омывают трубы поперечным током, что способствует теплоотдаче в конвективном пучке.

Пуск и остановка котла ДКВР - 10 - 13.

Подготовка котла к растопке.

1. Растопка котла производится под руководством старшего машиниста или машиниста, а после выхода из капитального или среднего ремонта - под руководством начальника цеха или инженера.

2. Перед пуском котла из ремонта или длительного резерва ( более 3-х суток ) должны быть проверены исправность и готовность к включению основного оборудования, КИП и А, средств диспетчерского управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, защит и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности, действующие на останов котла, необходимо устранить. В случае неисправностей, пуск котла производить, естественно, запрещается.

3. Наружный осмотр котла перед растопкой необходимо производить в следующем порядке:

3.1. проверить исправность топки, обмуровки котла, газоходов.

3.2. после осмотра ( через лазы газоходов котла ) плотно закрыть все лазы, лючки и гляделки.

3.3. проверить путем закрытия и открытия легкость хода и исправность газовых и воздушных шиберов, соответствие надписей, указывающих их положение ( открыто, закрыто ), исправность дистанционных приводов.

3.4. проверить исправность предохранительных клапанов на барабане и исправность взрывных клапанов на котле и экономайзере. Предохранительные клапана должны быть оборудованы устройствами позволяющим возможность проверки исправности их действия в рабочем состоянии путем принудительного открытия клапана.

3.5. проверить исправность всех задвижек и вентилей котла. Штоки вентилей, задвижек должны быть очищены от накипи и ржавчины, болты сальников должны иметь запас для подтяжки. Убедится в исправности водоуказательных стекол, приборов, в хорошем их освещении. Проверить исправность водоуказательных колонок ( КИП и А ).

3.6. проверить отсутствие посторонних предметов и мусора на площадках, лестницах оборудования.

3.7. осмотреть готовность к пуску всего вспомогательного оборудования( дымососа, дутьевого вентилятора ). Проверить уровень масла в масляных ваннах, на дымососе открыть охлаждение, проверить наличие видимого контура ( заземления ) э/двигателя.

3.8. проверить освещение котла и КИП и А (основное и аварийное ).

3.9. открыть на верхнем барабане котла воздушник. Заполнить котел деаэрированной водой , до отметки нижнего уровня в водоуказательных стеклах. Время заполнения - 2-3 часа. Заполнение неостывшего барабана для проведения растопки разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160 ⁰ С. Во время заполнения котла водой, необходимо проверить плотность фланцевых соединений и сальников арматуры. При появлении течи необходимо подтянуть их. Если течь не прекращается, прекратить заполнение, спустив нужное количество воды устранить дефекты. После заполнения котла водой проверить плотность питательных, продувочных и спускных вентилей. Понижение уровня воды в барабане котла указывает на неплотность закрытия питательных вентилей. Неисправности устранить.

3.10 Подготовить экономайзер. Открыть вентиль - воздушник. После того как через вентиль воздушник пойдет вода, закрыть его ( в случае работающих котлов ).

3.12. Собрать схему мазутопровода до форсунок. Убедится внешним осмотром в исправности мазутопровода. Давление мазута должно быть равно 20 кгс/см ² , температура равна 120 ¸ 135 ⁰ С.

3.13 Подготовить форсунки. Форсунки перед установкой на котле должны испытываться на водяном стенде с целью проверки их производительности, качества распыла и угла раскрытия факела.

3.14. Доложить старшему машинисту о готовности к работе.

Растопка котла.

1. Получив распоряжение от старшего машиниста, включить дымосос, вентилятор при закрытых шиберах газовоздушного тракта. Провентилировать топку не менее 10 мин. с расходом воздуха не менее 25% от номинального. Перед растопкой котлов из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляция должна начинаться не ранее чем за 15 мин. до розжига горелок.

2. С момента растопки, установить контроль за уровнем воды в барабане котла. Сниженные указатели воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессе растопки ( с учетом поправки ).

3. Установить форсунку. Отрегулировать подачу воздуха с помощью шибера на горелочном устройстве так, чтобы не сорвало факел. Ввести в растопочное отверстие факел, подать топливо на пламя растопочного факела.

4. Если мазут не загорается, необходимо немедленно прекратить подачу топлива на форсунки, убрать из топки растопочный факел

5. Снова провентилировать топку перед повторной растопкой в течении 10 мин.

6. Устранить причины незагорания мазута ( низкая температура или низкое давление мазута перед форсункой, засорение форсунки, обводненный мазут).

7. Вновь разжечь форсунку согласно п.3

8. Разжигая форсунку не стоять против растопочных люков, чтобы избежать ожогов при возможном выбросе пламени.

9. Отрегулировать горение подачей воздуха. Следить за тем, чтобы факел не отрывался потоком воздуха от форсунки. Давление мазута установить 15 кгс/см ² ( 1.5 МПа ). Поставить котел на защиту.

10. Растопка котла должна производиться в течении 3-х часов, при этом растопка и прогрев котла до начал подъема давления должны вестись не менее 1.5 часа. Подъем давления в котле необходимо вести по следующему графику:

- через 1.5 часа ( 90 мин. ) после растопки - 1 ата ( 0.1 МПа)

- через 2.5 часа ( 150 мин. ) после растопки - 4 ¸ 5 ата (0.4 ¸ 0.5 МПа )

- через 3 часа ( 180 мин. ) после растопки 13 ата ( 1.3 МПа )

11. Произвести продувку нижних коллекторов всех экранов с целью равномерного прогрева всей трубной системы при давлении в барабане котла 0.5 ¸ 1 кгс/см ² ( 0.05 ¸ 0.1 МПа ). Время продувки котла 1-2 мин. каждой точки. Произвести продувку водоуказательных стекол и убедится в правильности их работы. Продувку водоуказательных стекол производить в следующем порядке:

- открыть дренажный вентиль ;

- закрыть нижний ( водяной вентиль ) ;

- продуть стекло паром в течении 8-10 сек. ;

- открыть верхний ( паровой ) вентиль ;

- закрыть дренажный вентиль.

Во время продувки находится следует сбоку от водоуказательного стекла. Все операции выполнять в очках и брезентовых рукавицах, следить за уровнем воды во втором стекле.

12. Подтяжку болтов фланцевых соединений следует производить при давлении не выше 5 кгс/см ² ( 0.5 МПа ). Добивку сальников производить при избыточном давлении не более 0.02 Мпа (0.2 кгс/см ² ),при температуре теплоносителя не выше 45 ⁰ С. Заменять сальниковую набивку разрешается после полного опорожнения трубопровода. На всех фланцевых соединениях болты затягивать поочередно с диаметрально противоположных сторон

13. Перед включением котла в главный паропровод проверить исправность действия предохранительных клапанов ; КИП и А.

Останов котла.

1. Останов котла во всех случаях, кроме аварийных, производится по распоряжению старшего машиниста котельного оборудования.

2. При выводе котла в резерв или ремонт должны быть приняты меры для консервации поверхностей нагрева котла в соответствии с действующими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования.

3. При останове котла необходимо:

3.1. перекрыть подачу топлива на форсунки ;

3.2. закрыть вентиля на горелочных устройствах ;

3.3. вынуть форсунки ;

3.4. перейти на ручную подпитку котла ;

3.5. через 5 мин. после прекращения горения в топке выключить дутьевой вентилятор, а через 10 мин. - дымосос ;

3.6. доложить старшему машинисту об останове котла.

4. Пуск дымососа для расхолаживания разрешается не ранее чем через 10 часов. Расхолаживание котла после его останова производится при закрытых шиберах газовоздушного тракта.

5. Спуск воды из остановленного котла разрешается после снижения давления в нем до атмосферного и при температуре не выше 80 ⁰ С.

6. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом должен вестись до полного снижения в нем давления и снятия напряжения с э/двигателей.

Аварийный останов котла.

1. Об аварийном случае сообщать старшему машинисту в следующих случаях, если:

1.1. Перестало действовать более 50% предохранительных клапанов.

1.2. Давление поднялось выше разрешенного более чем на 10% и продолжает расти несмотря на прекращение подачи топлива, и усиленное питание котла водой, уменьшение тяги и дутья.

1.3. Произошел упуск воды из котла ( ниже нижней кромки водоуказательного стекла ). Подпитка при этом категорически запрещается.

1.4. Уровень быстро снижается несмотря на усиленное питание котла водой.

1.5. Уровень поднялся выше верхней кромки водоуказательного стекла и продувкой котла не удается снизить его.

1.6. Прекращено действие всех питательных насосов ( устройств ).

1.7. Прекращено действие всех водоуказательных приборов.

1.8. Разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, вспучин в основных элементах котла, в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре.

1.9. Взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отходов в газоходах, разогрева докрасна несущих балок каркаса, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию.

1.10. Исчезновения напряжения на устройствах дистанционного или автоматического управления, а также на всех КИП.

1.11. Пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного и автоматического управления отключающей арматуры, входящей в систему защиты котла.

1.12. Погас факел в топке котла.

1.13. Произошел останов дымососа или вентилятора.

1.14. Недопустимого понижения давления мазута ( ниже 5 кгс/см ² ).

1.15. Разрыва мазутопровода в пределах котла.

Останов котла по согласованию с главным инженером.

1. Котел должен быть остановлен в случаях:

1.1. Обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, пароводоперепускных, а также водоопускных трубах котла, паропроводах, коллекторах, и различных соединениях.

1.2. Недопустимого превышения температуре металла поверхности нагрева, если снизить температуру изменением режима работы котлоагрегата не удается.

1.3. Выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла.

1.4. Резкого ухудшения качества питательной воды против установленных норм.

Тепловой баланс к/а ДКВР 10-13.

НАИМЕНОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ	ОБОЗНАЧЕНИЕ	ЕД. ИЗМЕРЕНИЯ	ФОРМУЛА ИЛИ ИСПЫТАНИЯ	ЧИСЛОВОЕ ЗНАЧЕНИЕ
Теплопроизводительность котла брутто	Q _к	гкал/ч	G _п ´ ( I _п - I _п.в. ) ´ 10 ^-3	5.79
Расход пара	G _п	т/ч	по данным испытаний	10
Т-ра питательной воды	t _п.в.	0 С	по данным испытаний	92
Температура насыщенного пара	t _п	0 С	по данным испытаний	194
Давление в барабане котла	P _бар	кгс/см ²	по данным испытаний	13
Температура уходящих газов	V _ух	0 С	по данным испытаний	194
*Т-ра хол. воздуха*	t _х.в.	0 С	по данным испытаний	25
К-т избытка воздуха ( перед дымососом )	a _ух	-	a _ух = a + D a	1.7
Суммарные присосы воздуха в топочную камеру, конвективную часть и экономайзер	D a	-	по данным ПТЭ	0.06
Потери тепла с уходящими газами	q ₂	%	q ₂ = ( K a _ух + C ) ´ (V _ух - ( a _ух/ / a _ух +в ) ´ t _х.в. ) ´ К _а ´ А _т 10 ^-2	10.86
Потери котла в окружающую среду	q ₅	%	-	0.06
К.П.Д. брутто котла	h ^бр	%	100 - q ₂ -q ₅	89.08
Расход натурального топлива	В _к	т/ч	Q _к ´ 10 ⁵ / h ^бр ´ Q ^p	0.67
*Расход э/энергии на собственные нужды котла :*
- на тягу	N _т	кВт ч	по данным испытаний	20
- на дутье	N _д	кВт ч	по данным испытаний	9
- на питательные э/насосы	N _пэн	кВт ч	по данным испытаний	2.7
- на перекачку топлива	N _мэн	кВт ч	по данным испытаний	51
Суммарный удельный расход э/энергии на собственные нужды котла	N ^с.н.	кВт ч	N _т +N _д +N _пэн +N _мэн	107
*Удельный расход э/энергии :*
- на тягу, дутье	Э _т.д.	кВт ч/ Гкал	N _т +N _д / Q _к	5.0
- на ПЭН	Э _пэн	кВт ч / т пит. воды	N _пэн / G _п.в.	2.7
- на перекачку топлива	Э _мэн	кВт ч / тн. т	N _мэн / В _к	76.12
Суммарный удельный расход э/ энергии на собств. нужды котла	Э _с	кВт ч / Гкал	N _э / Q ^бр	18.48
Расход тепла на с.н. котла выраженный в % от расхода топлива, сожженного в агрегате	q _тепл	%	( Q ^{c.н. ´} 10 ⁵ ) / ( B _к ´ Q _н )	1.537
к.п.д. нетто котла	h _к	%	h _к - q _тепл	87.54
Удельный расход условного топлива
- брутто	В _к	кг / Гкал	10 ⁵ / 7 h _к	164.29
- нетто	В _к	кг / Гкал	10 ⁵ / 7 h _к	166.54

Оценка технико-экономической и экологической эффективности применения каталитического активатора горения топлива.

Одним из основных источников загрязнения воздушного бассейна городов России являются топочные устройства ТЭЦ, технологических котельных и печей, сжигающих газовое, жидкое и твердое топливо. Их газовые выбросы характеризуются большими объемами, сильной запыленностью, невысокими температурами, содержанием сажи, оксидов углерода, азота, серы, ванадия и других. Установка каталитических фильтров в этих случаях технически и экономически нецелесообразна. В этом случае, на наш взгляд необходим другой подход. Он состоит в том, что в топочное устройство непосредственно с топливом вводятся микроскопические количества КАГТ - ультра дисперсных каталитических материалов ( УДКМ ), прошедших предварительную специальную обработку. УДКМ, благодаря очень малым размерам частиц ) менее 0.01 мкм ), большой удельной поверхности (50 - 500 м ² / г ) и особому фазовому состоянию, обладают высокими каталитическими и химическими свойствами. Введение в топливо КАГТ позволит иметь в каждой капле распыленного топлива и в каждой точке топочного устройства большое количество каталитически и химически активных частиц УДКМ и даст возможность с самого начала управлять механизмами горения топлива, а так же образования и ликвидации вредных веществ. Применение КАГТ обеспечит более полное сгорание топлива, позволит реализовывать взаимодействие между собой различных вредных соединений с образованием безвредных или значительно менее вредных веществ, что в обычных условиях неосуществимо. Так в присутствии КАГТ возможно взаимодействие между собой оксидов углерода и азота с образованием безвредных углекислого газа и молекулярного азота. Выполнив свою каталитическую роль КАГТ будет связывать окислы серы с образованием значительно менее вредных сульфатов металлов.

Данный подход может быть применен и для ликвидации вредных веществ топочными устройствами ТЭЦ, котельных установок и технологических печей работающих на угле и газе.

В таблице 1. приведены расчетные значения дополнительных тепловых эффектов от сгорания ( взаимодействия ) вредных веществ в топочных устройствах в присутствии КАГТ в пересчете на теплотворную способность мазутного топлива марки М-100.

Таблица 1.

РЕАКЦИИ	ТЕПЛОВОЙ ЭФФЕКТ РЕАКЦИИ В ПЕРЕСЧЕТЕ НА МАЗУТ МАРКИ М - 100
1. С + 0.5 О ₂ = СО	1 т. С эквивалентна 0.24 т. М-100
2. СО + 0.5 О ₂ = СО ₂	1 т. СО эквивалентна 0.58 т. М-100
3. С + О ₂ = СО ₂	1 т. С эквивалентна 0.82 т. М-100
4. СО + 2NО = N ₂ О + СО ₂
5.СО + N ₂ О = N ₂ + СО ₂
6. 2СО + 2NO = N ₂ + 2 CO ₂	1 т. СО + 1.1 т NO эквивалентна 0.33 т. М-100
*7. SO ₂ + О ₂ + Ме = МеSO ₄* где Ме - Fe, Ni, Cu, Al, Ca и др.

В таблице 2. приведены расчетные значения содержания вредных веществ в промвыбросах котельных установок ряда предприятий г. Томска, а также расчетные значения экономии топлива за счет применения КАГТ.

Таблица 2.

ПРЕДПРИЯТИЯ	РАСХОД МАЗУТА	ВЫБРОСЫ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ, всего т. / на 1 т. мазута, кг						РАСЧЕТНАЯ ЭКОНОМИЯ
	М-100, т/год		С	СО	No _x	SO ₂	ТОПЛИВА, т/ %
Завод ДСП	16558		16.56 1.0	215.8 13.03	53.38 3.22	279.1 16.85	217.7 / 1.3
ТЗРО	21000		9.00 0.428	275.1 13.1	91.67 4.365	526.0 25.40	312.9 / 1.5
Сибкабель	2500		0.875 0.35	32.5 13.0	11.13 4.45	58.8 23.52	36.2 / 1.45

Это расчетные данные для условий, когда осуществляется качественное распыление топлива и выдерживается оптимальное соотношение воздух / топливо. При реальных условиях эксплуатации эти выбросы ( особенно сажи и окиси углерода ) могут быть значительно выше. Следовательно выше будет и экономия топлива.

В настоящее время плановые платежи в местный бюджет за природопользование составляют около одного процента от стоимости 1 тонны топлива. Таким образом, в идеальном случае применение КАГТ даст потребителю экономии. с каждой тонны топлива около 2.5 %.

Следует также иметь ввиду, что плановые платежи за природопользование растут из года в год. Например, в г. Томске эти платежи по сравнению с 1993 г. возросли в 1994 г. в 10 раз, а в 1995 - в 17 раз.

Проведем оценку удорожания одной тонны топлива за счет применения КАГТ. Как видно из таблицы 3, удорожание 1 т. топлива составляет менее 2 % при соотношениях мазут / КАГТ более 20 т. / кг

Таблица 3.

СООТНОШЕНИЕ МАЗУТ / КАГТ, т / кг	ЦЕНА ЗА 1 кг. КАГТ, тыс. руб.	ЦЕНА ЗА 1 т. ТОПЛИВА, тыс.руб.	УДОРОЖАНИЕ 1 т. ТОПЛИВА, %
10 : 1	100.0	300.0	3.33
20 : 1	100.0	300.0	1.67
30 : 1	100.0	300.0	1.11
40 : 1	100.0	300.0	0.83
50 : 1	100.0	300.0	0.67

Введение КАГТ в топливо не потребует от потребителя дополнительных затрат на переделку имеющегося оборудования. КАГТ представляет из себя пастообразную суспензию, которая долго хранится ( не менее года ) и достаточно быстро и равномерно “ растворяется “ при перемешивании в больших объемах топлива. Как правило, топливо приходит потребителю в цистернах ( железнодорожных или автомобильных ) и перед перекачкой ( сливом ) в резервуары подвергается в течении 4 - 10 часов интенсивному прогреву и перемешиванию водяным паром. Ввод КАГТ в цистерны на этой стадии позволит достаточно хорошо смешать его с топливом. Из резервуаров топливо поступает в топочное устройство с помощью топливного насоса. Однако до топочного устройства доходит только часть топлива, большая его часть через “ оборотку “ постоянно возвращается в резервуар и таким образом осуществляется постоянное дополнительное смещение КАГТ с топливом.

- Имеющийся задел по работе :

К настоящему времени проведены испытания опытных образцов КАГТ на технологической котельной АО “ Сибкабель “ ( котлы ДЕ - 10 ), работающей на мазутном топливе, которые показали принципиальную возможность ликвидации вредных веществ в газовых выбросах.

Получен патент Российской Федерации № 2017524 от 15. 08. 94 г. “ Способ получения катализатора для очистки отходящих газов технологических процессов и выхлопных газов автотранспорта “.

Окупаемость и сроки освоения продукции.

Далее приведена оценка эффективности применения КАГТ для РК “ Свердловская “, работающей на мазуте. Данные по эффективности и стоимости КАГТ взяты по информации разработчиков данного катализатора. Расчеты производились на минимальную экономию топлива ( 1.3 % )

1. Годовой расход топлива по котельной за 1996 г. составил: 29026 тонн мазута.

2. При средней минимальной стоимости мазута 500 тыс. руб./т. годовые затраты на топливо:

U _т = В _год ´ Ц _т = 0.5 ´ 29026 = 14513 млн. руб. / год

3. Экономия стоимости мазута составит:

Э _м = D В ´ Ц _м = 377.3 ´ 0.5 = 188.669 млн. руб.

4. Снижение вредных выбросов за счет уменьшения расход топлива составит:

D М _тв = 0.01 ´ D В ´ ( 1 ´ 0.015 ) = 0.05 т/год

D МSO ₂ = 0.02 ´ 377.3 ´ 1.07 ´ ( 1 - 0.02 ) = 8 т/год

D МV ₂ O ₅ = 10 ^-6 ´ 4000 ´ 0.015 ´ 377.3 = 0.02 т/год

D МNO ₂ = 0.001 ´ 40.6 ´ 377.3 ´ 0.08 = 1.2 т/год

5. Удельная плата за выбросы 1 т вредных веществ:

Ц NO ₂ = 14525 руб./т

Ц SO ₂ = 11550 руб./т

6. Расчетная годовая плата за выбросы вредных веществ при работе котельной на мазуте по составляющим:

U _тв = 0.0066 т/ч ´ 6600 ´ 8.52 ´ 11500 ´ 10 ^-9 =4.26 млн. руб.

U NO ₂ = 0.0143 ´ 6600 ´ 8.52 ´ 14525 =11.6 млн. руб.

U SO ₂ = 0.09 ´ 6600 ´ 8.52 ´ 11550 ´ 10 ^-9 = 58.2 млн. руб.

7. Суммарная плата за выбросы

U _вр = U _тв + U NO ₂ + U SO ₂ = 74.06 млн. руб.

8. Суммарные годовые издержки на топливо и плату за выбросы

U _сум = 74.06 + 14513=14587.06

Экономия затрат при применении КАГТ