Введение
Газоснабжение – это сложный комплекс технических устройств по добыче естественного или производству искусственного горючего газа, хранению, передаче и распределению его для использования в качестве химического сырья и топлива промышленными, сельскохозяйственными и бытовыми потребителями.
С учетом наличия в зарубежном историческом сообществе устоявшихся методологических подходов к периодизации истории газовой промышленности целесообразно и в нашем случае обратиться к рассмотрению периода, связанного с получением и использованием искусственного газа в дореволюционной России. И тогда становится более понятной внутренняя логика исторического развития отечественной газовой промышленности, исходные посылки, механизмы и конкретный ход ее технологической трансформации, а также фактический вклад отрасли в формирование промышленного потенциала страны в XIX веке.
В настоящее время в фондах Российского государственного исторического архива Санкт-Петербурга находится любопытный документ от 24 октября (12 по старому стилю) 1811 г., свидетельствующий о создании "термолампа", первой отечественной установки для получения искусственного газа, сконструированной талантливым изобретателем Петром Соболевским (1781-1841).
Это изобретение попало в поле зрения газеты "Северная почта", которая в двух номерах, N 96 от 2 декабря 1811 г. и N 97 от 6 декабря 1811 г., опубликовала статью "О пользе термолампа, устроенного в Санкт-Петербурге гг. Соболевским и Геррером", где уже в начале об аппарате сообщено следующее: "Многие любители наук, любопытствовавшие несколько раз видеть сии опыты, удостоверились, что свет, сожиганием водотворного газа производимый, весьма ясен, не издает чувствительного запаха и не производит дыму, следовательно, не имеет копоти... Польза сего изобретения... и выгоды, оным доставляемые, суть столь обширны и многоразличны, что даже при самом точнейшем исследовании кажутся они почти невероятными, и поэтому само изобретение можно сделать одним из важнейших открытий".
В 1812 г. были намечены конкретные меры по внедрению газового освещения в российской столице.
По имеющимся сведениям, данный проект был рассмотрен и утвержден лично императором Александром I, однако его реализации помешало вторжение 24 (12) июня 1812 г. войск Наполеона в Россию и начавшаяся Отечественная война 1812 г.
Надо отметить, что П.Г. Соболевский не остановился на достигнутом, и вскоре была изготовлена новая, более совершенная установка "термолампа". Его устройство состояло из чугунной печи, выложенной внутри огнеупорным кирпичом. Внизу находилась топка с чугунными колосниками, а вверху - для материалов перегонки чугунные реторты – большие полые сосуды, которые наполняли углем и нагревали в печи. Продукт перегонки (светильный газ) из реторт поступал в медный холодильник и змеевик, омываемый водой. После очистки газ шел в газометр - деревянный сосуд с наружным железным кожухом, а затем по трубам направлялся к потребителю. "Термоламп" работал на продуктах сухой перегонки дерева, мог быть использован как для отопления, так и для освещения. Изобретение имело три печи и четыре газометра.
Вскоре газовое освещение по системе П.Г. Соболевского было устроено в помещениях Главного штаба на Дворцовой площади и домашнем театре генерал-губернатора Михаила Милорадовича.
В литературе приводятся сведения, что в 50-х годах XIX века в Москве функционировало несколько небольших установок, которые производили искусственный газ для последующей его реализации в специальных баллонах.
В отечественной литературе приводятся следующие данные: к концу 1868 г. в Российской империи действовало 310 газовых заводов, четыре из них находились в столице, на берегах Невы.
В России газ первоначально использовался для освещения городов, его получили из каменного угля на газовых заводах. Первый завод был построен в Петербурге в 1835 году, каменный уголь для него привозили из-за границы. В Москве газовый завод был построен в 1865 году. Газ, получаемый на газовых заводах, получил название “светильный“.
В начале ХХ веке, после того как для освещения стали использовать керосин, газ начинают применять для отопления и приготовления пищи. В 1913 году производство искусственного газа в России составило всего лишь 17 млн.м 3 .
В 1915 году в Москве было газифицировано 3000 квартир, а в Петербурге -10 000 квартир. До революции в России по существу не было газовой промышленности в её современном понимании.
Развитие газовой промышленности и газоснабжения населенных пунктов и пред- приятий на базе природных газов в СССР началось в 40-е годы, когда были открыты богатые месторождения на Волге, в Коми АССР. В 1946 году в эксплуатацию был сдан первый крупный магистральный газопровод “Саратов - Москва“ : протяженность 740 км, диаметр 300 мм, пропускная способность 1,4 млн.м 3 газа в сутки.
В настоящее время страны СНГ занимают первое место в мире по запасам и добыче газа. Разведанные запасы составляют 54 триллионов м 3 , потенциальные – порядка 120 триллионов м 3 . Имеется 800 месторождений, причем в 17 крупнейших из них содержится 65% промышленных запасов. Более богатые месторождения на севере Тюменской области, в Туркмении, Восточной Сибири, в Республике Коми.
В настоящее время на долю России приходится 80% запасов. В республиках Средней Азии – 15%.
О масштабах и темпах развития газовой промышленности в СССР позволяют судить следующие цифры:
Добыча природного газа, млн м 3
1946 год -1,3
1958 год – 28,8
1980 год – 43,5
1990 год – 810
Протяженность магистральных газопроводов, км,
1946 год – 740
1980 год - 133 000
в настоящее время ≈ 250 000
В быту газом пользуются более 200 миллионов человек.
Наиболее крупные магистральные газопроводы проложены от месторождения Тюменской области (Уренгойское, Ямальское, Ямбургское) в центральные районы страны и к западным границам СНГ: “Ямбург – западная граница“, “ Уренгой – Помары - Ужгород “ (протяженность 4,5 тысяч км, диаметром 1420 мм, пропускная способность 32 млрд. м 3 в год, давление 7,5 Мпа).
Значительный рост добычи газа значительно изменил топливный баланс страны. Если в 1950 году удельный вес газового топлива в общем топливом балансе занимал 2,3%, то в конце 1995 года – 43%. Структура потребления газа такова: 60% - промышленность; 13% - коммунально-бытовые нужды; 24% - электростанции; 1,5% - сельское хозяйство; остальное транспорт и строительство.
Наиболее эффективно использование газа в химической, стекольной и металлургической промышленности. С помощью газа выплавляется 93% стали и чугуна, 50% листового и трубного проката, производится 95% минеральных удобрений, 65% цемента.
Многим богата Беларусь, но только не природными ресурсами. Наша страна не страдает от катастрофической нехватки энергии только потому, что подпитывается энергией с Востока: по кровеносным сосудам ее ТЭКа текут в основном российские энергоносители. В целом зависимость РБ от российских энергетических поставок зашкаливает за 90%. Особенно велик в топливном балансе республики удельный вес природного газа (более 50%).полноценной замены ему нет, и в обозримом будущем не предвидится.
Еще не так давно это топливо считалось недорогим, и поэтому на его потребление была переориентирована вся экономика. Сегодня, когда деньги за тепло и свет улетучиваются быстрее ветра, ситуация коренным образом изменилась. Ничего уже не обходится дешево, а “ импортный“ природный газ – тем более. При этом потребности областей белорусской экономики постоянно возрастают.
Наглядный пример – отечественная энергетика: около 80% белорусских ТЭЦ иГРЭС работают исключительно на газе. Но даже сохранение нынешнего уровня его поставок (не говоря уже о работе) все больше обостряет старые проблемы и порождает новые. В первую очередь – финансовые.
Газовому комплексу Беларуси более 40 лет. Первым потребителям Минска природный газ был подан в 1960 году.
С начала газификации Республики Беларусь в 1958 году Правительством БССР был создан центральный орган государственного управления развития газификации республики – Главное управление по газификации при Совете Министров БССР (Главгаз БССР), куда на правах юридических лиц вошли областные и г. Минска газовые хозяйства.
В 1978 году Главгаз БССР был преобразован в Государственный комитет по газификации при Совете Министров БССР (Госкомгаз БССР) с теми же административными и имущественными функциями.
В 1988 году Госкомгаз БССР и Министерство топливной промышленности БССР решением Правительства БССР были объединены и преобразованы в Государственный комитет по топливу и газификации (Госкомтопгаз БССР) с вхождением в его состав находящихся в ведении указанных органов государственного управления организаций, обладающих правом юридического лица.
Постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 13 апреля 1992 года № 204, а также решением трудовых коллективов организаций Госкомтопгаза БССР был организован Белорусский концерн по топливу и газификации (концерн «Белтопгаз), который осуществлял свою деятельность на основании учредительных документов по административному, имущественному и хозяйственному управлению всех входящих в его состав государственных организаций. Согласно Указу Президента Республики Беларусь от 24 сентября 2001 года № 516 концерн «Белтопгаз» подчинён Министерству энергетики Республики Беларусь, которое утвердило его устав в новой редакции. В настоящее время концерн «Белтопгаз» преобразован в Государственное производственное объединение по топливу и газификации «Белтопгаз».
Успешное функционирование и развитие производственных сил, а также повышение жизненного уровня населения Беларуси в значительной степени зависит от состояния топливно-энергетического комплекса. Именно поэтому особую актуальность и значимость приобретает надежное и эффективное энергоснабжение всех отраслей экономики, обеспечивающих производство конкурентоспособной продукции и достижение высоких стандартов уровня и качества жизни населения при сохранении экологически безопасной сред
На сегодняшний день самым эффективным, экологически чистым и наиболее дешевым видом топлива является природный газ, за счет которого возможно удовлетворение существующих потребностей республики, а также прирост потребления или замещение выбывающих видов топлива. Поэтому он занимает особое место в структуре топливно-энергетического баланса Беларуси - практически все отрасли экономики используют его в своей деятельности.
Сегодня нашу республику снабжает природным газом и осуществляет его “гарантированный транзит” в Европу государственное предприятие
“Белтопэнерго” – бывшее подразделение некогда всесильного союзного Мингазпрома.
"Белтрансгаз" занимает присущую только ему нишу в социально-экономическом развитии республики. Созданное еще в рамках единой газотранспортной системы СССР, предприятие стало основой для становления газовой отрасли независимой Беларуси, газификации ее населенных пунктов, дало мощный импульс развитию энергетики и многих других отраслей экономики республики.
Система магистральных газопроводов ГП “Белтопэнерго” состоит из 5865 км газопроводов (в однониточном исчислении) с диаметром труб от 100 до 1420 мм, 188 газораспределительных станций, 8 узлов редуцирования, около 600 катодных станций. Проектная производительность действующей газотранспортной системы около 60 млрд.м 3 / год. Количество занятых – 4800 человек.
Хотя процесс газификации Беларуси в последние годы и замедлился, но, тем не менее, он продолжается в Могилеве, Гомеле и Витебской области. Но “ белые пятна” на карте Беларуси все еще остаются: в недалеком будущем планируется подача газа в Пинск, Дрогичин, Лунинец, Столин, Петриков, Житковичи, Мозырь и другие города Полесья.
Особая забота Беларуси – транзит российского природного газа в Украину, Прибалтику и другие европейские страны. Наращиванию транзитных мощностей не могут помешать никакие экономические трудности переходного периода. Судя по всему, энергоносители еще долго будут оставаться одним из основных источников пополнения российской казны.
Предполагается, что строящейся газопровод “ Ямал - Европа“ увеличит объем транспортировки российского газа в Европу через Беларусь, как минимум, в 2-3 раза. Соответсвенно будет возрастать объемы транзитных поступлений в бюджет белорусского государства.
Газотранспортная система “ Ямал - Европа“ берет начало на Бованенковском газоконденсатном месторождении в южной части полуострова Ямал. Протяженность двух ниточной системы газопроводов – около 12 тысяч км, их пропускная способность – более 60 млрд. м 3 /год. Для прокачки газа будут построены 34 компрессорные станции.
Финансирование строительства осуществляет собственник газопровода РАО ” Газпром“. Заказчиком – застройщиком выступает государственное предприятие “Белтопэнерго”.
В соответствии с проектом в Беларуси строится двух ниточная система с диаметром труб 1420 мм и давлением 83 бара (8,3 Мпа). После завершения строительства объем поставок газа на европейские рынки увеличатся на 65 млрд. м 3 /год. Благодаря новому трубопроводу, германия будет получать дополнительно 7-8 млрд. м 3 /год (в настоящее время по программе “ Ямал - Европа“ она получает 700 млрд. м 3 /год).
Для Беларуси новый газопровод это – дополнительные мощности по прокачке газа, более 1000 новых рабочих мест и обновления инфраструктуры (будут построены оптоволоконная система связи и дублирующая спутниковая система).
Сегодня ведется прокладка нитки газопровода от Несвижа через Слоним до границы с Польшей. Продолжается строительство и на участке от Несвижа до Смоленска.
Прокачку газа обеспечат 5 компрессорных станций (Оршанская, Крупская, Минская, Несвижская, Слонимская).
Собственно энергетический потенциал
республики Беларусь оценивается в 12мил.т.у.т. Если задействовать все мыслимые
и немыслимые источники энергии (солнца, ветра, биомассы и др.), в итоге можно
“наскрести“ еще 2,6 мил.т. Но это – только на бумаге. Для того, чтобы все эти
источники заработали, потребуется огромное финансовое вложение. Поэтому,
считают специалисты, в обозримом будущем основным энергоносителем для Беларуси
останется все-таки газ. В энергетическом “коктейле “ его доля в начале нового
века составляет 74% (нефть – 15-18%, уголь, дрова и т.п. -8-11%).
1. Принципиальное
устройство котла
Паровые котлы ДЕ предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара, используемого для технических нужд промышленных предприятий, на теплоснабжение систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Котлы двух барабанные вертикально – водотрубные выполнены по конструктивной схеме “Д”, характерной особенностью которой является боковое расположение конвективной части котла относительно топочной камеры.
Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок и образующие топочную камеру левый топочный экран: газоплотная перегородка, правый экран, трубы экранирования фронтовой стенки топки и задний экран.
Во всех типоразмерах котлов внутренний диаметр верхнего и нижнего барабанов 1000 мм. Длина цилиндрической части барабанов увеличивается с повышением паропроизводительности котлов. Межцентровые расстояние установки барабанов 2750 мм.
Барабаны изготавливаются из стали 16ГС ГОСТ 5520-79 и имеют толщину стенки 13 мм с рабочим абсолютным давлением 1,4 Мпа (14 бар).
Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днищах барабанов имеются лазы.
Конвективный пучок образован коридорно расположенным вертикальными трубами 51x2,5 мм, присоединяемыми к верхнему и нижнему барабанам.
Длина конвективного пучка вдоль барабанов 90 мм, поперечный – 110 мм (кроме среднего, расположенного по оси барабанов шага, равного 120 мм). Трубы наружного ряда конвективного пучка устанавливаются с продольным шагом 55 мм; на вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда отверстий.
В конвективных пучках котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч для поддержания необходимого уровня скоростей газов устанавливаются продольные ступенчатые стальные перегородки.
Конвективный пучок от топочной камеры отделен газа плотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок.
Трубы газоплотной перегородки правого бокового экрана, образующего потолок топочной камеры и труб экранирования фронтовой стенки, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны.
Средняя высота топочной камеры составляет 2400 мм, ширина – 1790 мм.
Глубина топочной камеры увеличивается с повышением паропроизводительности котлов.
Трубы правого топочного экрана Ѳ 51х2,5 мм устанавливаются с продолжительным шагом 55 мм; на вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда отверстий.
Экранирование фронтовой стенки выполняется из труб Ѳ 51х2,5 мм.
Газоплотная перегородка выполняется из труб Ѳ 51х4мм, установленных с шагом 55 мм. На вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда отверстий. Вертикальная часть перегородки уплотняется вваренными между трубами металлическими приставками. Участки разводки труб на входе в барабаны уплотняются приваренными к трубам металлическими пластинами и шамотобетоном.
Основная часть труб, конвективного пучка и правого топочного экрана, а также трубы экранирования фронтовой стенки топки присоединяются к барабанам вальцовкой.
Трубы газоплотной перегородки, а также часть труб правого топочного экрана и наружного ряда конвективного пучка, которые устанавливаются в отверстиях, расположенных в сварных швах или околошовной зоне, привариваются к барабанам электросваркой.
В топочной камере котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч устанавливаются охлаждаемые направляющие лопатки из труб Ѳ51х2,5 мм. Трубы лопаток вводятся в верхний и нижний барабаны и присоединяются к ним вальцовкой.
Трубы заднего экрана топки Ѳ51 х 2,5 мм, установленные с шагом 75 мм, привариваются к верхнему и нижнему коллекторам экрана Ѳ 159х6 мм, которые, в свою очередь, привариваются к верхнему и нижнему барабану. Концы коллекторов заднего экрана со стороны, противоположной барабанам, соединяются не обогреваемой рециркуляционной трубой Ѳ76х3,5 мм. На всех котлах для защиты от теплового излучения со стороны топки рециркуляционных труб и коллекторов заднего экрана в конце топочной камеры устанавливаются две трубы Ѳ51х2.5. присоединяемые к барабанам вальцовкой.
Котлы паропроизводительностью 6,5 т/ч выполнены с одноступенчатой схемой испарения.
Опускным звеном циркуляционных контуров котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка.
В водяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба и направляющие щиты, в паровом объеме – сепарационные устройства.
В нижнем барабане размещаются устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды.
В качестве первичных сепарационных устройств используются установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств применяются дырчатый лист и жалюзийный сепаратор.
Отбойные щиты, направляющие козырьки, жалюзийные сепараторы и дырчатые листы выполняются съемными для возможности полного контроля и ремонта вальцовочных соединений труб с барабаном.
На котлах паропроизводительностью 6,5 т/ч предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая из нижнего коллектора заднего экрана.
Выход дымовых газов из котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч осуществляется через окно, расположенное на задней стенке котла.
Котлы оборудованы стационарными обдувочными аппаратами завода «Ильмарине» (г. Таллин) для очистки наружной поверхности труб конвективного пучка от отложений. Обдувочный аппарат имеет трубку с соплами, которую необходимо вращать при проведении обдувки. Наружная часть аппарата крепится к обшивке левой конвективной стенки котла, а конец обдувочной трубы поддерживается при помощи втулки, при варенной к трубе пучка. Вращение обдувочной трубы производится вручную при помощи маховика и цепи.
Для обдувки котлов используется насыщенный или перегретый пар работающих котлов при давлении не менее 7 бар. (0,7 МПа).
Для удаления отложений из конвективного пучка устанавливаются люки на левой стенке котла.
У всех котлов на фронте топочной камеры имеется лаз в топку, который расположенный ниже горелочного устройства, а также три смотровых люка - два на правой боковой и один на задней стенки топочной камеры.
Взрывной клапан на котлах паропроизводительностью 6,5 т/ч располагается на фронте топочной камеры над горелочным устройством.
Котлы изготавливаются на заводе в виде единого поставочного блока, смонтированного на опорной раме и состоящего из верхнего и нижнего барабана, трубной системы, пароперегревателя (для котлов с перегревом пара) и каркаса.
Плотное экранирование боковых стенок (относительный шаг труб S=1,08), потолка и пола топочной камеры позволяет на котлах применить легкую изоляцию толщиной 100 мм, укладываемую на слой шамотобетона толщиной 15 – 20 мм, нанесенного по стенке.
Для изоляции предусмотрены асбестовермикулитовые плиты или равноценные им по теплофизическим характеристикам.
Обмуровка фронтовой стенки выполняется из огнеупорного шамотного кирпича класса А или Б, диатомового кирпича, изоляционных плит; обмуровка задней стенки – из огнеупорного шамотного кирпича и изоляционных плит.
Обмуровочные и изоляционные материалы заводом не поставляются.
Для уменьшения присосов снаружи изоляция покрывается металлической листовой обшивкой толщиной 2 мм, которая приваривается к обвязочному каркасу.
Опорная рама воспринимает нагрузку от элементов котла, работающих под давлением котловой воды, а также обвязочного каркаса над трубной изоляции и обшивки.
Нагрузка от элементов котла, работающих под давлением, и котловой воды передается на опорную раму через нижний барабан.
Для установки нижнего барабана в конструкции опорной рамы предусмотрены фронтовая и задняя поперечная балка с опорными подушками, а также опоры – две справа от барабана (со стороны топки) на поперечных балках и слева от барабана на продольной балке и две слева от барабана на продольной балке.
Нижний барабан на фронте котла закрепляется неподвижно посредством приварки барабана к подушке поперечной балки опорной рамы и неподвижными опорами. Каркас и обшивка со стороны фронта котла крепятся к нижнему барабану также неподвижно. На заднем днище нижнего барабана устанавливается репер для контроля за перемещением барабана (котла). Установка реперов для контроля за тепловым расширением котлов в вертикальном и поперечном направлениях не требуется, так как конструкция котлов обеспечивает свободное тепловое перемещение в этих направлениях.
Для сжигания топочного мазута и природного газа на котлах устанавливаются газомазутные горелки ГМ завода «Ильмарине» (г. Таллинн).
Основными узлами горелок типа ГМ являются: газовая часть, лопаточный аппарат для завихрения воздуха, форсуночный узел с основной и резервной паромеханической форсункой и захлопками для закрывания форсуночного клапана при снятии форсунок.
На фронте горелки предусмотрена установка смотрового окна это запально-защитное устройство ЗЗУ-4, которое в комплект горелки не входит и поставляется по отдельным заказам.
Котлы являются сейсмостойкими при сейсмическом воздействии интенсивностью до 9 баллов (по шкале MSK-64) включительно.
Каждый котел комплектуется двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным.
На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливаются на верхнем барабане котла, и любой из них может быть контрольным. Предохранительные клапаны подбираются заводом – изготовителем котла, поставляются комплектно с котлом и имеют свой паспорт.
На котлах предусматриваются два водоуказательных прибора прямого действия, которые присоединяются к трубкам, идущим из парового и водяного объемов верхнего барабана.
Котлы комплектуются необходимым
количеством манометром, дренажной и сливной арматурой. Арматура и контрольно –
измерительные приборы устанавливаются согласно схеме арматуры, приведенной в
чертежах общего вида котлов. Котлы должны быть снабжены необходимыми приборами
безопасности согласно правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и
водогрейных котлов.
2. Расчет процесса
горения
2.1 Общие сведения
Производится поверочный расчет из выбранного котлоагрегата ДЕ 6,5 -14.
Основные характеристики котлоагрегата:
1. Номинальная паропроизводительность – 6,5 т/час,
2. Избыточное давление насыщенного пара – 1,3 МПа.
В качестве топлива используется природный газ газопровода “Джаркак – Ташкент” со следующим объемным составом (%).
CH 4 (Метан) – 95,5
C 2 H 6 (Этан) – 2,7
C 3 H 8 (Пропан) – 0,4
C 4 H 10 (Бутан) – 0,2
C 5 H 12 (Пентан) – 0,1
N 2 (Азот) – 1,0
CO 2 (Диоксид углерода) – 0,1
Низшая теплота сгорания газа Q н р =36680 кДж/м 3 ,
Температура уходящих газов t ух =101°С.
2.2
Расчет
объемов воздуха и продуктов сгорания
Все
расчеты выполняются по формулам с источника (1).
2.2.1
Определяем
теоретический объем воздуха V 0 , м 3 /м 3 ,
необходимого для полного сгорания при сжигании газа:
V 0 =0,0476
Где: m – число атомов углерода;
n – число атомов водорода.
V 0 =0,0476[(1+)95,5+(2+)2,7+(3+)0,4+(4+)0,2+(5+)0,1]=
0,0476=9,7
2.2.2 Определяем теоретический объем азота V 0 N 2 ,
м 3 /м 3 , в продуктах сгорания при сжигании газа:
V 0 N 2 =0,79 V 0 +
V 0 N 2 =0,79 * 9,7+=7,7
2.2.3 Определяем объём трехатомных газов V RO 2 , м 3 /м 3 , в продуктах сгорания при сжигании газа:
V RO 2 =0,01(СО 2 +СО+Н 2 S+∑ m С m Н n).
V RO 2 =0,01(0,1+(1*95,5+2*2,7+3*0,4+4*0,2+5*0,1)=1,035
2.2.4 Определяем теоретический объём водяных паров V 0 H 2 O , м 3 /м 3 , в продуктах сгорания
при сжигании газа:
V 0 H 2 O =0,01(Н 2 S+Н 2 +∑ С m Н n +0,124d г.тл)+0,0161
V 0
где: d г.тл –
влагосодержание газообразного топлива, отнесенного к 1 м 3 сухого
газа, г/м 3 ,d г.тл =10
V 0 H 2 O =0,01(*95,5+ *2,7+ *0,4+ *0,2+ *0,1+0,124*10)+
0,0161*9,7=2,195
2.2.5 Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе для каждой
поверхности нагрева.
где: a ′ – коэффициент избытка воздуха перед газохода;
a ″ – коэффициент избытка воздуха после газохода.
a″ = a′+ Da
где: Da – присос воздуха в поверхность нагрева,
По таблице 3,1 источник 1 для котла ДЕ 6,5 -14 присос воздуха составляет:
Топка Da Т =0,05 (α ” т =1,1)
Первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева Da 1 кп =0,05 (α ” 1кп =1,15)
Второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева Da 2 кп =0,1 (α ” 2кп =1,25)
Водяной экономайзер (чугунный) Da вэ =0,08 (α ” вэ =1,35)
Средний коэффициент избытка воздуха:
Топка
Водяной экономайзер
Определяем избыточное количество воздуха V в изб, м 3 /м 3 , для каждого газохода:
V в изб = V 0 (a ср –1)
Топка
V в изб (т) = 9,7(1,075
–1)=0,73
Первый котельный пучок конвективной
поверхности нагрева
V в изб(1кп) = 9,7 (1,125 –1)=1,2
Второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева
V в изб(2кп) = 9,7(1,2 –1)=1,94
Водяной экономайзер
V в изб(вэ) = 9,7 (1,3 –1)=2,91
2.27 Определяем действительный объём водяных паров V H 2 O , м 3 /м 3 , для газа
V H 2 O =V 0 H 2 O + 0,0161 (a ср –1) V 0
Топка V Т H 2 O =2,195 +
0,0161 (1,075–1) 9,7=2,207
Первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева
V 1кп H 2 O =2,195 + 0,0161 (1,125–1) 9,7=2,215
Второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева
V 2кп H 2 O =2,195 + 0,0161 (1,2–1) 9,7=2,226
Водяной экономайзер
V вэ H 2 O =2,195 + 0,0161 (1,3–1) 9,7=2,24
2.2.8 Определяем действительный суммарный объём продуктов сгорания V г, м 3 /м 3 , для газа:
V г = V RO 2 + V 0 N 2 +(α ср -1)V 0 + V H 2 O + 0,0161 (a ср –1) V 0
Топка V т г = 1,035 + 7,7 +(1,075-1)9,7 + 2,195
+ 0,0161 (1,075–1) 9,7=11,67
Первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева
V 1кп г = 1,035 + 7,7 +(1,125-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,125–1) 9,7=12,155
Второй котельный пучок конвективной поверхности нагрев
V 2кп г = 1,035 + 7,7
+(1,2-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,2–1) 9,7=12,885
Водяной экономайзер
V вэ г = 1,035 + 7,7
+(1,3-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,3–1) 9,7=13,89
2.2.9 Определяем объемные доли
трехатомных газов r RO2 и водяных паров r H2O , а также
суммарную объемную долю r п
r RO2 = V RO2 / V г; r H2O = V H2O / V г; r п = r RO2 + r H2O
Топка
r т RO 2 = 1,035 / 11,67= 0,089; r H 2 O = 2,195 / 11,67=0,188; r п = 0,089+
0,188=0,277
Первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева
r 1кп RO 2 = 1,035 / 12,155=0,085; r H 2 O = 2,195 / 12,155=0,181; r п = 0,085+
0,181=0,266
Второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева
r 2кп RO 2 = 1,035 / 12,885=0,080; r H 2 O = 2,195 / 12,885=0,17; r п = 0,080+
0,170=0,25
Водяной экономайзер
r вэ RO 2 = 1,035 / 13,89=0,075; r H 2 O = 2,195 / 13,89=0,16; r п = 0,075+
0,16=0,235
2.2.10
Теоретический объем продуктов сгорания V 0 г (м 3 /м 3):
V° г = V° RO2 + V 0 N2 + V° H2O
V°
г = 1,035 + 7,7 + 2,195 =10,93
Все
расчетные данные заносятся в таблицу 1.
Таблица 1. Объемов продуктов сгорания.
|
Наименование величины и расчетная формула |
Размерность
|
V 0 =9,7
м 3 /м 3 ; V 0 N2 =7, 7м 3 /м 3 ;
V RO2 =1,035 м 3 /м 3 ; V 0 H2O =2,195
м 3 /м 3 ; V° г =10,93 м 3 /м 3 ;
|
|||
|
Топка
|
Конвективные |
Экономайзер
|
|||
|
Коэффициент избытка воздуха за поверхностью нагрева, a ” |
|
||||
|
Средний коэффициент избытка воздуха в поверхности нагрева, a ср |
|
||||
|
Объем водяных паров V H2O =V 0 H2O +0,0161 (a ср –1) V 0 |
|||||
3
.
Построение
Н-Т диаграммы
Расчёт
энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим при действительных
коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчёт
производим для всего возможного диапазона температур после поверхностей нагрева
от 100 до 2100 0 C. Энтальпии на 1 м 3 воздуха, трехатомных
газов, азота, водяных паров (кДж/м 3 , принимаются из таблицы 3,4,
источник 1.
3.1 Определяем
энтальпию теоретического объема воздуха
Н 0 в
(кДж/м 3), для всего выбранного диапазона температур:
Н 0 в =V 0 *(Ct)
возд.
Для 100°С Н 0 в =9,7*133=1290,1
Для 200°С Н 0 в =9,7*267=2589,9
Для 300°С Н 0 в =9,7*404=3918,8
Для 400°С Н 0 в =9,7*543=5267,1
Для 500°С Н 0 в =9,7*686=6654,2
Для 600°С Н 0 в =9,7*832=8070,4
Для 700°С Н 0 в =9,7*982=9525,4
Для 800°С Н 0 в =9,7*1134=10999,8
Для 900°С Н 0 в =9,7*1285=12464,5
Для 1000°С Н 0 в =9,7*1440=13968
Для 1100°С Н 0 в =9,7*1600=15520
Для 1200°С Н 0 в =9,7*1760=17072
Для 1300°С Н 0 в =9,7*1919=18614,3
Для 1400°С Н 0 в =9,7*2083=20205,1
Для 1500°С Н 0 в =9,7*2247=21795,9
Для 1600°С Н 0 в =9,7*2411=23386,7
Для 1700°С Н 0 в =9,7*2574=24967,8
Для 1800°С Н 0 в =9,7*2738=26558,6
Для 1900°С Н 0 в =9,7*2906=28188,2
Для 2000°С Н 0 в =9,7*3074=29817,8
Для
2100°С Н 0 в =9,7*3242=31447,4
3.2
Определяем энтальпию теоретического объема продуктов сгорания
Н 0 г (кДж/м 3), для всего выбранного диапазона
температур:
Н 0 г =V RO 2 *(Ct)
RO 2
+V 0 N 2 *(Ct)
N 2 +V 0 H 2 O *(Ct)
H 2 O
Для 100°С Н 0 г =1,035*170+7,7*130+2,195*151=1508,15
Для 200°С Н 0 г =1,035*359+7,7*261+2,195*305=3050,775
Для 300°С Н 0 г =1,035*561 +7,7*393+2,195*464=4625,18
Для 400°С Н 0 г =1,035*774+7,7*528+2,195*628=6245,15
Для 500°С Н 0 г =1,035*999+7,7*666+2,195*797=7911,585
Для 600°С Н 0 г =1,035*1226+7,7*806+2,195*970=9604,25
Для 700°С Н 0 г =1,035*146+7,7*949+2,195*1151=11351,055
Для 800°С Н 0 г =1,035*1709+7,7*1096+2,195*1340=13370,4
Для 900°С Н 0 г =1,035*1957+7,7*1247+2,195*1529=15029,095
Для 1000°С Н 0 г =1,035*2209+7,7*1398+2,195*1730=16848,25
Для 1100°С Н 0 г =1,035*2465 +7,7*1550+2,195*1932=18727,04
Для 1200°С Н 0 г =1,035*2726+7,7*1701+2,195*2138=20612,02
Для 1300°С Н 0 г =1,035*2986+7,7*1856+2,195*2352=22544,4
Для 1400°С Н 0 г =1,035*3251+7,7*2016+2,195*2566=24781,28
Для 1500°С Н 0 г =1,035*3515+7,7*2171+2,195*2789=26476,6
Для 1600°С Н 0 г =1,035*3780+7,7*2331 +2,195*3010=28467,95
Для 1700°С Н 0 г =1,035*4049+7,7*2490+2,195*3238=30471,11
Для 1800°С Н 0 г =1,035*4317+7,7*2650+2,195*3469=33750,23
Для 1800°С Н 0 г =1,035*4586+7,7*2814+2,195*3700=34535,8
Для 2000°С Н 0 г =1,035*4859+7,7*2973+2,195*3939=36567,175
Для
2100°С Н 0 г =1,035*5132+7,7*3137+2,195*4175=38630,645
3.3
Определяем энтальпию избыточного количества воздуха
Н в изб (кДж/м 3), для всего выбранного
диапазона температур:
Н в изб
= (α -1) Н 0 в
Где: α- коэффициент избытка воздуха после газохода
Верх топочной камеры
Для 800°С Н в изб = (1,1-1) 10999,8=1099,98
Для 900°С Н в изб = (1,1-1) 12464,5=1246,45
Для 1000°С Н в изб = (1,1-1) 13968=1396,8
Для 1100°С Н в изб = (1,1-1) 15520=1552
Для 1200°С Н в изб = (1,1-1) 17072=1707,2
Для 1300°С Н в изб = (1,1-1) 18614,3=1861,43
Для 1400°С Н в изб = (1,1-1) 20205,1=2020,51
Для 1500°С Н в изб = (1,1-1) 21795,9=2179,59
Для 1600°С Н в изб = (1,1-1) 23386,7=2338,67
Для 1700°С Н в изб = (1,1-1) 24967,8=2496,78
Для 1800°С Н в изб. = (1,1-1) 26558,6=2655,86
Для 1900°С Н в изб = (1,1-1) 28188,2=2818,82
Для 2000°С Н в изб = (1,1-1) 29817,8=2981,78
Для 2100°С Н в изб = (1,1-1) 31447,4=3144,74
1-й конвективный пучок
Для 300°С Н в изб = (1,15-1) 3918,8=587,82
Для 400°С Н в изб = (1,15-1) 5267,1=790,065
Для 500°С Н в изб = (1,15-1) 6654,2=998,13
Для 600°С Н в изб = (1,15-1) 8070,4=1210,56
Для 700°С Н в изб = (1,15-1) 9525,4=1428,81
Для 800°С Н в изб = (1,15-1) 10999,8=1649,97
Для 900°С Н в изб = (1,15-1) 12464,5=1869,68
Для 1000°С Н в изб = (1,15-1) 13968=2095,2
2-й конвективныйпучок
Для 200°С Н в изб = (1,25-1) 2589,9=647,5
Для 300°С Н в изб = (1,25-1) 3918,8=979,7
Для 400°С Н в изб = (1,25-1) 5267,1=1316,8
Для 500°С Н в изб = (1,25-1) 6654,2=1663,6
Для 600°С Н в изб = (1,25-1) 8070,4=2017,6
Для 700°С Н в изб = (1,25-1) 9525,4=2381,35
Водяной экономайзер
Для 100°С Н в изб = (1,35-1) 1290,1=451,535
Для 200°С Н в изб = (1,35-1) 2589,9=906,465
Для 300°С Н в изб = (1,35-1) 3918,8=1371,58
Для
400°С Н в изб = (1,35-1)
5267,1=1843,485
3.4
Определяем энтальпию продуктов сгорания
Н (кДж/м 3):
Н
= Н 0 г + Н в изб + Н зл
где:
Н зл – энтальпия золы и определяется по формуле;
Н зл =(Ct)
золы (А р /100)α ун
где: А р - минеральные примеси, при газе А р =0
Верх
топочной камеры
Для 800°С Н = 16746,74+ 1552=13096,88
Для 900°С Н = 16746,74+ 1552=14662,75
Для 1100°С Н = 16746,74+ 1552=18298,74
Для 1200°С Н = 18420,57+1707,2=20127,77
Для 1300°С Н = 20133,6+ 1861,43=21995,03
Для 1400°С Н = 22151,13+ 2020,51=24171,64
Для 1500°С Н = 23617,83+ 2179,59=25797,42
Для 1600°С Н = 25382,7+ 2338,67=27721,37
Для 1700°С Н = 27152,16+ 2496,78=29648,94
Для 1800°С Н = 30194,5+ 2655,86=32850,36
Для 1900°С Н = 30743,3+ 2818,82=33562,12
Для 2000°С Н = 32529,7+ 2981,78=35511,48
Для 2100°С Н = 34351,27+ 3144,74=37496,01
1-й конвективный пучок
Для 300°С Н = 4149,58+ 587,82=4737,4
Для 400°С Н = 5601,45+ 790,065=6391,52
Для 500°С Н = 7094,66+ 998,13=8092,79
Для 600°С Н = 8610+ 1210,56=9820,56
Для 700°С Н = 10171,28+ 1428,81=11600,09
Для 800°С Н = 11996,9+ 1649,97=13646,87
Для 900°С Н = 13416,3+ 1869,68 =15285,98
Для 1000°С Н = 15075+2095,2=17170,2
2-й конвективный пучок
Для 200°С Н = 2738,15+647,5=3385,65
Для 300°С Н = 4149,58+979,7=5129,28
Для 400°С Н = 5601,45+1316,8=6918,25
Для 500°С Н = 7094,66+1663,6=8758,26
Для 600°С Н = 8610+2017,6=10627,6
Для 700°С Н = 10171,28+ 2381,35=12552,35
Водяной экономайзер
Для 100°С Н = 1353,62+ 451,535=1805,155
Для 200°С Н = 2738,15+906,465=3644,625
Для 300°С Н = 4149,58+ 1371,58=5521,16
Для
400°С Н = 5601,45+ 1843,485=7444,935
Результаты
расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в
таблицу 2.
Таблица 2. Энтальпия продуктов сгорания.
|
Поверхность нагрева |
|||||
|
Верх топочной камеры, фестон, |
|||||
|
конвективный пучок, a кп1 =1,15
|
|||||
|
конвективный пучок, aкп2=1,25
|
|||||
|
Водяной экономайзер, |
По результатам расчетов выполняем построение графика зависимости
энтальпий продуктов сгорания Н от температуры Т.
4.
Тепловой баланс котла
4.1
Определяем потерю тепла с уходящими газами
Расчет теплового баланса котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником 1.
При работе парового котла вся поступившая в него теплота расходуется на
выработку полезной теплоты, содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь
теплоты.
4.1.1 Определяем потерю теплоты с уходящими газами q 2 , %,
где: - энтальпия уходящих газов при t ух и, (кДж/м 3)
Н 0 хв. –энтальпия воздуха, поступающего в котлоагрегат (кДж/м 3)
t х.в. – температура холодного воздуха, равна 30ºС = 303 К
Q р н –низшая теплота сгорания топлива 36680 (кДж/м 3), источник 1, табл. 2.2
q 4
– потери теплоты от механического недожога, %, для газа q 4
= 0
Н 0 хв. =
39,8*V 0
где:
V 0
– теоретический объем сухого воздуха
Н 0 хв. = 39,8*9,7 = 386,06
Определяется по таблице 2, при соответствующих значениях и выбранное температуре уходящих газов t ух =155°С,
Н ух
=2816,86
4.1.2 Потери теплоты q 3 , q 4 , q 5 принять согласно источнику 1.
q 3 - потеря теплоты от химической неполноты сгорании, q 3 = 0,5 %, таблица 4.4, источник 1.
q 4 - потеря теплоты от механической неполноты горения, q 4 = 0
q 5
-потеря
теплоты от наружного охлаждения, определяется по номинальной производительности
парогенератора (кг/с), D=6,5
т/ч
по
таблице 4-1, источник 2, находим q 5 =2,4
%
4.1.3
Потери с физическим теплом шлаков q 6
% определить по формуле:
где:
-
доля золы топлива в шлаке, =1-,
-
принимается по таблице 4.1 и 4.2, источник 1.
4.1.4 Определить к.п.д. брутто.
К.П.Д
брутто можно определить по уравнению обратного баланса, если известны все
потери:
η бр = 100 – (q 2 +q 3 +q 4 +q 5 +q 6)
η бр =
100 – (6,26+0,5+2,4)=90,84
4.1.5
Определим расход топлива, (кг/с
и т/ч), подаваемого в топку котла:
где: – расход топлива подаваемого в топку парогенератора
– располагаемая теплота, 36680 (кДж/кг)
–
полезная мощность парового котла (кВт)
Q пг =Д н.п (h нп -h пв)+0,01pД н.п (h
- h пв)
Где:
Д н.п –расход выбранного насыщенного пара,
h п.в - энтальпия питательной воды, 4,19*100 =419
h нп – энтальпия насыщенного пара, h нп =2789
h – энтальпия перегретого пара, h= 826
р
– продувка парогенератора, 3,0 %
Q пг =1,8(2789-419)+0,01*3*1,8(826-
419)=4287,98
Определим расчетный расход топлива, В р
В р =В пг (1-q 4 /100),
В р =
В пг =0,129
Определяем
коэффициент сохранения теплоты:
5.
Расчет топочной камеры
Расчеты топочной камеры производятся по формулам с источника 1.
Задаем температуру продуктов сгорания на выходе из топки t ” Т =1100°С.
Для
принятой по таблице 2 определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из
топки Н ” Т =18298,74 кДж/м 3
5.1
Определим полезное тепловыделение в топке
,Q Т
(кДж/м 3).
где:
–теплота,
вносимая в топку воздухом, (кДж/м 3)
Q в =α ” Т *Н 0 хв
где: Н 0 хв – энтальпия теоретического объема воздуха, (кДж/м 3)
Н 0 хв
=386,06
Q в =1,1*386,06=424,7
5.2
Определим коэффициент тепловой эффективности экранов
,
где:
Х- угловой коэффициент, показывающий какая часть лучистого полусферического
потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и
зависящей от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом
теплообмене; значение Х определяется по рис 5,3 источник 1,
– коэффициент, учитывающий снижение тепло воспламенения экранных поверхностей нагрева, принимаем по таблице 5.1, источник 1
5.3
Определяем эффективную толщину излучающего слоя
,
s (м)
S=3,6
V T / F СТ
где: V Т – объем топочной камеры, (м 3). V Т = 11,2 источник 1, таблица 2,9.
F СТ
–поверхность стен топочной камеры, (м 2). F СТ =29,97
источник 1, таблица 2,9.
S=3,6
*11,2/ 29,97=1,35
5.4
Определим коэффициент ослабления лучей
k
,
(м*Мпа) -1
k
=k Г r п +k с
где:
r п
– суммарная объемная доля трехатомных газов,берется из таблицы 1,
k Г – коэффициент ослабления лучей трехатомных газов, (м*Мпа) -1
где: r Н2О –объемная доля водяных паров, берется из таблицы, r Н2О =0,188
Т ” Т –абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К, Т ” Т =1373
р п
- парциальное давление трехатомных газов, МПа;
р п
= r п *р
р
–давление в топочной камере котлоагрегата (для агрегатов, работающих без
наддува, принимается р = 0,1 МПа).
р п
=0,277 *0,1=0,0277
k с
– коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, (м*Мпа) -1
где:
Н р,С р – содержание углерода и водорода в рабочей массе
жидкого топлива.
k
= 8,38*0,2068+1,377 =3,11
5.5
Определяем степень черноты факела
, α ф.
Для
жидкого и газообразного топлива степень черноты факела определяется по формуле:
а ф
=mа св +(1-m)а Г
где: m- коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненого светящейся частью факела, принимаем по таблице 5,2 источник 1, m = 0,119.
а св,а Г – степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, какой обладал бы при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящемся трехатомными газами:
Определяем
степень черноты светящейся части факела, α Г
е
–основание натуральных логарифмов, е=2,718
а св =1-2,718 –(8,84*0,277+1,377)0,1*1,35
=0,41
Определяем степень черноты
светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, α Г;
α Г =1-2,718 - 8,84*0,277*0,1*1,35 = 0,28
а ф
=0,119*0,41+(1-0,119)0,28=0,296
5.6
Определяем степень черноты топки
, α Т
5.7
Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума
температуры пламени по высоте топки
.
Для газа принимаем:
5.8
Определяем среднею суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1 м 3 газа
при нормальных условиях, VС ср,
[кДж/(м 3 *К)].
где: Т а – теоретическая (адиабатная) температура горения, К, определяется по таблице 2 по значению Q Т, равному энтальпии продуктов сгорания, Н Т а =2071+273=2344
Т ” Т – температура (абсолютная) на выходе из топки, принятая по предварительной оценке, К
Н ” Т –энтальпия продуктов сгорания берется из таблицы 2 при принятой на выходе из топки температуре, кДж/кг
Н ” Т
=18298,74
Q Т – полезное тепловыделение в топке
Q Т =36921,3
5.9
Определяем действительную температуру на выходе из топки
,(°С)
по номограмме (рис. 5,7) источник 1
6. Расчет конвективных
пучков
6.1 Расчет первого
конвективного пучка
Расчет конвективных пучков производится по формулам с источника 1.
Предварительно принимаем два
значения температур после рассчитываемого газохода =
400°С и =
300 °С. Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.
6.1.1 Определяем теплоту Q 6
,кДж/кг, отданную продуктами сгорания
Q 6 = (Н i
+ Н ” + ∆α к *Н o прс)
°
С, кДж/м 3
Q Б = (Н i - Н ” + ∆α к *Н o прс)
Q 400 Б =0,974(18408,48-6391,52+0,05*386,06)=11723,3
Q 300
Б =0,974(18408,48-4737,4+0,05*386,06)=13334,4
6.1.2 Определяем расчетную температуру потока, ° С, продуктов сгорания в газоходе
° С
°
С
6.1.3
Определяем температуру напора ∆t,
°
С
∆t
= -
t к
где: t к
– температура охлаждающей среды, для парового котла принимаем равной
температуре кипения воды при давлении в котле, °
С
6.1.4
Определяем среднюю скорость ω Г, м/с, продуктов сгорания в
поверхности нагрева
°
С
6.1.5
Определить коэффициент теплоотдачи конвекцией α к, Вт/(м 2 *К),
щт продуктов сгорания к поверхности нагрева, при поперечном омывании коридорных
пучков
α к =
α н с z с s с ф
где: α к –коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме рис.6,1
источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков
с s – поправка на компоновку пучка; определяется по номограмме рис.6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков
с ф – коэффициент,
учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по
монограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков
с 400 ф =1,04
с 300 ф =1,03
α 400 к = 67*0,98*1*1,04=68,3
α 300
к = 58*0,98*1*1,03=58,5
6.1.6
Определяем степень черноты газового потока, a
, по номограмме рис. 5.6 источник 1,
Kps = k Г *r п *p*s
Kps = k Г *r п *p*s
Kps 400 = 37,1*0,266*0,1*0,177=0,175
Kps 400
= 38,9*0,266*0,1*0,177=0,183
α 400 =1-е - 0,175 =0,161
a 300
=1-е - 0,183 =0,167
6.1.7
Определяем коэффициент теплоотдачи a Л,Вт/(м 2 К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных
поверхностях нагрева
a Л
=a н *a*c Г
a –степень черноты
с Г - коэффициент, определяемый по рис. 6.4 источник 1
t з =t+∆t
∆t – при сжигании газа принимаем равной 25 °С
t з =194,1+25=219,1
с 400 Г =0,96
с 300 Г =0,94
a 400 Л =102*0,161*0,96=15,77
a 300
Л =98*0,167*0,94=15,38
6.1.8
Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи a 1 ,
Вт/(м 2 К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева
a 1 =ξ(a к +
a Л)
где:
ξ- коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия
поверхности нагрева вследствие неравномерного обмывания ее продуктами сгорания,
частично протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон,
для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1
a 400 1 =1(68,3+15,77)=84,07
a 300
1 =1(58,5+15,38)=73,88
6.1.9
Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м 2 К),
К=
a 1 *ψ
К 400 = 84,07*0,9=75,66
К 300 =73,88*0,9=66,49
6.1.10 Определяем количество
теплоты Q Т,
кДж/кг, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 кг сжигаемого топлива
где:
∆t – температурных напор,
°С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева
6.1.11 По принятым двум значениям температуры, полученным двум значениям теплоты отданной продуктами сгорания Q 400 Б =11723,3 и Q 300 Б =13334,4 производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева, (рисунок 2).
Температура
на
выходе из конвективного пучка равна 407°С.
6.2 Расчет второго
конвективного пучка
Расчет второго конвективного пучка производим по формулам из источника 1.
Предварительно
принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода Далее
весь расчет ведем для двух принятых температур.
6.2.1 Определяем теплоту Q 6
,кДж/кг, отданную продуктами сгорания
Q Б = (Н ’
+ Н ” + ∆α к *Н o прс)
где: – коэффициент сохранения теплоты
Н – энтальпия продуктов сгорания на выходе в поверхность нагрева, кДж/м 3 , определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры.
Н ” – энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м 3
∆α к – присос воздуха в поверхность нагрева
Н o прс
– энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при
температуре воздуха 30°
С, кДж/м 3
Q 300 Б =0,974(6510,6-5129,28+0,1*386,06)=1383
Q 200
Б =0,974(6510,6-3385,65+0,1*386,06)=3081
6.2.2 Определяем расчетную
температуру потока,
°
С, продуктов сгорания в газоходе
где: - температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, ° С
Температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, °
С
6.2.3
Определяем температуру напора ∆t,
°
С
∆t
=
- t к
где:
t к
– температура охлаждающей среды, для парового котла принимаем равной
температуре кипения воды при давлении в котле, °
С
6.2.4
Определяем среднюю скорость ω Г, м/с, продуктов сгорания в
поверхности нагрева
где: В р – расчетный расход топлива, кг/с
F – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м 2
V Г – объем продуктов сгорания на 1 кг жидкого топлива
Средняя расчетная температура продуктов сгорания, °
С
6.2.5 Определить коэффициент
теплоотдачи конвекцией α к, Вт/(м 2 *К), щт продуктов
сгорания к поверхности нагрева, при поперечном обмывании коридорных пучков
α к =
α н с z с s с ф
где: α к –коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме рис.6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков
с z – поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по номограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков
с s – поправка на компоновку пучка; определяется по номограмме рис.6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков
с ф – коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по монограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном омывании коридорных пучков
с 300 ф =1,11
с 200 ф =1,15
α 300 к = 118*1*1*1,11=130,98
α 200
к =112*1*1*1,15=128,8
6.2.6
Определяем степень черноты газового потока, a
, по номограмме рис. 5.6 источник 1,
Kps = k Г *r п *p*s
где: p – давление в газоходе, Мпа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1;
s
–толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м
k Г
– коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м*МПа) -1
Kps = k Г *r п *p*s
Kps 300 =38,68*0,25*0,1*0,177=0,171
Kps 200
=40,5*0,25*0,1*0,177=0,179
α 300 =1-е - 0,171 =0,157
α 200 =1-е -
0,179 =0,164
6.2.7
Определяем коэффициент теплоотдачи a Л,Вт/(м 2 К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных
поверхностях нагрева
a Л
=a н *a*c Г
где: a н – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м 2 К), определяем по номограмме рис.6.4 источник 1;
a –степень черноты
с Г - коэффициент, определяемый по рис. 6.4 источник 1
Для
определения a н
и коэффициента с Г вычисляем температуру загрязненной стенки t з, °С
t з =t+∆t
где: t – средняя температура окружающей среды, °С; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;
∆t
– при сжигании газа принимаем равной 25 °С
t з =194,1+25=219,1
с 300 Г =0,97
с 200 Г =0,95
a 300 Л =42*0,157*0,97=6,4
a 200 Л =38*0,164*0,95=5,9
6.2.8 Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи a 1 , Вт/(м 2 К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева
a 1 =ξ(a к + a Л)
где: ξ- коэффициент
использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева
вследствие неравномерного обмывания ее продуктами сгорания, частично протекания
продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон, для поперечно
омываемых пучков принимаем равным 1
a 300 1 =1(130,98+6,4)=137,38
a 200
1 =1(128,8+5,9)=134,7
6.2.9 Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м 2 К),
где:
ψ – коэффициент тепловой эффективности, определяемый по таблице 6.2,
источник 1, в зависимости вида сжигаемого топлива, принимаем равным ψ=
К 300 = 0,9*137,38=123,64
К 200
=0,9*134,7=121,23
6.2.10
Определяем количество теплоты Q Т,
кДж/кг, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 кг сжигаемого топлива
где:
∆t – температурный напор,
°С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева
6.2.11 По принятым двум значениям температуры, полученным двум значениям теплоты отданной продуктами сгорания Q 300 Б =1383 и Q 200 Б =3081 производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева, (рисунок 3).
Температура
на
выходе из конвективного пучка равна 256°С.
7.
Тепловой расчет экономайзера.
Расчеты
водяного экономайзера выполняем по формулам с источника 1.
7.1
По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты Q б,
кДж/кг, которое должно отдать продукты сгорания при температуре уходящих газов
где: Н ‘ – энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/кг
Н “ - энтальпия уходящих газов, кДж/кг
∆а эк – присос воздуха в экономайзер
Н о прс – энтальпия теоретического количества воздуха, кДж/кг
Коэффициент сохранения теплоты
0,974(4362,08-2816,86+0,1*386,06)=1542,6
7.2 Приравнивая теплоту, отданную
продуктами сгорания, теплоте воспринятой водой в водяном экономайзере,
определяем энтальпию воды h “ эк,кДж/кг, после водяного экономайзера
где: h ‘ – энтальпия воды на входе в экономайзер, кДжru
D – паропроизводительность котла, кг/с
D пр
–расход продувочной воды, кг/с
По
энтальпии воды после экономайзера определяем температуру воды после
экономайзера t “ эк, °С
где:
С – температура воды, кДж/(кг*К)
Температура воды на выходе из экономайзера на 92,1 ° С ниже температуре кипения в барабане парогенератора.
К установке принимаем чугунный экономайзер.
Определяем
температурный напор в экономайзере ∆t,
°С
∆t б = 256-125=131°С
∆t б =155-100=55°С
где: ∆t б
и ∆t м
– большая и меньшая разница температуры продуктов сгорания и температуры
нагреваемой жидкости, °С
Выбираем к установке
Чугунный
экономайзер ВТИ с длиной труб 2000 мм; площадь поверхности нагреав с газовой
стороны 2,95 м 2 ; площадь живого сечения для прохода продуктов
сгорания 0,12 м 2 .
7.3
Определяем действительную скорость
,
м/
c
продуктов
сгорания в экономайзере
где:
-
среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, °С
Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м 2
Z 1 *F тр
где: z 1 – число труб в ряду; принимаем 4 труб
F тр
– площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы, м 2
F эк
= 4*0,12=0,48
7.4
Определяем коэффициент теплопередачи
К, Вт/(м 2 *К)
где: - коэффициент тепловой эффективности, принимается по таблице 6.9 источник 1,
Коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб
18,8*1,02=19,2
7.5
Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера
Н эк, (м 2)
7.6 определяем общее число труб n , экономайзера
где:
Н ТР – площадь поверхности нагрева одной трубы, м 2
7.7 Определяем число рядов труб m , в экономайзере
8. Аэродинамический
расчет котла
Аэродинамический расчет котельной установки выполняем по формулам в соответствии с источником 1.
Аэродинамическое сопротивление на пути прохождения газов в газоходах котельной установки складывается из местных сопротивлений, зависящих от изменения сечений газоходов и их поворотов и из сопротивления, возникающего вследствие трения и вследствие сопротивления пучков труб.
Аэродинамическое
сопротивление котельной установки ∆h к.у. ,
Па, определяется по формуле:
∆h к.у =∆h т +∆h кп1 +∆h кп2 +∆h эк +∆h м.с
где: ∆h т – разряжение в топке, создаваемое дымососом, Па;
∆h кп1 – сопротивление первого конвективного пучка, Па;
∆h кп2 – сопротивление второго конвективного пучка, Па;
∆h эк – сопротивление экономайзера, Па;
∆h м.с – местные сопротивления, Па.
Разряжение в топке ∆h т, Па, принимаем равным
Определяем
сопротивление первого конвективного пучка ∆h кп1 ,
Па
Ѳ г
– средняя температура газов в первом конвективном пучке, °С
–
коэффициент сопротивления первого конвективного пучка,
где:
-
коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного
продольного и поперечного шагов труб.
где:
–
0,58*0,87*0,43=0,22
Определяем
сопротивление двух поворотов (под углом 90° и под углом 180°) в первом конвективном
пучке,
Па
где:
–
коэффициент сопротивления двух поворотов 90° и поворотом под углом 180°
Определяем
сопротивление второго конвективного пучка ∆h кп2 ,
Па
где:
ρ г – плотность дымовых газов в газоходе, кг/м 2
где: ρ о – плотность дымовых газов при 0°С, кг/м 3
Ѳ г
– средняя температура газов в втором конвективном пучке, °С
Скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с
где:
–
значения,
определяемые по номограмме,
0,36*1,32*0,4=0,2
Определяем
сопротивление двух поворотов под углом 90° после второго конвективного пучка,
Па
где:
–
коэффициент сопротивления двух поворотов 90°
Определяем
сопротивление экономайзера ∆h эк,
Па
где: n – число труб по ходу газов: n =11
ρ г
– плотность дымовых газов в экономайзере, кг/м 2
Определяем
сопротивление двух поворотов под углом 90 ,
Па
где: – коэффициент местных сопротивлений под углом 90°
Определяем
аэродинамическое сопротивление котельной установки ∆h к.у, Па
∆h к.у =448,6+30+243,28+64,64+88,88=845,4
9.
Расчет и выбор тягодутьевых устройств
9.1
Расчет и выбор дымососа
Для котлов паропроизводительностью 1 тонна и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дымососы.
Определяем
производительность дымососа Q р.д,
м 3 /ч
Q р.д =β 1 *V сек дым
где: β 1 – коэффициент запаса при выборе дымососа по производительности;
101080 – нормальное атмосферное давление, Па
Б – барометрическое давление в месте установки дымососа, Па
V сек дым
– количество дымовых газов от одного котла, м 3 /с
V сек дым =
V сек дым =
Q р.д =1,05*2,82 =2,97
Определяем
расчетный полный напор дымососа Н р, Па
Н р =
β 2 (∆h ку
-h с)
где: β 2 – коэффициент запаса по напору
Н р =1,1(845,4-164,8)=748,66
Определяем
мощность электродвигателя для привода дымососа N,
кВт
Н дым – напор, Па
–
КПД дымососа, 0,83%
По таблице источника 2 выбираем подходящий по производительности Q р.д и напору Н р дымосос, выписываем его основные характеристики:
марка дымососа ДН-9
производительность, м 3 /ч 14,65*10 3
напор, кПа 1,78
мощность,
кВт 11
9.2
Расчет и выбор вентилятора
Для котлов паропроизводительностью от 1 тонны и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дутьевые вентиляторы.
Определяем
производительность вентилятора (количество холодного воздуха забираемого
вентилятором) Q в,
м 3 /с
где: В р – расчетный расход топлива, кг/с
β 1
– коэффициент запаса, равный 1,1
Определяем полный расчетный напор
вентилятора Н р. в, Па
Н р.в =
∆h г +∆h в
где: ∆h г – сопротивление горелки, Па, принимаем ∆h г =1000 Па
∆h в
– сопротивление воздуха, Па; принимаем 10% от сопротивления горелки принимаем ∆h в
=100 Па
Н р.в =1000+100=1100
Определяем
мощность для привода вентилятора N дв, кВт
–
КПД двигателя вентилятора, 0,83%
По таблице 14.1 источник 2 выбираем подходящий по производительности Q р и напору Н р.в вентилятор; выписываем его основные характеристики:
марка вентилятора ВДН-8
производительность, м 3 /ч 10,2*10 3
напор, кПа 2,19
марка электродвигателя 4А160S6
мощность,
кВт 11
10.
Расчет и выбор дымовой трубы
Определяем
минимальную допустимую высоту трубы Н,м
где: ПДК – предельно допустимая концентрация вредного вещества, мг/м 3 .
А – коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности;
F – коэффициент, учитывающий скорость движения вредных веществ в атмосферном воздухе; принимаем по СН 369-74
∆t – разность температур продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и окружающего воздуха, К
M SO 2 -масса оксидов серы SO 2 и SO 3 ,г/с
M NO 2 -масса оксидов азота,г/с
M С O 2 -масса оксида углерода, выбрасываемой в атмосферу,г/с
M з - масса летучей золы, г/с
V- объемный расход удаляемых продуктов сгорания, м 3 /c
Z –число дымовых труб.
Определяем
выброс оксидов азота, рассчитанный по NO 2
,
(г/с)
М NO 2 =β 1 *К*В р *Q рн (1-
q н /100)(1
– β 2 r) β 3 ,
где: β 1 –безразмерный поправочный коэффициент, β 1 = 0,85 , таблица 12,3, источник 1
β 3 – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок β 3 = 1, стр. 235, источник 1
r – степень рециркуляции, r = 0 , стр. 235, ситочник1
β 2 – коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов, β 2 =0,02 ,таблица 12.4, источник 1
К- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 ГДж теплоты сожженного условного топлива, кг/ГДж, определяется в зависимости от номинальной нагрузки котлов,
D
– паропроизводительность котла, D
= 6,5
К=3,5(6,5/70)=0,325
М NO 2 =0,85*0,325*0,129*3*36,68(1-
0/100)(1 – 0,02*0) 1=3,9
Масса
оксидов углерода М СО2 ,г/с, выбрасываемая в атмосферу, определяется
как:
где: С н -коэффициент, характеризующий выход СО при сжигании топлива;
β
– поправочный коэффициент, учитывающий влияние режима горения на выход СО (при
нормативных значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки
принимается β=1)
Определяем
объемный расход продуктов сгорания через трубу от всех работающих котлов, м 3 /с
где: n – число котлов, установленных в котельной, шт, n=3
В
– расход топлива одним котлом, м 3 /с, В=0,129
Определяем
диаметр устья дымовой трубы D вых тр, м
где:
ω вых – скорость продуктов сгорания на выходе из трубы.
Принимаем равной 30 м/с, стр. 237 источник 1;
Принимаем стандартный диаметр устья дымовой трубы 1,2 м.
Для вычисления уточненной высоты дымовой трубы определяем значения коэффициентов f и v м:
Значение
коэффициента m в зависимости от параметра
𝒇:
Безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра:
При >2 n=1
Минимальную
высоту дымовой трубы во втором приближении определяют:
В соответствии со СНиП П-35-76 выбираем стандартную высоту дымовой трубы 30 метров.
Аэродинамическое сопротивление дымовой трубы определяют следующим образом.
Скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы w вых принимают равной значению, принятому в расчете минимально допустимой высоте трубы.
Определяют уменьшение температуры продуктов сгорания на 1 м трубы из за их охлаждения, °С:
Для
кирпичных и железобетонных труб.
где:
D- паропроизводительность всех
котлов, кг/с.
Температура
продуктов сгорания на выходе из трубы, °С:
t вых =t ух
- ∆t
где:
t ух –
температура уходящих газов за котлами, °С.
t вых =155-0,17*30=149,9
Диаметр
основания трубы,м:
D осн
=2Н тр i+
где:
i = 0,02-0,03 конусность
железобетонных и кирпичных труб; для стальных труб i=0;
D осн
=2*30*0,02+1,2=2,4
Средний
диаметр дымовой трубы, м:
D ср =0,5(D осн +)
D ср =0,5(2,4+1,2)=1,8
Средняя
температура дымовых газов в трубе, °С:
t ср = 0,5(t ух +t вых)
t ср
= 0,5(155+149,9)=152,45
Площадь сечения дымовой трубы, рассчитанная по среднему диаметру, м 2:
F ср =0,785(D ср) 2
F ср =0,785(1,8) 2 =2,54
Средняя
скорость газов в дымовой трубе, м/с:
Средняя
плотность дымовых газов в трубе, кг/м 3:
где:
=
1,34 кг/м 3 - плотность дымовых газов среднего состава при нормальных
физических условиях.
Потери
давления на трение в дымовой трубе, Па:
где:
значение
коэффициента трения, для кирпичных труб применяется 0,04.
Потери
давления на выходе из дымовой трубы, Па:
Суммарные
потери давления в дымовой трубе равны:
Определяем
самотягу дымовой трубы Н с, м:
Н с =9,81Н(1,2-
где: Н-высота дымовой трубы, м.
Плотность дымовых газов, кг/м 3 .
Н с =9,81*30(1,2-0,64)=164,8
11.
Охрана окружающей среды
При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, звукового давления в близ лежащих районов и минимального потребления воды из природных источников.
В настоящее время разработаны предельно допустимые концентрации (ПДК) содержания вредных элементов в атмосфере. Это необходимо для установления безвредности определённых концентраций элементов для человека, животных и растений.
Основными элементами, загрязняющими атмосферный воздух, являются СО, оксид азота, оксид серы и твёрдые частицы. Основным источником выбросов СО является автомобильный транспорт, значительное место занимают и отопительные котельные, которые вырабатывают в атмосферу СО в двадцать раз больше, чем промышленные. Источником выбросов оксидов азота в первую очередь является котельные установки, на которые приходится более половины всех технологических выбросов. До 80% выбросов оксидов серы и около 50% твёрдых частиц также приходятся на долю выбросов котельных установок. Причём для выбросов твёрдых частиц малыми котельными значительна.
Существует четыре направления борьбы с загрязнителями приземной атмосферы:
1. оптимизация процесса сжигания топлива;
2. очистка топлива от элементов, образующихся при сжигании загрязняющих веществ;
3. очистка дымовых газов от загрязняющих веществ;
4. рассеивание загрязнителей в атмосферном воздухе.
Большое влияние на снижение вредных выбросов в атмосферу оказывает обеспечение процесса горения с оптимальным количеством воздуха. При неправильном забросе топлива или проникания через не плотности обмуровки воздух проходит через слой топлива по пути наименьшего сопротивления. В результате повышается химическая неполнота сгорания топлива, что приводит к повышению концентрации СО и сажи.
Установлено, что на оксид азота влияет не производительность котла, а тепловое напряжение топочного объема, от которого, в свою очередь зависит температурный уровень в топке. Снижение выбросов оксидов азота можно обеспечить при работе котлов с 50-60% загрузкой. Зависимость оксидов азота определяется типом горелочного устройства и единичной теплопроизводительности котла. Радикальным методом для котла является замена устаревших конструкций горелок более современными.
Повышение КПД котла и снижение вредных выбросов достигается исключением цикличности в работе механизированной топки, что ликвидирует пик работы выбросов в период расгорания топлива.
Огромное значение в оздоровлении атмосферы имеет перевод малых отопительных котельных с твёрдого на жидкое, а в лучшем случае – на газообразное топливо.
На снижение выбросов влияют различные присадки к мазутам, которые получили широкое применение в энергетике, но практически не используются в промышленных и отопительных котельных, из-за отсутствия достаточного количества присадок и необходимого для их ввода оборудования. Основное действие присадок – повышение качества сжигания, снижение загрязнения и коррозии поверхностей нагрева.
Все котельные работающее на твёрдом топливе, должны быть оборудованы системой газоочистки. В качестве золоуловителей используются: блоки циклонов ЦТКИ; батарейные циклоны с коэффициентом очистки не ниже 85-92%.
Для
рассеивания вредных выбросов в атмосферном воздухе используются дымовые трубы.
Трубы обеспечивают распространение загрязняющих веществ в окружающем воздухе,
тем самым снижают их опасное воздействие в приземной зоне. Дымовые трубы не
снижают количество выбросов, а позволяют разбросать на большую площадь,
уменьшая концентрацию. Это мероприятие должно использоваться после того когда,
исчерпаны все возможные способы уменьшения выбросов загрязнителей. На
эффективность рассеивания влияют следующие факторы: состояние атмосферы,
скорость ветра, мощность выбросов их скорость и состав, высота дымовой трубы.
Необходимым условием должно быть то, что скорость выхода дымовых газов было в
два раза выше скорости ветра.
12.
Энергосберегающие мероприятия
В настоящее время перед человечеством стоит одна из важнейших проблем – проблема экономного и рационального использования топливно-энергетических ресурсов.
Для уменьшения потерь тепла в котельных агрегатах и достижения расчетных значений КПД важное значение имеет содержание в чистоте поверхностей нагрева путем своевременной их очистки от наружных и внутренних загрязнений, качественное ведение топочных процессов и поддержание оптимальных значений коэффициента избытка воздуха, соблюдение установленного водного режима, содержание в исправности обмуровки и гарнитуры и т.д. Для определения и последующего анализа тепловых потерь рекомендуется проводить регулярные балансовые испытания котлов.
Так как КПД котлов меняется в зависимости от нагрузки, то на экономичность работы котельной влияют также режим работы котлов и распределение нагрузки между ними.
На тепловой экономичности котельных сказываются потери топлива при транспортировке и хранении, потери тепла от продувок и растопок и т.д. Экономное расходование топлива в котельных связано с уменьшением потерь тепла у потребителей в первую очередь путем улучшения технического состояния отопляемых зданий и сооружений. При эксплуатации котельной необходимо постоянно контролировать расходы топлива, тепла и пара, а также нормировать удельные расходы топлива.
Нормирование расхода тепла и топлива является важным фактором в рациональном планировании и использовании энергетических ресурсов. Обоснованные нормы расхода позволяют обеспечить необходимый технико-экономический контроль за состоянием использования топлива.
Под нормой расхода понимается количество условного топлива или тепла, которое расходуется совершенно исправным устройством, эксплуатированным с соблюдением нормальных параметров в соответствии с установленным технологическим режимом.
Удельные нормы расхода тепла и топлива устанавливаются в килограммах условного топлива или в гигакалориях.
Тепловая экономичность работы котельной за отчетный период оценивается по отношению действительно израсходованного количества к фактически выработанному котельной тепла.
Экономия тепла должна обусловливаться совершенствованием технологических процессов и эксплуатационных режимов.
Получение экономии за счет несоблюдения нормальных параметров теплоносителя или нарушения утвержденной технологии недопустимо.
Отсюда следуют выводы: за котлом устанавливается экономайзер для уменьшения потери тепла с уходящими газами. Для использования теплоты непрерывной продувки паровых котлов в котельных устанавливаются расширители и теплообменники непрерывной продувки.
Основными направлениями снижения себестоимости пара являются:
А) снижение удельного расхода топлива за счет повышения КПД агрегатов и исключения потерь топлива;
Б) уменьшение расхода энергии на собственные нужды парогенераторов путем устранения вредных сопротивлений в системе пылеприготовления, пароводяного и газовоздушного трактов, а также поддержание оптимального режима работы оборудования;
В) уменьшение численности обслуживающего персонала за счет комплексной механизации и автоматизации всех процессов;
Г) уменьшение первоначальной стоимости парогенераторных установок за счет уменьшения количества агрегатов при большей их единичной мощности, изготовления агрегатов на заводе укрупненными блоками, применения сборных строительных конструкций зданий и сооружений и т.д.
Е) применение рациональных конструкций топочных устройств, систем пылеприготовления и тягодутьевых установок, что снижает тепловые потери парогенераторов и расходы электроэнергии на собственные нужды.
Ж) использование более совершенных систем золоуловителей и в дальнейшем установок для очистки продуктов сгорания от окислов серы и азота, что дает возможность уменьшить вредные выбросы атмосферу.
З) дальнейшее развитие применения систем с ЦВМ для комплексной автоматизации работы парогенераторов, что способствует повышению их надежности и экономичности работы.
При использовании первых интеллектуальных приборов учёта автоматизация позволяет, кроме того, дистанционно производить их настройку и конфигурацию с учётом измерений характеристик измеряемых энергоносителей.
Одним из главных рычагов энергосбережения является:
1. организация учёта потребляемой энергии;
2. внедрение нормирования потребляемой энергии;
3. внедрение передовых технологий и материалов для производства продукции;
5. грамотное руководство распределением нагрузки по времени суток и по времени года.
В настоящие время на энергосбережение в целом и развитие нетрадиционных источников энергии (гидроэнергетика, солнечная энергия, ветроэнергетика) направляется достаточно большой капитал.
В
Республике Беларусь функционирует три ветроэнергетические установки, две из
которых поставлены немецкой стороной, а третья сделана у нас.
Список используемых источников
1. «Котельные установки курсовое и дипломное проектирование» - Р. И. Эстеркин. Ленинград энергоатомиздат 1989.
2. «Промышленные парогенерирующие установки» - Р.И. Эстеркин. Ленинград Энергия 1980.
3. «Справочник по котельным установкам малой производительности» - К. Ф. Раддатис, А. Н. Полтарецкий.
4. «Теоретические основы теплотехники» - Ф. М. Костерев, В. И. Кушнырев. Москва, Энергия 1978.
5. «Основы проектирования котельных установок» - Ю. Л. Гусев. Москва 1973.
БРЯНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Факультет энергетики и электроники
Кафедра «Промышленная теплоэнергетика»
Курсовая работапо дисциплине
«Котельные установки промышленных предприятий»
«Тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата ДЕ-6,5-14ГМ и выбор тягодутьевых устройств»
БГТУ.140100.Б3.14.КР.12.1441.ПЗ.070
Выполнил:
студент гр. 12-ТиТ
Лабутин И.Г.
« » 2015г.
Преподаватель:
к.т.н., доц. Анисин А.К.
« » 2015г.
Брянск 2015
Содержится поверочный расчет котельного агрегата ДЕ-6,5-14ГМ на номинальном режиме работы, предназначенного для выработки насыщенного пара. Расчет произведен на производительность 6,5 тон пара в час.
Включены тепловой и аэродинамический расчеты котельного агрегата.
Выполнен подбор тягодутьевых устройств, а так же, в качестве дополнительного задания, произведен поиск путей интенсификации теплообмена.
Введение 5
Техническое описание котла ДЕ-6,5-14ГМ 6
1.Тепловой расчет котельного агрегата 10
1.1.Топливо, состав и количество продуктов сгорания, их энтальпия 10
I.3.Тепловой расчет топки 20
I.4.Расчет первого газохода 26
1.5.Расчет второго газохода 31
I.5.Расчёт водяного экономайзера 37
2.Аэродинамический расчёт котельной установки 41
2.1.Сопротивление газоходов 41
2.2. Дополнительные исходные данные 45
2.3.Расчет дымовой трубы 48
2.4.Расчет сопротивления воздушного тракта 49
3.Выбор тягодутьевых устройств 52
3.1.Расчет и выбор дымососа 52
3.2.Выбор дутьевого вентилятора 53
4. Дополнительное задание 55
Заключение 71
Список литературы 72
ВведениеОбъект исследования данной курсовой работы - газомазутный вертикально-водотрубный паровой котел ДЕ-6,5-14ГМ.
Целью курсовой работы является выполнение поверочного расчета котельного агрегата ДЕ-6,5-14ГМ на номинальном режиме работы.
Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач:
Составить тепловой баланс котельного агрегата для определения расчетного часового расхода топлива на установку.
Выполнить тепловой расчет котельной установки для нахождения температуры горения топлива, температур дымовых газов на выходе из топки и за конвективным пучком, а так же подбора экономайзера.
Выполнить аэродинамический расчет котельного агрегата для определения сопротивлений газового тракта и двух газоходов.
По результатам расчета дымовой трубы и сопротивления воздушного тракта подобрать дымосос и дутьевой вентилятор соответственно.
Техническое описание котла де-6,5-14гмГазомазутный вертикально-водотрубный паровой котел типа ДЕ-6,5-14-ГМ предназначен для выработки насыщенного или слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Топочная камера котла размещается сбоку от конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах.
Основными составными частями котла являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру.
Диаметр верхнего и нижнего барабана 1000 мм, а расстояние между ними 2750 мм. Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днище каждого из них имеются лазовые затворы. Изготавливаются барабаны для котлов с рабочим абсолютным давлением 1,4 МПа из стали 16ГС и имеют толщину стенки 13 мм.
В водяном пространстве верхнего барабана находится питательная труба, в паровом объеме – сепарационные устройства (рис.1). В нижнем барабане размещается устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды, а так же труба непрерывной продувки (рис.1).
Конвективный пучок отделен от топочной камеры газоплотной перегородкой, в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок (рис.3). Перегородка выполнена из вплотную поставленных с шагом 55 мм и сваренных между собой труб мм. Конвективный пучок образован коридорно расположенными вертикальными трубамимм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана 90 мм, поперечный шаг 110 мм.
Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективном пучке котла устанавливается продольная перегородка (рис.3).
Дымовые газы проходят по всему сечению пучка и выходят через переднюю стенку в газовый короб, который размещен над топочной камерой, и по нему проходят к расположенному сзади котла экономайзеру.
В качестве первичных сепарационных устройств используются установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств применяются горизонтальный жалюзийный сепаратор и дырчатый лист.
Поставляется котел блоком, включающим верхний и нижний барабаны с внутрибарабанными устройствами, трубную систему экранов и конвективного пучка, опорную раму и обвязочный каркас.
Плотное экранирование боковых стен, потолка и пода топочной камеры позволяют на котлах применить легкую изоляцию в два – три слоя изоляционных плит общей толщиной 100 мм, укладываемую на слой шамотобетона по сетке толщиной 15 – 20 мм. Обмуровка фронтовой и задней стен выполняется по типу облегченной обмуровки котлов ДКВр, а именно, шамотобетон толщиной 65 мм и изоляционных плит общей толщиной 100 мм.
Обмуровка задней стены состоит из слоя шамотного кирпича толщиной 65 мм и нескольких слоев изоляционных плит толщиной 200 мм.
В качестве хвостовых поверхностей нагрева котлов применяются проверенные длительным опытом эксплуатации стандартные чугунные экономайзеры из труб ВТИ.
Схема арматуры котла ДЕ-6,5-14ГМ представлена на рисунке 18.
Рис.1. Продольный разрез ДЕ-6,5-14ГМ
Рис.2. Поперечный разрез ДЕ-6,5-14ГМ
Рис.3. Котел ДЕ-6,5-14ГМ. План
Рис.4. Общий вид котла ДЕ-6,5-14ГМ
Оформить заказ
Заказать
НАЗНАЧЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ
Котлы ДЕ - двухбарабанные, вертикально-водотрубные предназначены для выработки насыщенного или слабоперегретого пара, используемого на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Основные технические характеристики котла ДЕ-6,5-14ГМО приведены в таблице.
Цена
3 600 000 руб.
| Паропроизводительность, т/ч | 6.5 |
| Рабочее давление (избыточное) пара на выходе, МПа (кг/см?) | 1,3 (13) | Температура перегретого пара на выходе, ?С | 194 |
| Температура питательной воды, ?С | 100 | Расчетный КПД (газ), % | 92 |
| Расчетный КПД (мазут), % | 89 | Расход расчетного топлива (газ), м?/ч | 466 |
| Расход расчетного топлива (мазут), м?/ч | 443 | Общая поверхность нагрева котла, м? | 91 |
| Поверхность нагрева пароперегревателя | - | Водяной объем котла, м? | 5,6 |
| Паровой объем котла, м? | 1,2 | Запас воды в водоуказательном стекле по макс. уровню, мин | 5,1 |
| Общее количество труб конвективного пучка, шт | 230 | Габариты транспортабельного блока, ДхШхВ, мм | 4280х2920х4028 |
| Габариты компоновки, ДхШхВ, мм | 4800х4050х5050 | Длина котла (с лестницами и площадками), мм | 5048 |
| Ширина котла, мм | 4300 | Высота котла, мм | 5050 |
| Масса транспортабельного блока котла, кг | 13080 | Масса котла в объеме заводской поставки, кг | 13910 |
| Базовая комплектация в сборе | Блок котла в обшивке и изоляции, лестницы, площадки, горелка ГМ-4,5 | Дополнительная комплектация: |
| Экономайзер | БВЭС-II-2 | Экономайзер | ЭБ2-142 |
| Вентилятор | ВДН-9-1000 | Дымосос | ДН-11,2-1000 |
| Ящик №1 | Арматура для котла ДЕ-6,5-14ГМО | Ящик №2 | Приборы безопасности для котла ДЕ-6,5-14ГМО |
ОПИСАНИЕ ИЗДЕЛИЯ
Топочная камера котлов размещается сбоку от конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Ширина топочной камеры по осям боковых экранных труб одинакова для всех котлов - 1790 мм. Глубина топочной камеры: 1930 - 6960 мм. Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру.
Трубы газоплотной перегородки и правого бокового экрана, образующего также под и потолок топочной камеры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана привариваются к верхнему и нижнему коллекторам Ф 159х6 мм. Трубы фронтового экрана котла ДЕ-6,5-14ГМО привариваются к коллекторам Ф 159х6 мм.
Во всех типоразмерах котлов ДЕ диаметр верхнего и нижнего барабанов 1000 мм. Расстояние между осями барабанов 2750 мм (максимально возможное по условиям транспортировки блока по железной дороге). Длина цилиндрической части барабанов котла производительностью
6,5 т/ч - 3000 мм. Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днище каждого из них имеются лазовые затворы. Изготовляются барабаны для котлов с рабочим абсолютным давлением 1,4 и 2,4 МПа (14 и 24 кгс/см 2) из стального листа по ГОСТ 5520-79 из стали марок 16ГС и 09Г2С ГОСТ 19281-89 и имеют толщину стенки, соответственно 13 и 22 мм.
В водяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба и труба для ввода фосфатов, в паровом объеме - сепарационные устройства. В нижнем барабане размещается устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды, у котлов производительностью 6,5 т/ч - труба непрерывной продувки.
Котлы паропроизводительностью 6,5 т/ч выполнены с одноступенчатой схемой испарения.
Конвективный пучок отделен от топочной камеры газоплотной перегородкой, в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Перегородка выполнена из вплотную поставленных с шагом 5 = 55 мм и сваренных между собой труб Ф 51х2,5 мм. При вводе в барабаны и трубы они разводятся в два ряда. Места разводки уплотняются металлическими проставками и шамотобетоном. Конвективный пучок образован коридорно расположенными вертикальными трубами Ф 51 х 2,5 мм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана 90 мм, поперечный шаг 110 мм (за исключением среднего, равного 120 мм).
Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективных пучках котлов производительностью 4,0; 6,5; 10 т/ч устанавливаются продольные ступенчатые перегородки, а также изменяется ширина пучка (890 мм у котлов производительностью 4 и 6,5 т/ч и 1000 мм у котлов производительностью 10 т/ч). Дымовые газы проходят по всему сечению конвективного пучка и выходят через переднюю стенку в газовый короб, который размещен над топочной камерой, и по нему проходят к расположенному сзади котла экономайзеру.
Все типоразмеры котлов имеют одинаковую циркуляционную схему. Контуры боковых экранов и конвективного пучка всех типоразмеров котлов замкнуты непосредственно на барабаны; контуры заднего экрана всех котлов и фронтового экрана котлов производительностью 4; 6,5 и 10 т/ч соединяются с барабаном через промежуточные коллекторы: нижний - раздающий (горизонтальный) и верхний - собирающий (наклонный). Концы промежуточных коллекторов со стороны противоположной барабанам объединены необогреваемой рециркуляционной трубой Ф 76 х 3,5 мм.
В качестве первичных сепарационных устройств первой ступени испарения используются установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств первой ступени котла ДЕ-6,5-14ГМО применяется горизонтальный жалюзийный сепаратор и дырчатый лист. Сепарационными устройствами второй ступени испарения являются продольные щиты, обеспечивающие движение пароводяной смеси сначала на торец, а затем вдоль барабана к поперечной перегородке, разделяющей отсеки. Отсеки ступенчатого испарения сообщаются между собой по пару через окно над поперечной перегородкой, а по воде — через подпиточную трубу Ф 89 - 108 мм, расположенную в водяном объеме.
Пароперегреватель котлов производительностью 4,0; 6,5 и 10 т/ч выполнен змеевиковым из труб Ф 32 x 3 мм.
Плотное экранирование боковых стен (относительный шаг труб а=1,08), потолка и пода топочной камеры позволяют на котлах применить легкую изоляцию в два - три слоя изоляционных плит общей толщиной 100 мм, укладываемую на слой шамотобетона по сетке толщиной 15-20 мм. Обмуровка фронтовой и задней стен выполняется по типу облегченной обмуровки котлов ДКВР (шамотобетон) толщиной 65 мм и изоляционных плит общей толщиной 100 мм - для котлов ДЕ-6.5-14ГМО.
Обмуровка задней стены состоит из слоя шамотного кирпича толщиной 65 мм и нескольких слоев изоляционных плит толщиной 200 мм; общая толщина обмуровки составляет 265 мм. Для уменьшения присосов в газовый тракт котла снаружи изоляция покрывается металлической листовой обшивкой толщиной 2 мм, которая приварена к обвязочному каркасу. Раскроенные листы обшивки поставляются заводом пакетами. Применение натрубной обмуровки при плотном шаге труб позволяет улучшить динамические характеристики котлов и значительно уменьшить потери тепла в окружающую среду, а также потери при пусках и остановах.
В качестве хвостовых поверхностей нагрева котлов применяются проверенные длительным опытом эксплуатации стандартные чугунные экономайзеры ЭБ.
Котлы оборудованы стационарными обдувочными аппаратами, расположенными с левой стороны котла. Для обдувки котлов используется насыщенный или перегретый пар с давлением не менее 0,7 МПа (7 кгс/см 2).
Все котлы имеют опорную раму, на которую передается масса элементов котла, работающих под давлением, масса котловой воды, а также масса обвязочного каркаса, натрубной обмуровки и обшивки. Неподвижными опорами котлов являются передние опоры нижнего барабана. Средняя и задние опоры нижнего барабана - подвижные и имеют овальные отверстия для болтов, которыми крепятся к опорной раме на период транспортировки.
Каждый котел Е (ДЕ) снабжен двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным. На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливаются на верхнем барабане котла и любой из них может быть выбран как контрольный, на котлах с пароперегревателем контрольным клапаном является клапан выходного коллектора перегревателя.
Номинальная паропроизводительность и параметры пара, соответствующие ГОСТ 3619-89,
обеспечиваются при температуре питательной воды 100°С при сжигании топлив: природного газа с удельной теплотой сгорания 29300 - 36000 кДж/кг (7000 - 8600 ккал/м 3) и мазута марок 40 и 100 по ГОСТ 10588-75.
Диапазон регулирования от 20 до 100% от номинальной паропроизводительности. Допускается кратковременная работа с нагрузкой 110% от номинальной паропроизводительности. Поддержание температуры перегрева у котлов с пароперегревателями обеспечивается в диапазоне нагрузок 70-100%
Котлы ДЕ-6,5-14ГМО могут работать в диапазоне давлений 0,7-1,4 МПа (7-14 кгс/см 2). С уменьшением рабочего давления КПД котла не уменьшается.
В котельных, предназначенных для производства насыщенного пара без предъявления жестких требований к его качеству, паропроизводительность котлов типа ДЕ при пониженном до 0,7 МПа (7 кгс/см 2) давлений может быть принята такой же, как и при давлении 1,4 МПа (14 кгс/см 2).
Для котлов типа Е (ДЕ) пропускная способность предохранительных клапанов соответствует номинальной производительности котла при абсолютном давлении не ниже 0,8 МПа (8 кгс/см 2). В случае, если соединенное с котлом теплоиспользующее оборудование имеет предельное рабочее давление меньше указанных выше величин, для защиты этого оборудования следует установить на нем дополнительные предохранительные клапаны. При работе на пониженном давлении предохранительные клапаны на котле и дополнительные предохранительные клапаны, устанавливаемые на оборудовании, должны быть отрегулированы на фактическое рабочее давление.
С понижением давления в котлах до 0,7 МПа (7 кгс/см 2) изменений в комплектации котлов экономайзерами производить не требуется, так как в этом случае недогрев воды в питательных экономайзерах до температуры насыщения пара в котле составляет более 20° С, что удовлетворяет требованиям правил Ростехнадзора.
Поставляются котлы в собранном виде одним транспортабельным блоком, включающим в себя верхний и нижний барабаны с внутрибарабанными устройствами, трубную систему экранов и конвективного пучка (в случае необходимости пароперегреватель), опорную раму, обвязочный каркас, обшивку, изоляцию, горелку.
Введение
Газоснабжение – это сложный комплекс технических устройств по добыче естественного или производству искусственного горючего газа, хранению, передаче и распределению его для использования в качестве химического сырья и топлива промышленными, сельскохозяйственными и бытовыми потребителями.
С учетом наличия в зарубежном историческом сообществе устоявшихся методологических подходов к периодизации истории газовой промышленности целесообразно и в нашем случае обратиться к рассмотрению периода, связанного с получением и использованием искусственного газа в дореволюционной России. И тогда становится более понятной внутренняя логика исторического развития отечественной газовой промышленности, исходные посылки, механизмы и конкретный ход ее технологической трансформации, а также фактический вклад отрасли в формирование промышленного потенциала страны в XIX веке.
В настоящее время в фондах Российского государственного исторического архива Санкт-Петербурга находится любопытный документ от 24 октября (12 по старому стилю) 1811 г., свидетельствующий о создании "термолампа", первой отечественной установки для получения искусственного газа, сконструированной талантливым изобретателем Петром Соболевским (1781-1841).
Это изобретение попало в поле зрения газеты "Северная почта", которая в двух номерах, N 96 от 2 декабря 1811 г. и N 97 от 6 декабря 1811 г., опубликовала статью "О пользе термолампа, устроенного в Санкт-Петербурге гг. Соболевским и Геррером", где уже в начале об аппарате сообщено следующее: "Многие любители наук, любопытствовавшие несколько раз видеть сии опыты, удостоверились, что свет, сожиганием водотворного газа производимый, весьма ясен, не издает чувствительного запаха и не производит дыму, следовательно, не имеет копоти... Польза сего изобретения... и выгоды, оным доставляемые, суть столь обширны и многоразличны, что даже при самом точнейшем исследовании кажутся они почти невероятными, и поэтому само изобретение можно сделать одним из важнейших открытий".
В 1812 г. были намечены конкретные меры по внедрению газового освещения в российской столице.
По имеющимся сведениям, данный проект был рассмотрен и утвержден лично императором Александром I, однако его реализации помешало вторжение 24 (12) июня 1812 г. войск Наполеона в Россию и начавшаяся Отечественная война 1812 г.
Надо отметить, что П.Г. Соболевский не остановился на достигнутом, и вскоре была изготовлена новая, более совершенная установка "термолампа". Его устройство состояло из чугунной печи, выложенной внутри огнеупорным кирпичом. Внизу находилась топка с чугунными колосниками, а вверху - для материалов перегонки чугунные реторты – большие полые сосуды, которые наполняли углем и нагревали в печи. Продукт перегонки (светильный газ) из реторт поступал в медный холодильник и змеевик, омываемый водой. После очистки газ шел в газометр - деревянный сосуд с наружным железным кожухом, а затем по трубам направлялся к потребителю. "Термоламп" работал на продуктах сухой перегонки дерева, мог быть использован как для отопления, так и для освещения. Изобретение имело три печи и четыре газометра.
Вскоре газовое освещение по системе П.Г. Соболевского было устроено в помещениях Главного штаба на Дворцовой площади и домашнем театре генерал-губернатора Михаила Милорадовича.
В литературе приводятся сведения, что в 50-х годах XIX века в Москве функционировало несколько небольших установок, которые производили искусственный газ для последующей его реализации в специальных баллонах.
В отечественной литературе приводятся следующие данные: к концу 1868 г. в Российской империи действовало 310 газовых заводов, четыре из них находились в столице, на берегах Невы.
В России газ первоначально использовался для освещения городов, его получили из каменного угля на газовых заводах. Первый завод был построен в Петербурге в 1835 году, каменный уголь для него привозили из-за границы. В Москве газовый завод был построен в 1865 году. Газ, получаемый на газовых заводах, получил название “светильный“.
В начале ХХ веке, после того как для освещения стали использовать керосин, газ начинают применять для отопления и приготовления пищи. В 1913 году производство искусственного газа в России составило всего лишь 17 млн.м 3 .
В 1915 году в Москве было газифицировано 3000 квартир, а в Петербурге -10 000 квартир. До революции в России по существу не было газовой промышленности в её современном понимании.
Развитие газовой промышленности и газоснабжения населенных пунктов и пред- приятий на базе природных газов в СССР началось в 40-е годы, когда были открыты богатые месторождения на Волге, в Коми АССР. В 1946 году в эксплуатацию был сдан первый крупный магистральный газопровод “Саратов - Москва“ : протяженность 740 км, диаметр 300 мм, пропускная способность 1,4 млн.м 3 газа в сутки.
В настоящее время страны СНГ занимают первое место в мире по запасам и добыче газа. Разведанные запасы составляют 54 триллионов м 3 , потенциальные – порядка 120 триллионов м 3 . Имеется 800 месторождений, причем в 17 крупнейших из них содержится 65% промышленных запасов. Более богатые месторождения на севере Тюменской области, в Туркмении, Восточной Сибири, в Республике Коми.
В настоящее время на долю России приходится 80% запасов. В республиках Средней Азии – 15%.
О масштабах и темпах развития газовой промышленности в СССР позволяют судить следующие цифры:
Добыча природного газа, млн м 3
1946 год -1,3
1958 год – 28,8
1980 год – 43,5
1990 год – 810
Протяженность магистральных газопроводов, км,
1946 год – 740
1980 год - 133 000
в настоящее время ≈ 250 000
В быту газом пользуются более 200 миллионов человек.
Наиболее крупные магистральные газопроводы проложены от месторождения Тюменской области (Уренгойское, Ямальское, Ямбургское) в центральные районы страны и к западным границам СНГ: “Ямбург – западная граница“, “ Уренгой – Помары - Ужгород “ (протяженность 4,5 тысяч км, диаметром 1420 мм, пропускная способность 32 млрд. м 3 в год, давление 7,5 Мпа).
Значительный рост добычи газа значительно изменил топливный баланс страны. Если в 1950 году удельный вес газового топлива в общем топливом балансе занимал 2,3%, то в конце 1995 года – 43%. Структура потребления газа такова: 60% - промышленность; 13% - коммунально-бытовые нужды; 24% - электростанции; 1,5% - сельское хозяйство; остальное транспорт и строительство.
Наиболее эффективно использование газа в химической, стекольной и металлургической промышленности. С помощью газа выплавляется 93% стали и чугуна, 50% листового и трубного проката, производится 95% минеральных удобрений, 65% цемента.
Многим богата Беларусь, но только не природными ресурсами. Наша страна не страдает от катастрофической нехватки энергии только потому, что подпитывается энергией с Востока: по кровеносным сосудам ее ТЭКа текут в основном российские энергоносители. В целом зависимость РБ от российских энергетических поставок зашкаливает за 90%. Особенно велик в топливном балансе республики удельный вес природного газа (более 50%).полноценной замены ему нет, и в обозримом будущем не предвидится.
Еще не так давно это топливо считалось недорогим, и поэтому на его потребление была переориентирована вся экономика. Сегодня, когда деньги за тепло и свет улетучиваются быстрее ветра, ситуация коренным образом изменилась. Ничего уже не обходится дешево, а “ импортный“ природный газ – тем более. При этом потребности областей белорусской экономики постоянно возрастают.
Наглядный пример – отечественная энергетика: около 80% белорусских ТЭЦ иГРЭС работают исключительно на газе. Но даже сохранение нынешнего уровня его поставок (не говоря уже о работе) все больше обостряет старые проблемы и порождает новые. В первую очередь – финансовые.
Газовому комплексу Беларуси более 40 лет. Первым потребителям Минска природный газ был подан в 1960 году.
С начала газификации Республики Беларусь в 1958 году Правительством БССР был создан центральный орган государственного управления развития газификации республики – Главное управление по газификации при Совете Министров БССР (Главгаз БССР), куда на правах юридических лиц вошли областные и г. Минска газовые хозяйства.
В 1978 году Главгаз БССР был преобразован в Государственный комитет по газификации при Совете Министров БССР (Госкомгаз БССР) с теми же административными и имущественными функциями.
В 1988 году Госкомгаз БССР и Министерство топливной промышленности БССР решением Правительства БССР были объединены и преобразованы в Государственный комитет по топливу и газификации (Госкомтопгаз БССР) с вхождением в его состав находящихся в ведении указанных органов государственного управления организаций, обладающих правом юридического лица.
Постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 13 апреля 1992 года № 204, а также решением трудовых коллективов организаций Госкомтопгаза БССР был организован Белорусский концерн по топливу и газификации (концерн «Белтопгаз), который осуществлял свою деятельность на основании учредительных документов по административному, имущественному и хозяйственному управлению всех входящих в его состав государственных организаций. Согласно Указу Президента Республики Беларусь от 24 сентября 2001 года № 516 концерн «Белтопгаз» подчинён Министерству энергетики Республики Беларусь, которое утвердило его устав в новой редакции. В настоящее время концерн «Белтопгаз» преобразован в Государственное производственное объединение по топливу и газификации «Белтопгаз».
Успешное функционирование и развитие производственных сил, а также повышение жизненного уровня населения Беларуси в значительной степени зависит от состояния топливно-энергетического комплекса. Именно поэтому особую актуальность и значимость приобретает надежное и эффективное энергоснабжение всех отраслей экономики, обеспечивающих производство конкурентоспособной продукции и достижение высоких стандартов уровня и качества жизни населения при сохранении экологически безопасной сред