ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЕЛЬНЫХ
1.1 Выбор
производительности и типа котельной
Проектирование котельной
начинают с выявления характера потребителей и определения количества потребного
для них тепла или пара, а также вида и параметров теплоносителя.
При этом производственные
котельные обычно вырабатывают пар для технологических нужд, отопления и вентиляции
производственных цехов; отопительные котельные приготавливают горячую воду для
отопления жилых и общественных зданий, а также для хозяйственных нужд;
производственно-отопительные котельные вырабатывают пар и приготавливают
горячую воду для всех перечисленных выше видов потребления.
Потребность в тепле на
отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых общественных и промышленных
зданий определяют по проектам местных систем отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения. При отсутствии таких проектов потребность в тепле может быть
подсчитана по укрупненным показателям.
Отпуск пара на
технологические нужды промышленных предприятий и горячей воды определяю по
технологическим проектам этих предприятий. Когда вид и параметры теплоносителя,
а также полный отпуск тепла или пара выявлены, можно установить профиль и
производительность проектируемой котельной.
Если все тепло
отпускается в виде горячей воды, проектируют котельную с водогрейными котлами,
если в виде пара и в виде горячей воды, то в зависимости от количественного
соотношения отпусков пара и горячей воды можно спроектировать паровую котельную
с установкой для подогрева сетевой воды либо комбинированную котельную с
водогрейными и паровыми котлами.
1.2 Выбор числа и типа
котлов
Число и тип котлов при проектировании
котельной выбирают, исходя из годового графика отпуска тепла или пара для
отопления и подогрева вентилируемого воздуха, для горячего водоснабжения, и
технологических нужд. Для котельных с паровыми котлами целесообразно строить
годовые графики отпуска пара, производя перерасчет отпуска тепла на отопление,
вентиляцию и отпуск пара по формуле:
где: hс п –
энтальпия пара, поступающего в сетевой подогреватель воды, кДж/кг;
hк –
энтальпия конденсата, выходящего из охладителя конденсата сете- вого
подогревателя, кДж/кг;
с
п – КПД сетевого подогревателя воды, составляющий 0,95-0,98.
Над суммирующей
кривой отпуска тепла или пара надстраивают кривую собственного расхода тепла
или пара котельной и потери тепла или пара в ней. Расход пара на деаэрацию
определяют по формуле, приведенной в таблице 1, а расход пара на другие нужды
принимают в процентах к ее выработке: на обдувку поверхностей нагрева 1% , на
распыление мазута в паровых форсунках 2-3%, на разогрев мазута в
мазутохранилище – до 5%, на паровые питательные насосы 1%. Потери тепла и пара
в котельной принимают равными 1-2% отпущенного тепла или пара.
Приходя к
определению числа и производительности котлов, подлежащих установке в
котельной, исходят из того, что котлы должны быть однотипными и одинаковой
производительности. Предпочтительнее выбирать меньшее число более крупных
котлов; желательно чтобы в котельной было 2-3 работающих котла.
Производительность
котлов выбирают из такого расчета, чтобы они полностью обеспечивали требуемую
выработку пара в зимний максимум, и чтобы в летний период можно было выводить
по очереди все котлы в капитальный ремонт. Расчет сводим в таблицу 1
[определение номинальной производительности котельной, выбор числа и
производительности котельного агрегата].
Наименование расчетной величины | Обозна-чение | Ед изм. | Расчетная формула или источник | Расчет | Результат | |
Промежуто- чный | Оконча-тельный | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
1. Максимальное потребление пара на технические нужды производства | Dпотт.н | т/ч | Задание | 6,5 | ||
2. Потеря пара в сетях | qсетт.н | % | Опытные данные | 2,0 | ||
3. Отпуск пара из котельной на технологические нужды | Dотпт,н | т/ч | Dпотт.н 100 ___________________ (100-qсетов) | 6,5∙100 100-2 | 6,63 | |
4. Потери тепла в сетях | % | Опытные данные | 4 ÷ 5 | 4 | ||
5. Тепло на отопление и вентиляцию | КВт | Задание | 5000 | |||
6. Отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию | кВт | (5000 ∙100) / (100 – 4) | 5208,3 | |||
7. Температура прямой сетевой воды | 0С | Задание | 150 | |||
8. Температура обратной сетевой воды | 0С | Задание | 70 | |||
9. Энтальпия прямой сетевой воды | КДж кг | Таблица воды и водяного пара | [1],стр.47 | 632,2 | ||
10. Энтальпия обратной сетевой воды | Кджкг | Таблица воды и водяного пара | [1],стр.47 | 292,9 | ||
11. Энтальпия насыщенного пара | Кджкг | Таблица воды и водяного пара | [1],стр.49 | 2789 | ||
12. Потери тепла сетевым подогревателем в окружающую среду | % | Опытные данные | 3 ÷ 4 | 4,0 | ||
13. Температура конденсата греющего пара на выходе из | 0С | Опытные данные при x=1 Т-S | 85 | |||
14. Отпуск пара на подогреватели сетевой воды | т/ч | (5208,3 ∙3,6) / (2789- 4,19∙85) (100 / (100-4)) |
8
15. Полный отпуск пара из котельной
т/ч
25,5 8
33,5
16. Собственный расход пара с учетом потерь
%
Опытные данные
5,0
17. Выработка пара котельной без учета расхода на деаэрацию
т/ч
33,5 100
100 – 5
35
18. Количество возвращающегося конденсата
т/ч
0,6 6,63 8
12
19. Потребность в добавочной
воде
т/ч
Dвырк – Qк
35 – 12
23
20. Температура возвращающегося конденсата перед
деаэратором
0С
Опытные данные
70 ÷ 85
85
21. Температура химически очищенной воды перед деаэратором
0С
Опытные данные
70
22. Средняя температура воды перед деаэратором
0С
12 85 23∙ 70
12 23
75
23. Средняя энтальпия воды перед деаэратором
кДж
кг
Таблица воды и водяного пара
[1],стр.47
313,97
24. Потери тепла деаэратором в окружающую среду
%
Опытные данные
2 ÷ 2,5
2
25. Давление в деаэраторе
МПа
Опытные данные
0,105 ÷ 0,15
0,12
26. Температура воды в деаэраторе
0С
Таблица воды и водяного пара
[1],стр.47
104,2
27. Расход пара в деаэраторе
т/ч
é (436,6 – 313,9) ∙
ë (2433 – 436,6) ∙
∙100 ù 35
∙ (100 – 2)û
hq= 4,19 ∙104,2 =
= 436,598 кДж/кг
h= 2789- 4,19 85 =
= 2433кДж/кг
2,2
28. Максимальная нагрузка котлов
т/ч
2,2 35
37,2
29. Номинальная производительность котла
Dk
т/ч
[1],cтр.248
ДЕ-6,5-14ГМ
6,5
30. Количество котлов установленных в котельной
Шт.
37,2 / 6,5
5,7
6
1.3 Компоновка
котельных
При компоновке котельной преследуют
цель наиболее рационально разместить основное и вспомогательное оборудование,
чтобы его удобно было эксплуатировать и вместе с тем, чтобы котельная
получалась компактной, с минимальным объемом здания, несложным для сооружения.
Котельные располагают в отдельных
помещениях, удовлетворяющих требованиям Правил Госгортехнадзора, «Строительных
Норм и Правил», «Противопожарных норм строительного проектирования промышленных
предприятий и населенных мест» и «Санитарных норм проектирования промышленных
предприятий».
Различают три типа котельных:
закрытые, полуоткрытые, открытые. В закрытых котельных все основное и
вспомогательное оборудование (обычно за исключением золоулавливателей) размещают
в закрытых помещениях. В котельных полуоткрытого типа котельные агрегаты и
некоторое наиболее ответственное вспомогательное оборудование размещают в
закрытом помещении, а дымососы, дутьевые вентиляторы, золоулавливатели и
деаэраторы, баки и прочее – на открытом воздухе.
В открытых котельных почти все
оборудование размещают на открытом воздухе, сооружая только очень небольшое
помещение для укрытия персонала, обслуживающего фронт котлов, а также насосов и
щитов управления. Рекомендации по выбору типа котельной даны в СНиП II-92-76.
Котельные установки проектируют
только с индивидуальными дымососами, дутьевыми вентиляторами и
золоулавливателями. Топливоподачу, питательные насосы, водоумягчительную
установку, деаэраторы и другое оборудование, а также дымовую трубу, как
правило, проектируют общие для всей котельной.
Каждую котельную установку
размещают в отдельной строительной ячейке; вспомогательное оборудование
водопарового тракта размещают в строительной ячейке в одном из торцов
котельной, причем помещение вспомогательного оборудования можно не отделять
стеной от помещения котельных установок.
Наряду с этим вспомогательное
оборудование размещают и перед фронтом котлов. Здесь устанавливают тепловой
щит, а при котельных агрегатах без воздухоподогревателей часто и дутьевые
вентиляторы; в некоторых случаях перед фронтом котлов размещают питательные и
сетевые насосы, водоподготовительную установку, деаэраторы.
Оборудование котельной размещают с
учетом того, чтобы ее здание можно было выполнить из сборных железобетонных
конструкций той номенклатуры и типоразмеров, которые применяют в промышленном
строительстве.
Пролет здания котельной можно
принимать равным: 6, 9, 12, 18 ,24 и 30 метров, шаг колонн 6 и 12 метров. Высоту помещения от отметки чистого пола до низа несущих конструкций на опоре следует
принимать при пролете 12 м от 3,6 до 6 м включительно кратной 0,6 м, от 6 до 10,8 включительно – кратной 1,2 м, при больших высотах – кратной 1,8 м.
При пролете 18 и 24 м от 6 до 10,8 – кратной 1,2 м .
При пролете 30 м от 12,6 – кратной 1,8 м .
Кроме того при пролете 18 м. допускаются высоты, равные 4,8 и 5,4 м., а для пролета 24 м – 5,4 м. Для возможности расширения котельной одну из стен ее оставляют свободной от застройки.
Помещения, в которых установлены
котлы, предусматриваю на каждом этаже два выхода наружу, расположенные с
противоположных сторон котельной. Выходные двери должны открываться наружу от
нажатия руки. Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до
противоположной стены котельной принимают не менее 3 м, причем в случае установки вспомогательного оборудования ширину свободных проходов перед фронтом
котлов оставляют на менее 1,5 м.
Однако это оборудование не должно мешать
обслуживанию котла. Ширина остальных проходов между котлами и стенами должна
быть не менее 1,3 м. Расстояние от верхней отметки котла или от отметки верхней
площади обслуживания котла до нижних частей конструкций покрытия котельной
должно быть не мене 2 м.
Площадки, предназначенные для
обслуживания арматуры, контрольно-измерительных приборов и т.п., выполняют
шириной не менее 800 мм, остальные площадки шириной не менее 600 мм.
Котельную оборудуют надлежащей
вентиляцией и обеспечивают естественным и искусственным освещением, создающим
освещенность в пределах 5-50 лк. Аварийное освещение предусматривают от
самостоятельного источника энергии. В котельной располагают средства
огнетушения в соответствии действующими правилами пожарной безопасности.
1.4 Тепловая схема
котельной с паровыми котлами
Для покрытия чисто паровых нагрузок
или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды
от тепловых источников, предназначенных для снабжения потребителей паром,
устанавливаются паровые котлы низкого давления. Развернутая тепловая схема с
четырьмя паровыми котлами показана на чертеже 2.
Пар из котлов поступает
на редукционно-охладительные установки РОУ, где снижаются его давление и
температура. Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной
воды, которая распыляется за счет снижения давления с 14 -16 кгс/см2
до 6 кгс/см2.
Основная часть пара отпускается на
производственные нужды из паропроводов котельной, часть редуцированного и
охлажденного пара используется в пароводяных подогревателях сетевой воды,
откуда направляется в закрытую систему тепловых сетей. Конденсат от внешних
потребителей собирается в конденсатные баки и перекачивается конденсатными
насосами в деаэраторы питательной воды.
Каждый паровой котел укомплектован
питательным центробежным электронасосом. Для всех трёх установленных котлов
установлен один такой же резервный насос. Вода в паровые котлы может также
подаваться двумя паровыми поршневыми насосами.
Фактические напоры теплоносителей
определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетах
гидравлического сопротивления системы трубопроводов, арматуры и
теплообменников.
2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА
2.1 Общие положения
Тепловой расчет
котельного агрегата может иметь двоякое назначение:
а) при проектировании нового
котельного агрегата по заданным параметрам его работы (паропроизводительность,
температуры перегретого пара, питательной воды, подогрева воздуха и др.)
определяют величины всех его поверхностей нагрева.
б) при наличии готового котельного
агрегата проверяют соответствие всех величин поверхностей нагрева заданным
параметрам его работы.
Первый вид расчета называется
конструкторским, второй – поверочным. В курсовом проекте выполняется поверочный
расчет. Тепловой расчет котельного агрегата производят по методике,
разработанной Всесоюзным теплотехническим институтом им. Ф.А. Дзержинского и
центральным котлотурбинным институтом им. И.И.
Ползунова ВТИ и ЦКТИ. Величины
котельного агрегата рассчитывают последовательно, начиная с топки, с
последующим переходом к конвективным поверхностям нагрева. Предварительно
выполняют ряд вспомогательных расчетов: составляют сводку конструктивных характеристик
элементов котельного агрегата, определяют количество воздуха, необходимого для
горения, количество дымовых газов по газоходам котельного агрегата и их
энтальпию; составляют тепловой баланс котельного агрегата. Тепловой расчет
котельного агрегата выполняют по следующим разделам:
2.2 Сводка
конструктивных характеристик котельного агрегата
При поверочном расчете, пользуясь
чертежами котельного агрегата, составляют сводку конструктивных характеристик
топки, конвективных поверхностей нагрева, пароперегревателя, водяного
экономайзера и воздухоподогревателя. Для облегчения составления сводки
конструктивных характеристик следует пользоваться эскизами элементов котельного
агрегата.
Тепловой баланс котельного агрегата
Наименование рассчитываемой величины | Обоз- начение | Ед. изм. | Расчетная формула или источник определения | Расчет | Результаты расчета | ||||||||
Промежуточные | Окончательные | ||||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |||||||
1. | Qрр | кДж м3 | QСн= QPH | 37310 | |||||||||
2. | 0С | Технические соображения | [1], | 170 | 200 | ||||||||
3. | кДж м3 | h-T таблица 4 | hУХ = H0г300 – H0г100 | 3165 | |||||||||
4. Температура холодного | 0С | Рекомендации нормативного метода теплового расчета | [2], стр.45 | 30 | |||||||||
5. Энтальпия теоретически | кДж м3 | 9,91 1,32 30 | 392,44 | ||||||||||
6. Потеря тепла от | % | [2], стр.45 | 0 | ||||||||||
7.Потеря тепла от | % | [2], стр.45 | 1,0 | 1,0 | |||||||||
8. Потеря тепла с | % | (3165-1,25 392,44) 100 37310 | 7,17 | ||||||||||
9 . Потеря тепла на наружное | % | [2], стр.50 | 1,5 | 1,5 | |||||||||
10. Потеря с | % | Имеет место только при сжигании твердого топлива | 0 | 0 | |||||||||
11. | % | 7,17 1,0 0 1,5 0 | 9,67 | ||||||||||
12. Коэффициент | % | 100 – 9,67 100 | 0,903 | ||||||||||
13. | % | [3], | 3 ÷ 7 | 3 | |||||||||
14. Температура | 0С | Принимается предварительно | [2], стр.60 | 1079 | |||||||||
15. Суммарная | Ћ | м, ат | rnSт , где Sт=3,6 Vт / Fт | 0,216 1,347 Sт = 3,6 11,21 / 29,97 | 0,29 | ||||||||
16. Коэффициент | – | [2], стр.63 | Номограмма | 2,5 | |||||||||
17. Суммарная сила | Σ | м, ат | 2,5 0,216∙ 1,347 | 0,73 | |||||||||
18. Степень черноты | – | [2], стр.65 | 1 – е – КгPS = = 1 – 2,718 – 2,5∙ 0,1∙ 1,347 | 0,29 | |||||||||
19. Коэффициент | – | 0,3 (2-α т) СР / НР ∙ 1,6 (θ111 273) – 0,5 1000 | 0,3 (2-1,1) 3,0137∙ 1,6 (1079 273) – 0,5 1000 | 1,35 | |||||||||
20. Суммарная сила | 1,35 1,347 | 1,82 | |||||||||||
21. Степень черноты | – | [2], стр.65 | 1 – е – (Ксв Кг r ) PS = 1 – 2,718 – (2,5∙ 0,216 1,35) 0,1∙1,347 | 0,22 | |||||||||
22. | – | (1-0,5) 0,29 | 0,255 | ||||||||||
23. Условный коэффициент | – | Рекомендации нормативного метода теплового расчета котлоагрегатов | [2], стр.62 | 0,1 | |||||||||
24. Коэффициент тепловой эффективности топки | ψ | – | , X=0,85 ([2], рис.5,3) | y = ξ ψ = 0,1∙0,85 | 0,09 | – | кВт м2 | / 3600 | 459.62 37368.6 29.97 3600 | 159.2 | |||
26. | – | [2], стр.66 | A = 0,54 ; X = 0,85 0,54 – 0,2 0.85 | 0,37 | |||||||||
27. Действительная | 0С | [2], стр.68 Номограмма | 1250 | ||||||||||
28. Энтальпия дымовых из | кДж м3 | h-T таблица | 23500 | ||||||||||
29. Тепловосприятие | кДж кг | hпв= tпв 4,19 | h нп= 2789 кДж/кг при P = 1,4 МПа hпв= 100 4,19 = = 419 кДж/кг (2789 -419) (3/100) ∙ ∙ (829 – 419) | 2382.3 | |||||||||
30. | кг/ч | D Qка_ Qpp∙ hка | 65002382.3 37310 0,903 | 459.62 | |||||||||
31. Расчетный | кг/ч | 459.62 (1 – 0 / 100) | 459.62 | ||||||||||
32. | – | (100-q5) / 100 | (100 – 1,5) / 100 | 0,985 | |||||||||
33. Расчетное тепловое | q v | кДж м3∙ч | B Qpp_ VT | 459,62 37310 11,21 | 1529743.3 | ||||||||
34. Полезное | кДж кг | QPP∙ (100-q3-q4-qшл) 100 a²т∙hхв | 37310 (100-1,0) / 100 1,1 392,44 | 37368.6 | |||||||||
35. Тепло, переданное | кДж кг | 0,985 (37368,6 – | 13660,6 | ||||||||||
2.6 Тепловой расчет конвективного
пучка
1. По конструктивным данным выбираем:
Н – площадь поверхности нагрева;
H = 63,3м2 ;
F – площадь живого сечения (м2) для прохода
продуктов сгорания;
F = 0,348 м2.
d-наружный диаметр труб;
d = 51мм
S1 ,S2 – поперечный и продольный шаг труб,
S1 = S2 = 110 мм, [2], стр.33
Подсчитываем
относительный поперечныйшаг G1 = S1 / d и относительный продольный шаг G2 = S2 / d
G1 =110 / 51
= 2,15; G2 =110 / 51 = 2,15
2. Предварительно принимаем два
значения температуры продуктов сгорания после рассчитанного газохода. В
дальнейшем весь расчет ведется для двух предварительно принятых температур.
min= 300 ° C; max= 500 °С.
3. Определяем теплоту, отданную
продуктами сгорания (кДж/кг):
Qs= 0прc)
где: h²— энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой
поверхности нагрева, определяется по рис.1(приложение) при двух предварительно
принятых температурах после конвективной поверхности нагрева; присосвоздуха в
конвективную поверхность нагрева, определяется как разность коэффициентов
избыткавоздуха на входеи выходе изнее (табл.3); h0прc — энтальпия присосанного в конвективную поверхность
нагрева воздуха, при температуре воздуха tв = 30°С определяется по формуле: h0прс= V0В CВ
tв
h0прc=9,91∙ 1,32 30 = 392,436 кДж/кг
h¢=
По h-t диаграмме: h²min= 5297,1 кДж/кг;
h²max= 9053,51 кДж/кг;
Коэффициент сохранения
тепла:
Qб min= 0,985 (23500 – 5297,1 0,05 392,436)
= 17949,2 кДж/кг;
Qб max= 0,985 (23500 – 9053,51 0,05 392,436)
= 14249,1 кДж/кг;
4. Вычисляем, расчетную температуру
потока продуктов сгорания в конвективном газоходе (°С)
Q = (Q¢ min= (1000 300) / 2 = 650 °С;
max= (1000 500) / 2 = 750 °С;
где Q¢ и — температура продуктов сгоранияна входе в
поверхность и на выходеиз нее.
5. Подсчитываем среднюю скорость
продуктов сгорания в поверхности нагрева (м/с)
Wг = Bр∙ Vг∙ (
где Вр — расчетный расход
топлива, кг/с (табл.5); F—
площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания (см. п. 1), м2;
VГ —объем продуктов сгорания на 1 кг твердого и жидкого топлива (из расчетной табл. 3 при соответствующем коэффициенте избытка
воздуха);
Wг min=459,62 11,11 (650 273) / (0,348 273 3600) =13,78 м/с;
Wг max=459,62 11,11 (750 273) / (0,348 273 3600) = 15,27 м/с.
6. Определяем коэффициент теплоотдачи
конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева:
при поперечном смывании
коридорных и шахматных пучков и ширм
где: –
поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяется при
поперечном омывании коридорных пучков – по рис. 6.1 [2];
=
1;
СФ min= 1,08; СФ max= 1,04;
min= 84Вт/К∙м2 ; max= 89 Вт/К∙м2.
akmin= 1 1,08 84 1= 90,72 Вт/К∙м2
akmax=1 1,04 89 1 = 92,56 Вт/К∙м2
7. Вычисляем степень черноты газового
потока по номограмме рис. 5.6. [2]. При этом необходимо вычислить суммарную
оптическую толщину
kps = (kг rn kзл∙ μ)p s
где: kг — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами;
kзл −коэффициент ослабления лучей золовыми
частицами, [2], стр.75
μ −
концентрация золовых частиц.
Толщина излучающего слоя
для гладкотрубных пучков (м)
S = 0,9 d (4/1 S2 / d2
) -1)
S = 0,9 51 10-3
(4 / 3,14 (1102 / 512) -1) = 0,213 м
Pn=
rn p
Pn= 0,216 0,1 = 0,0216 МПа,
где: p — давление продуктов сгорания в
газоходе принимается 0,1 МПа [2], стр.62.
kг=г min
= (м∙МПа)-1
kг max
= (м∙МПа)-1
kpsmin = 36,48 0,0216 0,213 = 0,167
kps2 = 33,05∙ 0,0216 0,213 = 0,152
По рис.5.6 [2] определяем
степень черноты газового потока
amin= 0,16; amax= 0,14.
8. Определяем коэффициент теплоотдачи 2 ∙К):
для незапыленного потока (при сжигании жидкого и
газообразного топлива)
acг,
где: а — степень черноты; cг
— коэффициент,определяется по рис. 6.4,[2].
Для определения cг
вычисляется температура загрязненной стенки (°С)
tз = t
t = 195,04 °C
t3=
195,04 25= 220,4 °C
cг min= 0,93 cг max= 0,97.
min= 38 Вт/(м2∙K); max= 58 Вт/(м2∙K);
min = 38 0,93 0,16 = 5,65 Вт/(м2∙K);
max = 58 0,97 0,14= 7,87 Вт/(м2∙K).
9. Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачиотпродуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/(м2∙K):
где:
a1min= 1 (90,72 5,65) = 96,37 Вт/(м2∙K);
a1max = 1 (92,56 7,87) = 100,43 Вт/(м2∙K).
10. Вычисляем коэффициент теплопередачи
Вт/(м2∙K),
К=
где:
Kmin= 0,85 96,37 = 81,915 Вт/(м2∙K);
Kmax= 0,85 100,43 = 85,366 Вт/(м2∙K).
11. Определяем количество теплоты,
воспринятое поверхностью нагрева, на 1кг сжигаемого твердого и жидкого топлива
(кДж/кг),
Qт = [(K H р
1000 )] ∙3600
Для испарительной
конвективной поверхности нагрева °С :
tk- температура насыщения при давлении
в паровом котле, определяется из таблиц для насыщенных водяных паров, °С
tk= 195,04 °С, [1]стр.47:
min= (1000 – 300) / [ln (1000 – 195,04) / (300 – 195,04)] =
344 °С
max= (1000 – 500) / [ln (1000 – 195,04) / (500 – 195,04)] =
515 °С
Qт min= (81,915 63,3
344 ∙3,6) / 459,62 = 13971,05 кДж/кг;
Qтmax= (85,366 63,3
515 3,6) / 459,62 = 21792,14 кДж/кг.
12. По принятым двум значениям
температуры 1” и 2”
и полученным двум значениям Qт и Qб производится графическая интерполяция для определения
температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Для этого строится
зависимость Q =f(кп1 , которую следовало бы принять при расчете.
13. Определив температуру кп1 = 370 °С, находим по
рис.1 [приложение] h²кп = 7000
кДж/кг.
14. Количество тепла переданное в первом
конвективном пучке
Qкп = кп – h²кп 0прс)
Qкп = 0,985 (23500 – 7000 0,05 392,44)
= 16271,89 кДж/кг.
3. РАСЧЕТ ХВОСТОВЫХ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
3.1 Конструктивный
расчет водяного экономайзера
В промышленных паровых котлах,
работающих при давлении пара до 2,5 МПа, чаще всего применяются чугунные
водяные экономайзеры, а при большем давлении — стальные. При этом в котельных
агрегатах горизонтальной ориентации производительностью до 25 т/ч, имеющих
развитые конвективные поверхности, часто ограничиваются установкой только
водяного экономайзера.
В котельных агрегатах паропроизводительностью более 25
т/ч вертикальной ориентации с пылеугольными топками после водяного экономайзера
всегда устанавливается воздухоподогреватель. При сжигании высоковлажных топлив
в пылеугольных топках применяется двухступенчатая установка водяного
экономайзера и воздухоподогревателя.
При установке только водяного
экономайзера рекомендуется такая последовательность его расчета:
1. По уравнению теплового баланса определяем
количество теплоты (кДж/кг), которое должны отдать продукты сгорания при
принятой температуре уходящих газов:
Qэк=эк-h²эк эк∙
h0прc)
где эк— энтальпия продуктов сгорания на
входе в экономайзер, определяется из рис.1[приложение ] по температуре
продуктов сгорания, известной из расчета предыдущей поверхности нагрева,
кДж/кг; h²эк — энтальпия уходящих газов,
определяется из табл.5 по принятой в начале расчета температуре уходящих газов,
кДж/кг; эк— присос воздуха в
экономайзер, принимается по табл.3; h0прc — энтальпия теоретического
количества воздуха, при температуре воздуха Tв = 30(°С) определяется по формуле:
h0прc=V0В CВ Tв
h0прc=9,91∙ 1,32 30 = 392,436 кДж/кг
h¢эк=h²кп=7000 кДж/кг
h²эк=hух=3165 кДж/кг
Qэк = 0,985 (7000-3165 0,05∙392,436
)=3796,8 кДж/к
2. Приравнивая теплоту, отданную
продуктами сгорания, теплоте, воспринятой водой в водяном экономайзере,
определяем энтальпию воды после водяного экономайзера (кДж/кг):
hв= Bр∙ Qэк / (D 1000) hп.в
hв= 459,6 2∙3796,8 / (6,5∙
1000) 4,19 30 = 394,17 кДж/кг
где: hп.в — энтальпия питательной воды на
входе в экономайзер, кДж/кг; D –
паропроизводительность котла, кг/ч.
3. По энтальпии воды после экономайзера
и давлению ее из таблиц для воды и водяного пара определяем температуру воды
после экономайзера tв.
tв= hв / Cв = 394,17 / 4,1989 = 93,9 °С
Т.к полученная температура воды
оказалась более чем на 20 °С ниже температуры при давлении в барабане котла, то
для котлов давлением до 2,4 МПа к установке принимают чугунный водяной
экономайзер. При несоблюдении указанных условий к установке следует принять
стальной змеевиковый водяной экономайзер.
4. Выбираем конструктивные
характеристики принятого к установке экономайзера. Для чугунного и стального
экономайзера выбирается число труб в ряду с таким расчетом, чтобы скорость
продуктов сгорания была в пределах от 6 до 9 м/с при номинальной
паропроизводительности котла.
Fтр= 0,120м2;
Hтр= 2,95 м2.
5. Определяем площадь экономайзера и
среднеарифметическую температуру продуктов сгорания по формулам:
Fэк= Bр∙Vг(г 273 3600),
где: Wг -предварительно принятая скорость продуктов сгорания
, Wг=6 м/с ; Vг –объём дымовых
газов за экономайзером (табл.3).
где: Q¢= Q²кп2 –до экономайзера;
Q²= Qух =200°С- на выходе из экономайзера.
Fэк= 459,62 11,11 (285 273) / (6 3600 273)
= 0,48 м2
5. Площадь живого сечения для прохода
продуктов сгорания :
Fэк= Z1 Fтр
Отсюда Z1= Fэк
/ Fтр,
Z1=0,48 / 0,120 = 4.
Действительная площадь
живого сечения для прохода продуктов сгорания
Fфэк = Z1 Fтр
Fфэк= 4 0,12 = 0,48 м2.
6. Определяем действительную скорость
продуктов сгорания в экономайзере (м/с)
Wутг=Bр∙ Vг∙ (фэк∙ 273∙3600),
Wутг=459,62 ∙11,11 (285 273) / (0,48 273 ∙3
600) = 6,04 м/с.
7. Определяем коэффициент теплопередачи.
Для чугунных экономайзеров:
K=KHCV, определяется с помощью номограммы рис.6.9[2]
Kэк= 18 Вт/(м2∙К).
8. По известным значениям температур
воды и дымовых газов определяем температурный напор:
1= t¢эк-tВ = 370 – 93,9 = 276,1 °С.
2= t²эк-tпв = 200 -30 = 170 °С.
9. Определяем площадь поверхности
нагрева водяного экономайзера (м2)
Hэк=103 Qэк Bр / (K ∙
Hэк= 103 3796,8 459,62 / (18 218,78
3600) = 123,09 м2.
10. По полученной поверхности нагрева
экономайзера окончательно устанавливаем его конструктивные характеристики. Для
чугунного экономайзера определяем общее число труб и число рядовпо
формулам:
n = hэк / hтр
m = n / Z1
где: hтр –
площадь поверхности нагрева одной трубы, м2 [2, табл.6.3]; Z1 — принятое число труб в ряду.
n= 123,09 / 2,95 = 42
m= 42 / 4 = 11
3.2 Проверка теплового
баланса
Проверка теплового
баланса котлоагрегата заключается в определении невязки баланса по уравнению:
DQ = Qр hка – (Qл Qкп Qэк)
где: Qл, Qкп , Qэк — количества
теплоты, воспринятые луче-воспринимающими поверхностями топки, конвективным
пучком и экономайзером; в формулу подставляют значения, определенные из
уравнения баланса.
При правильном расчете
невязка не должна превышать 0,5 %
рн hка = -38,36 100 / 37310 0,903 = 0,11 % <
0,5 %
Расчет
можно считать оконченным.
Технико-экономическое исследование перевода теплофикационных котельных с природного газа и мазута на газ из угля
—————————————— © М.В. Шумейко, 2008
УДК 662.74 М.В. Шумейко
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРЕВОДА ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ КОТЕЛЬНЫХ С ПРИРОДНОГО ГАЗА И МАЗУТА НА ГАЗ ИЗ УГЛЯ
Описан проект перевода котельных с природного газа и мазута на газ из угля , в основу которого положена концепция производства металлургического кокса с одновременным получением горючего газа, который будет использован для производства тепла и электрической энергии.
~П основу проекта положена тех-
X-# нология газификации угля в слоевых аппаратах. Отличительной особенностью технологии является экологическая безопасность и простота аппаратурного оформления. Главная его особенность заключается в том, что за счет использования «эффекта обратной тепловой волны» получаемый газ вообще не содержит смолистых веществ. Технология защищена патентами РФ и ЕАПО (Патент РФ № 2287011, Евразийский патент № 007798).
Газ производится с калорийностью 1000-1100 ккал/м3 (4,2-4,6 МДж/м3) и имеет температуру на выходе из аппарата около 350 °С. После аппарата газ направляется непосредственно в горелоч-ное устройство. При его сжигании в факеле достигается температура не менее 1000 °С. Газ сгорает совершенно без-
дымно и не требует очистки перед сжиганием, поскольку не содержит смолы.
В качестве исходного топлива для производства газа рекомендуется использовать дробленый уголь с калорийностью не менее 3000 ккал/кг (12,6 МДж/кг) и с размером частиц от 3 до 50 мм.
Оборудование изготавливается в виде независимого блока газификации угля, который размещается в непосредст-вен6ной близости или на некотором удалении (до нескольких километров) от места сжигания. Мощность блока газификации может составлять 1-100 Гкал/час (до 120 МВт) или в пересчете на уголь от сотен килограммов до десятков тонн в час. Удельные затраты зависят от индивидуальных условий использования блока газификации и составля-
Наименование показателя Единица измерения Уголь 2Б ОР = 3700ккал/ кг Уголь Д ОР = 5400ккал/ кг
Потребление угля т/год 72 000 49 400
Выход недожога т/год 6 480 7 410
Выход горючего газа нм3/т угля 2 600 3 800
Теплота сгорания газа ккал/ нм3 1 000 1 050
Численность промышленно-производственного и административно- чел. 25 25
управленческого персонала Инвестируемый капитал млн. руб. 211,6 215,8
ют примерно 70-120 ИББ/кВт установленной мощности.
Недожог. Является побочным продуктом газификации угля. Его выход ~90 кг на 1 т загружаемого угля. Теплота сгорания недожога – 400 ккал/кг. Зольность – 95 %. Недожог может использоваться как добавка в производстве кирпичей и т. д.
ТЭИ разработано для двух видов угля:
– канско-ачинский уголь марки 2Б с ОР = 3700ккал/ кг
– кузнецкий уголь марки Д с ОР = 5400ккал/ кг
Цены на энергоносители приняты на основе публикуемых внутренних цен.
Вследствие низкой скорости фильтрации нет выноса летучей золы и пыли, газификатор работает как зернистый фильтр. Горючий газ без очистки пригоден для сжигания в газовой турбине или котле.
Поэтому объем товарной продукции определяется как произведение объема потребления угля на цену по маркам.
Объем производства генераторного газа принимается одинаково.
Уровень технологии при использовании угля марки 2Б
288 • 105•288• 105 25 • 211,6 • 106 =
= 11,52 • 105 • 1,361 • 10-1 = 1,56787 Уровень технологии при использовании угля марки Д
494 • 9•104•494•9• 104 25 • 215,8 • 106 =
4446 • 104•4446•104 = 25 • 215,8 • 106 =
4446 • 108 2060 82 4
= 25 • 215,8 • 106 = 25 = ,
В исследовании расчет эффективности перевода котельных с природного газа и мазута на газ из угля (генераторный газ) выполнен с использованием угля переработки объемов потребляемого угля по мощам 2Б и Д (раздельно) и цен на эти угли, поскольку цены на генераторный газ не приводятся, так как пока рекомендуемый проект не реализован и рыночные цены на него неизвестны. Поэтому использованы результаты расчета себестоимости углей (по маркам) и эффективности их использования.
При цене природного газа ~50 долл. США/тыс. м3 (средняя цена в настоящее время на внутреннем рынке) перевод газовых котельных на газ из угля не эффективен, т. к. себестоимость газа из уг-
ля в пересчет на энергетический эквивалент выше, чем природного газа.
При планируемом повышении цен природного газа до уровня мировой (за вычетом трафика она составит 160-180 долл.США/тыс. м3) перевод газовых котельных на гази из гуля будет эффективен при уровне цен с доставкой:
– угля 2Б – 690 руб/т при цене природного газа 160 дол. США/тыс. м3;
– 820 руб. При цене природного газа 180 дол.США/тыс. м3;
– угля Д – 1050 руб/т при цене природного газа 160 дол.США/тыс. м3;
– 1250 руб/т при цене природного газа 180 дол.США/тыс. м3;
– 1250 руб. при цене природного газа 180 дол.США/тыс. м3.
При существующем уровне цен на топочный мазут (от 6000 руб/т) перевод мазутных котельных на газ из гуля эффективен даже при достаточно дальней транспортировке угля. Перевод при цене топочного мазута 6000 руб/т эффективен при уровне цен с доставкой
– угля 2Б – 1060 руб/т;
– угля Д – 1480 руб/т.
Более высокому уровню технологии соответствует более высокий допустимый уровень себестоимости производства газа из угля.
При этом необходимо отметить, что в целом уровень технологии при переводе теплофика угольных котельных с природного газа и мазута на газ из угля является недостаточным.
III. Производство среднетемпературного кокса, электрической и тепловой энергии из углей марки Д
В основу данного проекта положена концепция производства коксовой продукции с одновременным получением горючего газа многоцелевого использования (его доля в энергетическом балансе процесса составляет от 30 до 50 % в зависимости от типа угля) из дешевых
энергетических углей. В основу технологии положен процесс неполной газификации (окислительного пиролиза) угля на воз-душном дутье в режиме «Обратной тепловой волны», разработанной специалистами компании «Сибтермо» и защищенной патентами РФ и ЕАПО (Патент РФ № 2288937, Евразийский патент № 007799). Прототипом является промышленное предприятие, которое построено в г. Красноярске в 1996 г. (с 2001 года завод «Карбоника-Ф»).
Технологический процесс (серия процессов «Термококс») прост в аппаратурном оформлении, отличается низкими капитальными и эксплуатационными затратами, энергоэффективен и экологически безопасен.
Полученный среднетемпературный кокс по качеству превосходит известные отечественные и зарубежные аналоги и ориентирован на существующий емкий и стабильный рынок – черную металлургию: выпуск чугуна, стали, ферросплавов и рудных агломератов, а также быстрорастущий рынок продуктов природоохранного назначения – сорбентов. Продукт имеет высокий экспортный потенциал.
Генерируемая при сжигании газа энергия ориентирована на существующий рынок тепла электроэнергии на порядок ниже, чем в угольной котельной. При этом издержки на генерацию тепловой и электрической энергии при сжигании горючего газа покрываются высокой ценой на основной продукт -кокс, а тарифы на отпускаемую энергию существенно ниже по сравнению с традиционным сжиганием угля или природного газа.
В работе определены техникоэкономические показатели энерготехнологического комплекса. В исследовании рассматривается строительство энерготехнологического комплекса для произ-
водства среднетемпературного металлургического кокса из каменного угля, а также покрытия тепловых и электрических нагрузок объектов жилья и социальной сферы в г. Ленинск-Кузнецкий.
Потребности энерготехнологического комплекса в угле марки Д составят 600 тыс.т в год.
Мощность энерготехнологического комплекса по готовой продукции составляет:
– среднетемпературный кокс – 250 тыс. т в год;
– генераторный газ – 1,0565 млрд м3/год (1005 Гкал/год);
– отсев угля – 100 тыс. т в год.
Завод среднетемпературного кокса
является единственным промышленным производителем в СНГ. Годовая производительность завода по среднетемпературному коксу составляет 70 тыс. т. Основным сырьем является каменный уголь Моховского разреза. Отпускная цена (с НДС) завода среднетемпературного кокса – 143 дол/т.
Завод не в состоянии закрть сложившийся дефицит продукции. Потребность в среднетемпературном коксе для ферросплавных и электрометаллургических производств СНГ на сегодня оставляет до 1 млн т в год, в том числе:
– ОАО «Кужеукие ферросплавы» – 50 тыс. т;
– Серовский завод ферросплавов – 70 тыс. т;
– Челябинский электрометаллургический комбинат – 60 тыс. т;
– Никопольский ферросплавный завод – 120 тыс. т;
– Норильский ГМК – 80 тыс. т;
– Аксузский и Актюбинский ферросплавные заводы – 150 тыс. т;
– Темиртаузский ХМЗ – 50 тыс. т;
и другие.
В качестве неполноценного заменителя на ферросплавных заводах исполь-
зуется кокс марки КО (коксовый орех), который не соответствует требованиям производств по электропроводности и реакционной способности и цена на который составляют порядка 200 дол. США/т.
Создание энерготехнологического комплекса мощностью 250 тыс. т среднетемпературного кокса в год обеспечит гарантированный сбыт продукции.
Энерготехнологический комплекс позволяет решить проблему централизованного теплоснабжения г. Ле-нинск-Кузнецкий, в котором мелкие угольные котельные создают неблагоприятную экологическую обстановку.
Положенная в основу проекта технология имеет принципиальные отличия от традиционной технологии среднетемпературного коксования и характеризуется полным отсутствием побочных вредных продуктов.
Получение кокса по технологии «Термококс» по сравнению с традиционной технологией в коксовых батареях, позволяет снизить удельные выбросы:
КОх – в 20 раз; БОх – в 4,5 раза; пыли
– в 1,5 раза; веществ 2-го класса опасности в 23 раза. Производственные сточные воды и вещества 1 класса опасности в технологии «Термококс» не образуются.
Удельные вредные выбросы при сжигании генераторного газа на порядок ниже, чем при сжигании угля, и сопоставимы с удельными выбросами котельной установки на природном газе. При этом производимый среднетемпературный кокс имеет значительное преимущество перед традиционным коксом по целому ряду показателей (зольность, содержание фосфора, РС, пористость, УЭС), характеризуется высокой термической стоимостью и удовлетворительной структурной прочностью.
В основу проекта положена концепция производства металлургического кокса с одновременным получением горючего газа, который будет использован для производства тепла и электрической энергии.
Наилучшим сырьем для производства среднетемпературного кокса являются низкозольные кузнецкие угли марок Д, ДГ и Г, добыча которых ведется в промышленном районе Белово – Ле-ниск-Кузнецкий. Срок исчерпания запасов углей значительно превышает срок эксплуатации энерготехнологического комплекса. В качестве сырья возможно использование угля марок ДКО (25-100 мм), ДПКО (25-300), ГО (25-50), ГКОМ (13-100), ДМ (13-25).
При разработке технолого-эконо-мического исследования исходным сырьем для получения кокса принят уголь марки Д с теплотой сгорания 6100 ккал/кг, из которой наработана опытная партия среднетемпературного кокса.
Плотность угля – 1,3 т/м3;
Насыпной вес угля – 0,8 т/м3.
Товарной продукцией энерготехнологического комплекса является среднетемпературный кокс СК с теплотой сгорания 6920 ккал/кг. Основное назначение продукции – использование среднетемпературного кокса в электротермических производствах, в т. ч. в ферросплавном.
Плотность кокса – 1,8 т/м3;
Насыпной вес кокса – 0,6 т/м3.
По заключению ФГУП «Кузнецкий центр ВУХИН» продукт по потребительским качествам превосходит известные аналоги.
Возможны следующие направления использования среднетемпературного кокса:
1. Электротермические производства ферросплавов, карбида кальция и фосфора;
2. Агломерация железных руд и руд цветных металлов;
3. Производство карбюризатора для науглероживания стали;
4. Пылевидное топливо в доменном производстве для вдувания в горн доменных печей;
5. Отощиющая добавка в коксохимическом производстве для производства доменного и литейного кокса;
6. Сорбент экологического назначения;
7. Производство коксобрикетов или
минеральных полушихт для металлургических производств с использованием топливно-восстановительно-го потен-
циала среднетемпературного кокса;
8. Бездымное топливо для коммунально-бытовых теплоэнергетических установок;
9. Газификация среднетемпературного кокса для получения синтез-газа.
Объем потребления по перечисленным направлениям использования среднетемпературного кокса оценивается в 5 млн. т в год. Продукт имеет высокий экспортный потенциал.
Производимый на энерготехнологическом комплексе генераторный газ предназначен для использования в качестве топлива для производства тепла и электроэнергии на собственной газовой ТЭЦ.
Горючий газ имеет низкую теплоту сгорания Ор, ккал.
– сухой газ 852;
– влажный газ 777.
Температура газа, °С 350.
Отсев мелкого угля (фракция 0-10 мм) востребована на рынке как топливо.
Энерготехнологический комплекс представляет собой единый комплекс, который размещается на одной площадке. Комплекс включает:
– топливно-транспортный цех;
– цех производства кокса;
– газовую ТЭЦ;
– сооружения очистки ливневых сточных вод;
– сооружения инфраструктуры (сети водо-, тепло-, электроснабжения, автодорог).
Кокс получают в аппаратах (газификаторах) шахтного типа периодического действия методом слоевой газификации угля на воздушном дутье в режиме «обратной тепловой волны».
Для обеспечения газификаторов воздухом предусматривается отдельно стоя-щее здание, оснащенное газодувками.
Выход среднетемпературного кокса –
0,5 т/т угля, в том числе
– фракция – 0-10 мм – 80 %;
– фракция – 10-50 мм – 20 %.
Выход горючего газа – 2022 нм3/т угля
Теплота сгорания газа – 777 ккал/нм3
Годовое производство генераторного газа составляет 1056 млн м3/год.
В составе энерготехнологического комплекса предусматривается строительство газовой ТЭЦ мощностью 125 Гкал/г.
Доставки исходного угля и отправка готовой продукции (кокса и отсева угля) осуществляется вместимостью 60 т угля и 45 т кокса.
При этом поступает исходный уголь в количестве 600 000 т/год.
Отправляют:
– отсев угля 0-10 мм – 100 000 т/год;
– кокс среднетемпературный фракции 10-50 мм – 200 000 т/год;
– кокс среднетемпературный фракции 0-10 мм – 50 000 т/год.
Технолого-экономическое исследование предусматривает строительство собственной ТЭЦ с использованием в качестве топлива генераторного газа собственного производства.
Сменный промышленно-произ-
водственный персонал предприятия составляет 150 человек.
Электрическая энергия потребителям 355 млн кВт – г/год.
Тепловая энергия потребителем 625 тыс. Гкал/год.
Стоимость товарной продукции
1. Отсев угольной мелочи (0 5 мм) -418,9 руб/т
при количестве отсева – 100 000 т/год всего
100 000418,9 = 41 890 000 руб.
2. Среднетемпературный кокс фракции 10
4273,1 р/т-200000 т=854620000 руб.
3. Среднетемпературный кокс фракции (-10) 94 260 000 руб.
4. Электроэнергия
330 000 000 1,00 = 330 000 000 руб.
5. Тепловая энергия
625 000450 = 281 250 000 руб.
Итого: 1 602 020 000 руб.
Уровень технологии 1602020000•1602020000 150•1951917000 =
0.82 • 1602020000 = 150 =
1314844883=8765632
150
IV. Технико-экономическое исследование производства коксобрикетов на основе полукокса из канско-ачинских углей
Технико-экономическое исследование создания энерготехнологических комплексов мощностью 412 тыс. кок-собрикетов (формованного топлива) в год разрабатывается для оценки экономической целесообразности их производства для нужд металлургии и ЖКХ. Технико-экономическое исследование включает основные техниче-
ские решения, обосновывающие выбор оборудования и влияющие на определение сметной стоимости строительства и основные технико-экономические показатели.
Технология производства полукокса защищена патентами РФ и ЕАПО (Патент РФ № 2285135, Евразийский патент № 007801) и отработана на уровне типового котла КВТСВ-20 (мощностью 20 Гкал/час) котельной разреза «Березовский-1».
Численность промышленно-произ-
водственного персонала – 500 человек. Потребление угля 2Б – 1330 т/год Потребление связующего –
82 тыс. т в год.
Производство брикетов –
412 тыс. т в год. Отработка электроэнергии –
824 млн. кВт-2.
Полезный отпуск тепла –
930 000 Гкал/год.
Расчеты выполнены в рублях в ценах и тарифах на 01.08.2007. уголь 2Б, Ор = 3700 ккал/кг
220 руб.
связующее (жидкое стекло)
3500 руб./т 1 Гкал 700 руб.
1 кВт-2 1 руб.
стоимость брикетов 3000 руб/т инвестируемый капитал
3 632 646 тыс. руб.
Объем реализации брикетов в стоимостном выражении – 1236 млн руб/год (цена брикетов – 3000 руб/т).
Брикетирование продукта из угля можно разделить условно на три класса:
– формованный кокс (выход летучих веществ 3-15 %);
– бездымное бытовое топливо (выход летучих веществ <20 %);
– рядовые брикеты (выход летучих веществ >20 %).
Формованный кокс (брикетированный и гранулированный) имеет пониженную по сравнению с классическим коксом, прочность и не при-меняется для доменных процессов. Формованный кокс используется как бытовое топливо и заменитель кокса в технологических процессах, где нет жестких требований по прочности:
– в литейном производстве;
– в электротермических процессах -производство ферросплавов, карбидок-ремния и кальция;
– в агломерационных процессах;
– как технологическое топливо в цветной металлургии.
Бытовое бездымное топливо получило широкое распространение в Великобритании после принятия в 1956 году «Закона о чистом воздухе», а затем в других развитых странах. В Англии производится более 30 видов бездымного бытового топлива, отличающегося составом сырья (используют антрацит, каменные угли, коксовую мелочь, полукокс) и способом производства.
Производство бытовых брикетов в развитых странах прекращено по экономическим причинам. В Восточной Европе и развивающихся странах с 90-х годов выпуск этого вида топлива уменьшается.
Все известные и апробированные методы брикетирования мелкозернистого полукокса (кокса) по температурному признаку можно подразделить на методы «горячего» и «холодного» брикетирования.
Сущность метода горячего брикетирования сводится к брикетированию смеси, состоящей примерно на 75 % из горячего полукокса (1 =750 °С) и 25 % из спекающегося угля, переходящего в контакте с полукоксом в пластическое состояние и обеспечивающего требуемые реологические характеристики сме-
си при ее брикетировании при температуре 400-500 °С (например, с помощью вальцевого пресса). Полученные брикеты рекомендуется подвергать дополнительной термообработке при температуре 750-850 °С.
Технология так называемого «холодного» брикетирования достаточно широко распространена в различных странах и применяется для получения брикетов различного назначения из углей и угольных шламов, коксов и полукоксов, пылеватых руд, пылей и шламов газоочистных установок и т. д. Все работающие в настоящее время в различных странах (Германия, Франция, Япония, Индонезия, Россия, Украина и т. д.) брикетные фабрики, получающие топливные брикеты из коксовой мелочи, каменных и бурых углей, базируются исключительно на технологии «холодного» брикетирования.
Суть технологии «холодного» брикетирования углей, а также полученных из них полукоксов, сводится к сжатию их смеси с жидкими, пластично-вязкими или расплавленными связующими при давлении 25-100 МПа и температуре 25150 °С с использованием прессов различных конструкций. Полученные брикеты могут использоваться как без дальнейшей обработки (топливные брикеты), так и после дополнительной тер-мокислительной или термической обработки (технологические брикеты).
На основании критического анализа технологических процессов Брикетирования мелкозернистого кокса и полукокса отдано предпочтение методам холодного их брикетирования со связующими как более простым и подготовленным к промышленному внедрению.
В данном технико-экономическом исследовании рассматривается малоопе-
рационная технология «холодного» брикетирования буроугольного полукокса (БПК) с использованием водорастворимых связующих (лично сульфанаты жидкого стекла и мелассы), отличающихся от классической технологии брикетирования на углеводородных связующих (пек, нефтебиту) простотой и меньшими энергозатратами.
Стоимость товарной продукции энерготехнологического комплекса.
Для брикетов со связующим на жидком стекле
Объем производства брикетов
412 000 т/год Стоимость брикетов 3000 руб/т
Итого добавка к товарной продукции 412 000^000 = 1 236 000 000 руб.
(300^0,7 890^0,3)0,85 3500Ю,15=
= 930 руб./т
412 000 т/год ^930 руб/т =
=383 160 000 руб.
Отпуск электроэнергии 824 000 000 кВт-2 • 1 руб./кВт-2 =
=824 000 000 руб.
Полезный отпуск тепла 930 000 Гкал/год • 700 руб./Гкал =
=651 000 000
383 160 000 824 000 000 651 000 000 = 5 784 180 000 руб. – стоимость товарной продукции Инвестируемый капитал
1 858 160 000
Уровень технологии 1858160000*1858160000 500*6632646000 “
1858160000*0,51 “ 500 “
947661600
500
=1895323
и:и=1
— Коротко об авторе ——————————————————————-
Шумейко М. В. – кандидат экономических наук, директор представительства в странах СНГ компании «Continental contitech.
Рецензент д-р техн. наук, проф. Ю.А. Чернегов.