10716

недорогое жидкое топливо в котельных установках. Мазут имеет высокую вязкость, твердые включения. Кроме того, при хранении мазута существенно повышается влагосодержание. Все это негативно сказывается на качестве сжигания мазута, приводит к снижению КПД котельной и перерасходу топлива. К тому же существенно возрастает загрязнение воздушного бассейна по сравнению с использованием природного газа.

Теоретический анализ процесса приготовления и использования топливных эмульсий (на примере водомазутной эмульсии) показал явные преимущества данной инновационной технологии.

Водомазутная эмульсия - это принципиально новый вид синтетического жидкого топлива, отличающийся от мазута, как физикохимическими свойствами, так и особенностями выгорания и теплообмена.

Вода в ВМЭ – это уже не балласт, а своеобразный катализатор, улучшающий и ускоряющий процесс сжигания топлива. Стабильность ВМЭ обеспечивается рядом факторов, в частности наличием в мазуте асфальтенов (представляют собой поверхностно-активные вещества, являющиеся природными эмульгаторами) и нефтяных смол [2].

Способ приготовления водомазутной эмульсии основан на кавитационной переработке смеси мазута и воды в диспергаторе. В результате получается мелкодисперсная, устойчивая к хранению водомазутной эмульсии (ВМЭ), размер частиц воды в которой не превышает 3-5 микрон.

На рис.1 представлен процесс получения ВМЭ в проточной части диспергатора.

Рис. 1. Процесс получения ВМЭ в проточной части диспергатора

При сжигании ВМЭ за счет так называемого вторичного распыления (микровзрыва) капель эмульсии процессы горения в топочной камере существенно ускоряются. При этом не наблюдается срывов горения, пульсации и расслоения эмульгированного топлива.

270

Как известно, основными условиями достижения высокого КПД котла являются: минимально возможные потери теплоты с уходящими газами (q2) а также отсутствие потерь теплоты от химической неполноты

сгорания (q3).

Устойчивое интенсивное горение ВМЭ, протекающее в более коротком факеле (рис.2), характеризуется высокой полнотой сгорания топлива при минимальных избытках воздуха, что способствует не только снижению потерь теплоты с химическим недожогом, но и потерь теплоты с уходящими газами. Ввиду сокращения потерь теплоты КПД котла повышается в целом на 3-5 %.

Рис. 2. Факел сгорания топлива: а) мазут; б) ВМЭ

Экономическую и экологическую эффективность использования водомазутной эмульсии рассмотрим на примере ВМЭ в паровой котельной промышленного предприятия с 4-мя котлами ДЕ-16-14, где в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного - сернистый мазут (в течение трех зимних месяцев).

Оптимальная концентрация воды в ВМЭ (по условиям наибольшей экономичности) составляет 10-11%. Таким образом, существенно возрастет парциальное давление водяных паров в продуктах сгорания и точка росы водяных паров.

Для эффективного использования теплоты (явной и скрытой) дымовых газов, полученных при сжигании ВМЭ и имеющих скрытую теплоту существенно выше, чем при сжигании мазута, предложено использовать конденсационный теплообменник контактного типа [3].

271

- Мазут сернистый М100 - Водомазутная эмульсия

Рис. 4. Сравнительные характеристики выбросов вредных веществ при использовании ВМЭ: а) выброс СО, NO2; в) выброс бенз(а)пирена

Анализ графиков показывает, что существенно снижается выброс оксида углерода (СО), диоксида азота, и бенз(а)пирена.

Принципиально возможно использование сточных вод для образования водомазутной эмульсии, что приведет и к снижению загрязнения водного бассейна.

Таким образом, внедрение предложенных технологий сжигания мазута в котельных способствует повышению энергетической и экологической безопасности процессов сжигания органического топлива.

Литература

1.Энергетическая стратегия России до 2035 г. (протокол заседания Правительства Российской Федерации от 30 октября 2013г. №38)

2.Иванов, В.М. О механизме горения дисперсных топливных систем

/В.М. Иванов, И.В. Радовицкий, В.А. Ценев. – М.: Химия и технология топлив и масел, 1985. – с.18-20.

3.Лебедева Е.А., Гордеев А.В., Любимов А.Ю. Пути снижения теплового и химического загрязнения воздушного бассейна стационарными топливосжигающими установками //Экология урбанизированных территорий, №2. - 2006.- с. 62-64.

273

Веселов А.И., Сантимер Д.Л., Лебедева Е.А.

ФГБОУ ВО «Нижегородский государственный архитектурностроительный университет»

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ

Модернизация и технологическое обновление энергетического сектора России способствует повышению энергоэффективности котельных установок, создает условия для повышения КПД и снижения расхода органического топлива.

Производство энергии с использованием когенерационных технологий имеет существенные преимущества по сравнению с раздельным производством тепловой и электрической энергии (рис.1).

Рис.1.Эффективность раздельной и совместной генерации тепловой и электрической энергии

Использование когенерационных технологий на базе паровых и водогрейных котельных установок превращает котельную в мини-ТЭЦ, позволяет существенно повысить степень надежности теплогенерирующих установок и получить более дешевую электроэнергию.

Оптимальный выбор схемы реконструкции котельных в мини-ТЭЦ зависит от типа котельной. Исследования показывают, что для паровых котельных предпочтительно применение паровой турбины, для водогрейных котельных большой мощности – газовых турбин. Общий вид парового и газового турбогенераторов представлен на рис.2 и рис.3.

Существенным преимуществом реконструкции паровых котельных в мини-ТЭЦ является тот факт, что паровая турбина, включенная в тепловую схему паровой котельной параллельно редукционной установке (см рис. 4),

274

позволяет получать электроэнергию в несколько раз дешевле покупной за счет использования энергии пара, сбрасываемой ранее в атмосферу. Коэффициент полезного действия (КПД) автономного источника энергоснабжения достигает 95%.

Рассмотрим эффективность установки парового турбогенератора в паровой котельной с 4 котлами ДЕ-25-14-225. Расчет тепловой схемы котельной показал, что для эффективной работы электропотребляющего оборудования необходима электрическая мощность 1 128 кВт.

С целью выбора турбогенератора проведены исследования двух типов паровых турбин: конденсационной и противодавленческой. Установлено преимущество паровой турбины с противодавлением, так как отработанный в этой турбине пар можно использовать для нагрева сетевой воды в блоке сетевых подогревателей.

Для создания расчетной электрической нагрузки выбран турбоагрегат ТГ 1,25А/0,4 Р13/2,5 (характеристику турбоагрегата см. в табл.1)

Таблица 1. Характеристики турбоагрегата ТГ 1,25А/0,4 Р13/2,5

275

Схема когенерационной установки в паровой котельной представлена на рис.4.

Расчет экономической эффективности когенерационной технологии показал, что установка турбогенератора для покрытия потребности электроэнергии на собственные нужды котельной не превышает 2-х лет.

Рис. 4. Схема установки паровой турбины: 1 - паровой котел; 2 - паровая турбина; 3 - генератор; 4 - редукционная установка; 5 - сетевой

теплообменник

Рассмотрим когенерационную технологию в водогрейной котельной с 3мя котлами КВ-ГМ-20. Исследования показали, что для покрытия электрической нагрузки на собственные нужды котельной наиболее целесообразна установка газотурбинного электрогенератора.

Газотурбинная установка (ГТУ) - силовая установка, состоящая из газовой турбины и механизмов, обеспечивающих ее работу. Принцип работы газовой турбины состоит в следующем: газ, нагнетаемый в камеру сгорания компрессором, смешивается с воздухом, формируя топливную смесь, и поджигается. Образующиеся продукты горения с высокой температурой, проходя через несколько рядов лопаток, установленных на валу турбины, приводят к вращению турбины. Механическая энергия вала передается через (понижающий) редуктор электрическому генератору.

Расчет тепловой схемы водогрейной котельной показал, что для эффективной работы электропотребляющего оборудования необходима электрическая мощность 432,6 кВт. Для выработки расчетной электрической нагрузки в качестве двигателя принята газовая микротурбина Capstone C600 c электрической мощностью 600 кВт.

Схема газотурбинной установки с утилизацией теплоты продуктов сгорания в рекуператоре для нагрева воздуха на горение представлена на рис. 5. Расход природного газа на газотурбинную установку составляет

189,4 м3 /ч. Воздух на горение нагревается продуктами сгорания, уходящими из турбины, в рекуператоре 6 и подается в камеру сгорания 5.

276

Термодинамическим расчетом идеального и реального циклов газотурбинной установки Capstone C600 установлено, что температура выхода из рекуператора - 260 ºС.

Рис.5. Схема газотурбинной установки с утилизацией теплоты уходящих газов: 1- входной воздушный фильтр; 2 - генератор; 3 – компрессор; 4 – турбина; 5 – камера сгорания; 6 – рекуператор

Для повышения эффективности использования природного газа предусмотрен к установке дополнительно котел-утилизатор КУВИв – 250.610.1250 (см. рис.6). Расчетом экономической эффективности выявлено, что срок окупаемости электрогенерирующей установки составляет 2,6 года.

Рис. 6. Общий вид котла-утилизатора КУВИв – 250.610.1250

Таким образом, перевод котельных в режим мини-ТЭЦ позволяет не только обеспечить бесперебойное снабжение технологического процесса электроэнергией, но и повысить энергоэффективность установки в целом за счет использования теплоты уходящих газов (газовая турбина) и отработанного пара (паровая турбина).

277

Федотов А.А.

ФГБОУ ВО «Нижегородский государственный архитектурностроительный университет»

ВЛИЯНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО УГЛА НАКЛОНА НА КОЛИЧЕСТВО СОЛНЕЧНОЙ ИНСОЛЯЦИИ, ПОЛУЧАЕМОЙ ПРИЕМНИКОМ СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИИ

Вданной статье, основываясь на геометрических соотношениях, описывающих положение плоскости, определенным образом ориентированной относительно Земли в какой-либо момент времени, и прямого солнечного излучения (рис. 1), описана методика расчета оптимального угла наклона приемника солнечной энергии.

Вкачестве примера выполнен расчет приемника солнечной энергии

вг. Севастополе, установленного на кровле пожарного депо.

Рис. 1. Геометрические углы и связи Солнца с Землей

Угол падения солнечного излучения () является одним из основных параметров, необходимых для расчета любой солнечной системы [1].

Этап 1. Определяем угол падения прямой солнечной радиации на горизонтальную поверхность в г. Севастополе (широта – 44,5° с.ш., долгота – 33,5° в.д.) в 12.00 ч., 21 июня и 21 декабря.

1. Соотношение между углом падения прямого солнечного излучения и другими углами можно записать в следующем виде:

278

3. Учитывая, что , формула (1) примет следующий вид: а) 21 июня:

б) 21 декабря:

4. Угол падения прямой солнечной радиации на горизонтальную поверхность для 21 июня и 21 декабря, град.:

;

.

Рис. 2. Взаимосвязь углов, необходимых для расчета

3. Пользуясь результатами, полученными на 1 этапе, и учитывая, что для горизонтальной поверхности угол падения равен зенитному углу, определяем угол падения для г. Севастополя:

а) 21 июня, используя взаимосвязанные углы:

б) 21 декабря, используя взаимосвязанные углы:

4. Сравнивая формулы, полученные из п.3 можно сделать вывод, что:

279