Eficiencia operativa de la sala de calderas. Aumento de la eficiencia de las calderas E. K. Safonova, profesor asociado, D. L. Bezborodov, asociado, A. V. Studennikov, estudiante de maestría. descripción general del trabajo

Departamento de Ingeniería de Energía Térmica Industrial

Ensayo
“Aumentar la eficiencia de las calderas y salas de calderas”

Completado por: Bondareva P.M.
Aceptado por: V.I.Dozhdikov

Lípetsk 2011
Contenido
Introducción

Auditoría energética de la sala de calderas…………………………………………...3
Monitorear la temperatura de los gases de escape y el exceso de aire en ellos. 9
Elaboración de mapas de régimen……………………………………………….12
Regulación altamente eficiente……………………………………14
Uso de emisores secundarios………………………………..18
Instalación de un quemador de ranura inferior modernizado en el embudo frío de la caldera (para calderas PTVM-100 y PTVM-50 ……………………20
Tecnologías integradas para aumentar la eficiencia de las salas de calderas de servicios públicos………………………………………………………….22
Bibliografía…………………………………………………………...28

Introducción
A la cuestión del ahorro de combustible y recursos energéticos se le concede gran importancia en todos los sectores de la economía nacional y especialmente en el sector energético, la principal industria consumidora de combustible. En cada estación y sala de calderas se están desarrollando medidas organizativas y técnicas para mejorar los procesos tecnológicos, modernizar los equipos y mejorar la calificación del personal.
A continuación consideraremos algunas formas de aumentar la eficiencia de la unidad de caldera y de la sala de calderas en su conjunto.

Auditoría energética de la sala de calderas.

Indicadores de rendimiento reales de los equipos de la sala de calderas.
Comparación de los indicadores de rendimiento de las salas de calderas existentes con valores estandarizados.
Identificación y análisis de los motivos de la discrepancia entre los valores reales de eficiencia de la sala de calderas y los estandarizados.
Formas de lograr un funcionamiento energéticamente eficiente de una sala de calderas.

recopilación y documentación de información - determinación de las principales características del objeto de investigación: información sobre el equipo de la sala de calderas, dinámica del consumo de energía, información sobre los consumidores de calor, etc. También se determinan los volúmenes y puntos de medición del calor y la electricidad;
encuesta instrumental: completa la información que falta sobre las características cuantitativas y cualitativas del consumo de energía y le permite evaluar la eficiencia energética actual de la sala de calderas;
examen y procesamiento de resultados y su análisis: mediciones utilizando unidades de medición existentes o, en su defecto, dispositivos portátiles especializados;
desarrollo de recomendaciones para medidas de ahorro de energía y preparación de un informe.

Analizador de productos de combustión
Cámara termográfica (imagen térmica)
Medidor de temperatura digital
Termómetro infrarrojo sin contacto
Analizador de redes trifásico
Medidor de flujo de líquido ultrasónico
Medidor de espesor ultrasónico

Medidas de ahorro energético en salas de calderas de agua caliente alimentadas por gas

Realice una RNI con regularidad.
Durante el período de interpuesta en servicio, realizar periódicamente pruebas y análisis acelerados de los gases de combustión para comprobar el cumplimiento de los mapas de régimen.
El suministro de calor debe realizarse de acuerdo con los horarios de temperatura.
Reducir la potencia de las bombas de la red como consecuencia del ajuste de la red.
Reducir las pérdidas por defectos de aislamiento.
Reemplazo de equipos por otros más económicos.
Eliminación de esquemas de atajos y recortes de horarios mediante la mejora del esquema de suministro de calor.
Luchando contra las fugas.
Contabilidad y análisis de todo.
Conversión de calderas de vapor al modo calentamiento de agua.
Aplicación del variador de frecuencia.
El uso de quemadores que funcionen con una baja proporción de exceso de aire.
Entrada de aire soplado desde la sala de calderas.
Eliminación de succión en calderas que funcionan con vacío en el horno.
Instalación de un economizador o intercambiador de calor.
Aplicación de desaireación del agua.
Aumento de la temperatura del agua de alimentación.
Limpieza de superficies calefactoras por ambos lados.

aumentar la eficiencia energética de las calderas cuando
uso de calderas de baja temperatura y condensación;
Uso de nuevos principios de combustión de combustible en salas de calderas.
unidades;
aumentar la confiabilidad de las calderas;
uso de dispositivos quemadores modernos;
automatización de unidades de calderas;
automatización de la distribución de refrigerante entre cargas;
tratamiento químico del agua del refrigerante;
aislamiento térmico de tuberías;
instalación de economizadores en chimeneas;
control de circuito sensible al clima;
Modernas calderas tubulares de gas.

2. Controlar la temperatura de los gases de escape y el exceso de aire en ellos.

Elaboración de mapas de régimen.

Regulación altamente eficiente

como un manuscrito

AUMENTAR LA EFICIENCIA DE LOS MOTORES DE VAPOR

CASAS DE CALDERAS AL UTILIZAR UNIDADES DE COGENERACIÓN CON MOTOR DE TORNILLO

Especialidad 14.05.04- Ingeniería Térmica Industrial

tesis para un título académico

candidato de ciencias técnicas

Krasnodar-2006

El trabajo se llevó a cabo en la Universidad Tecnológica Estatal de Kuban.

Supervisor científico: Dr. Tech. ciencias, profesor

Opositores oficiales:

Dr. Tec. ciencias, profesor

Dr. Tec. ciencias, profesor

Organización líder:

Centro de Ingeniería Energética", Krasnodar

Secretario científico del consejo de tesis.

Doctor. tecnología. Ciencias, Profesor Asociado

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL TRABAJO

Relevancia del trabajo. . Los cambios que se han producido en la economía rusa nos obligan a mirar de nuevo los problemas de la energía a pequeña escala. Según diversas estimaciones, entre el 50 y el 70% del territorio de Rusia, donde viven más de 20 millones de personas, no cuenta con un suministro centralizado de energía y electricidad. En este vasto territorio, el sustento de la población se obtiene principalmente mediante energía a pequeña escala: suministro de electricidad (desde centrales eléctricas diésel autónomas), suministro de calor (desde plantas de calderas locales que funcionan con combustibles sólidos, líquidos y, con menos frecuencia, gaseosos).

El análisis de los modos de funcionamiento y el estado técnico de las fuentes de energía térmica existentes indica su baja eficiencia energética y confiabilidad. Esto último lo confirman los casos cada vez más frecuentes de paradas de emergencia de las salas de calderas provocadas por una pérdida de suministro eléctrico, por ejemplo, por rotura de líneas eléctricas. Como resultado de tales accidentes, se detiene la circulación del refrigerante, lo que en condiciones de baja temperatura puede provocar la descongelación de las tuberías y de todo el sistema en su conjunto.

En este sentido, es muy relevante la cuestión de organizar la producción de energía eléctrica en las salas de calderas de vapor para cubrir sus propias necesidades y para su distribución a terceros consumidores. En la mayoría de las salas de calderas municipales e industriales se instalan calderas de los tipos DKVR, DE, KE, etc., que producen vapor con una presión de 1,3 MPa. Además, los consumidores lo utilizan, por regla general, a una presión de 0,3 a 0,4 MPa. La reducción de presión se lleva a cabo en dispositivos reductores mediante estrangulación, perdiendo entre 40 y 50 kWh de energía por cada tonelada de vapor. La diferencia de presión especificada se puede utilizar para producir energía eléctrica en una instalación de generación de energía autónoma que consta de una máquina de vapor y un generador eléctrico.

Esto no solo reducirá significativamente el costo del calor generado, sino que también garantizará un suministro de energía confiable a la sala de calderas.

Objetivo de la obra. El objetivo del trabajo es aumentar la eficiencia operativa de las salas de calderas de vapor mediante el uso de la presión diferencial libre del vapor para generar energía eléctrica en una planta de cogeneración con motor de tornillo.

Para lograr este objetivo se deben resolver las siguientes tareas:

Desarrollar un modelo matemático de un motor de tornillo y realizar un estudio computacional de sus modos de funcionamiento;

Verificar experimentalmente el rendimiento del motor y la adecuación del modelo matemático desarrollado;

Optimizar las características de un motor de tornillo para sus condiciones de funcionamiento según el programa térmico en salas de calderas de vapor;

Desarrollar una metodología de cálculo y selección de los parámetros geométricos del motor y modos de funcionamiento de la planta de cogeneración en función de la potencia térmica variable de la sala de calderas para obtener la máxima producción anual posible de energía eléctrica.

Novedad científica.

En el trabajo de tesis se obtuvieron nuevos resultados científicos:

Se ha desarrollado un modelo matemático de un motor de tornillo que funciona con varios fluidos de trabajo, incluido vapor de agua;

Se realizó una verificación experimental de la adecuación del modelo matemático de un expansor de tornillo;

Se obtuvieron las características de funcionamiento de un motor de tornillo cuando funciona con vapor de agua;

Se propone una metodología para seleccionar los parámetros geométricos del motor y sus modos de funcionamiento de acuerdo con la potencia térmica variable de la sala de calderas para obtener la máxima producción anual de energía eléctrica.

Métodos y medios para realizar investigaciones. .

Para resolver los problemas planteados en el trabajo de tesis se utilizaron métodos generalmente aceptados de cálculos termodinámicos de procesos con masa variable del fluido de trabajo. En el desarrollo de la metodología de cálculo se utilizaron métodos de análisis matemático, paquetes de aplicación (Excel, Mathcad), así como ecuaciones de aproximación para el área utilizada del diagrama h-s de vapor de agua. Las pruebas experimentales del modelo matemático se llevaron a cabo en el complejo generador eléctrico DGU-250.

Se presentan las siguientes disposiciones principales para la defensa. :

Modelo matemático de un motor de tornillo que funciona con varios fluidos de trabajo, incluido vapor de agua;

Resultados de la investigación computacional y experimental de un motor de tornillo;

Resultados de la optimización de las características geométricas y operativas de un motor de tornillo;

Metodología para seleccionar los parámetros geométricos del motor y sus modos de funcionamiento de acuerdo con la potencia de calefacción variable de la sala de calderas para obtener la máxima generación eléctrica anual;

Significado práctico.

La introducción de plantas de cogeneración con motor de tornillo en las salas de calderas de vapor es una medida de ahorro energético, ya que eliminará las pérdidas energéticas al reducir el vapor.

Rechazar la electricidad comprada reducirá significativamente el costo del calor generado, aumentará la confiabilidad del suministro de energía a la fuente y también reducirá el daño ambiental por las emisiones a la atmósfera.

Las recomendaciones desarrolladas sobre la base de un análisis de los modos de funcionamiento conjunto de los sistemas de suministro de calor y una máquina de vapor permiten hacer una elección racional de los parámetros geométricos y el rendimiento de un motor de tornillo, así como su modo de funcionamiento, dependiendo de la magnitud. y naturaleza de la carga térmica conectada. Los métodos propuestos permiten determinar la cantidad de generación eléctrica anual, la rentabilidad, la eficiencia económica y el período de recuperación de esta instalación.

Implementación de resultados .

Los resultados de los estudios computacionales y experimentales realizados utilizando la metodología desarrollada forman la base para actualizar la documentación técnica de la unidad expansor-generadora con el fin de ponerla en producción.

Está previsto instalar en una de las salas de calderas de vapor el modelo industrial piloto fabricado y probado del motor helicoidal como parte de la planta de cogeneración DGU-250.

La metodología para seleccionar los parámetros geométricos y el rendimiento del motor para maximizar la cobertura del programa de carga térmica anual de la sala de calderas se ha transferido para su uso en el diseño de complejos expansor-generador.

Aprobación del trabajo .

Los resultados de la investigación presentados en el trabajo de tesis fueron informados y discutidos en el Seminario Científico y Técnico Internacional "Ahorro de energía y energías renovables - 2005" (Sochi), la V Conferencia Científica y Técnica Internacional "Aumento de la eficiencia de la producción de electricidad" (Novocherkassk, 2005), conferencia científica y técnica internacional “Energía del siglo XXI” (Crimea, 2005), seminario científico y técnico de la empresa “Central Térmica de Krasnodar” de JSC “Kubanenergo” (Krasnodar, 2005), reunión de la departamento “Ingeniería térmica industrial y centrales térmicas” de la Universidad Técnica Estatal de Kuban (Krasnodar, 2006), la cuarta conferencia científica del sur de Rusia. “Tecnologías e instalaciones que ahorran energía y recursos”.

Publicaciones . A partir de los resultados de la investigación realizada se publicaron 9 trabajos.

Estructura y alcance de la tesis.

La disertación consta de una introducción, cuatro capítulos, una conclusión y una lista de referencias. La obra se presenta en 118 páginas, incluidas 36 figuras y 5 tablas. La lista de literatura usada incluye 117 títulos.

en la introducción La relevancia del trabajo está justificada. Se observa la presencia de pérdidas de energía en las salas de calderas al reducir los flujos de vapor, y se indica la falta de fiabilidad de las fuentes de calor en caso de accidentes en los sistemas de suministro de energía, que provocan el cese del suministro de calor. Se formulan las metas y objetivos del estudio.

primer capitulo El trabajo de tesis está dedicado a una revisión de la literatura nacional y extranjera en el campo del aumento de la eficiencia de las fuentes de calor al organizar la producción de energía eléctrica en ellas, es decir, al reconstruir salas de calderas en mini-CHP.

Se revisan y analizan los métodos conocidos para organizar la producción combinada de energía térmica y eléctrica en las salas de calderas existentes, incluido el uso de unidades de turbina de gas (GTU), motores de combustión interna y unidades de turbina de vapor (STU). Se señalan las ventajas y desventajas de cada una de estas soluciones técnicas.

Está fundamentada la viabilidad de utilizar motores helicoidales en el campo de la energía eléctrica de complejos de cogeneración de hasta 500 kW.

Se analiza la experiencia nacional y extranjera en el uso de máquinas de expansión de tornillos en diversas industrias.

Teniendo en cuenta lo anterior se formularon los objetivos de la investigación.

En el segundo capitulo Se muestra que para implementar el funcionamiento conjunto de la sala de calderas, el complejo generador eléctrico y el sistema de suministro de calor, es necesario poder predecir con suficiente grado de precisión las características del motor de tornillo y los parámetros de el fluido de trabajo durante el proceso de expansión.

Para resolver este problema, en este capítulo se desarrolla un modelo matemático del proceso operativo del expansor. Los principales aspectos que complicaron fueron la variabilidad de la masa de vapor que se expande en la cavidad de trabajo, la fuga de vapor de las cavidades de alta presión a las cavidades con presiones más bajas, así como la ocurrencia del proceso en la región de vapor húmedo cerca de la curva límite. .

El modelo matemático de un motor de tornillo se basa en la ecuación de la primera ley de la termodinámica en la forma

dQsub=d(Gh)-Vdp=hdG+Gdh-Vdp, (1)

donde dG es el cambio de carga de masa en la cavidad;

dh – cambio en la entalpía específica del vapor en la cavidad durante la rotación

rotor impulsor por el ángulo dφ.

El calor suministrado a la cavidad dQin se compone algebraicamente de la eliminación de calor a través de las paredes de la carcasa del BRM hacia el entorno dQext, el suministro de calor con vapor que fluye hacia la cavidad i desde las cavidades traseras dGi-4, dGi-1, así como la eliminación de calor. con fugas en las cavidades delanteras dGi+1,dGi+4,dGi+5.

dQin = dQext + dGi-4*hi-4+dGi-1*hi-1-(dGi+1+dGi+4+dGi+5)*hola, (2)

Según otros investigadores, la disipación de calor al ambiente dQext asciende hasta el 0,5% de la potencia del VRM y no puede tenerse en cuenta.

Teniendo en cuenta (1), el cambio de presión en la cavidad cuando se gira el tornillo de accionamiento en un ángulo dφ será:

La integración de la ecuación 3 solo se puede realizar mediante métodos numéricos debido a la falta de relaciones analíticas entre las cantidades incluidas en ella.

Cambio de presión en la cavidad de vapor cuando el rotor impulsor gira en un ángulo en diferencias finitas

El cambio resultante en la masa de vapor en la cavidad;

El incremento de entalpía en la cavidad, que es

el valor resultante de tres componentes:

Aumento de volumen durante la expansión isentrópica de a

Cambio en la masa de vapor debido a fugas y fugas.

De la mezcla con el vapor que fluye hacia la cavidad.

Con base en la ecuación (4), se desarrollaron programas para calcular el proceso de trabajo de VRM con vapor seco, sobrecalentado y húmedo.

Para calcular el proceso de funcionamiento de un motor que utiliza vapor húmedo, hemos desarrollado una descripción matemática del diagrama hS en el área de los procesos estudiados en forma de un conjunto de ecuaciones aproximadas.

Una de las principales características del funcionamiento de un motor de tornillo es la eficiencia adiabática, que se puede representar como producto de coeficientes parciales.

, (5)

donde son, respectivamente, los coeficientes que tienen en cuenta las pérdidas por fugas, las desviaciones del régimen respecto al de diseño y las pérdidas hidráulicas.

El artículo propone ecuaciones para calcular estos indicadores.

Flujo de fluido de trabajo a través del VRM

. (6) Alimentación VRM interna . (7)

La potencia eléctrica en los terminales del generador se determina teniendo en cuenta las pérdidas mecánicas en el motor, caja de cambios y generador.

Los materiales obtenidos en los cálculos mediante el método propuesto permiten predecir el desempeño de instalaciones expansoras-generadoras con VRM y optimizar sus parámetros geométricos para maximizar la cobertura de la carga térmica de una determinada fuente de calor, así como realizar desempeños técnicos y económicos. cálculos para evaluar la eficacia de las soluciones técnicas propuestas.

En el tercer capitulo Se brinda una descripción del diseño y esquema de una muestra industrial piloto de la unidad expansor-generador DGU-250 con motor de tornillo, así como los resultados de un estudio computacional y experimental de su funcionamiento en aire comprimido y una comparación. Se dan las características experimentales con datos calculados.

La unidad de cogeneración DGU-250 consta de un motor de tornillo, una caja de cambios, un generador eléctrico y un panel de control. El stand en el que se probó la instalación está equipado con instrumentos para medir y registrar temperaturas, presiones, caudal del fluido de trabajo, así como la velocidad de rotación de los rotores de la máquina de expansión de tornillo.

Al probar el VRM en aire comprimido en las condiciones de la planta del fabricante, se confirmó la operatividad del complejo y de todos los sistemas y se obtuvieron dependencias experimentales.

Utilizando el modelo matemático desarrollado del VRM, se obtuvieron mediante cálculo las mismas dependencias.

Los resultados de una comparación de indicadores experimentales y calculados (la discrepancia no supera el 7%) nos permiten concluir que el modelo matemático propuesto es suficientemente adecuado.

Además, en las condiciones de funcionamiento del VRM en las salas de calderas de vapor incluidas en el sistema de suministro de calor, el factor principal que determina el modo de funcionamiento del complejo es la carga térmica cambiante de la fuente de calor y, como consecuencia, el cambio en la Presión de vapor de entrada Pin. Esto requirió considerar la influencia de Рвх yn en los principales indicadores de la instalación Fig (1,2,3)

Una ventaja importante de VRM sobre otros tipos de máquinas de expansión es el efecto positivo de la presencia de una fase líquida en el flujo de gas en expansión sobre el rendimiento del motor.

Cuando se trabaja con vapor de agua, el condensado no solo se puede formar en la cavidad de trabajo cuando la presión disminuye, sino que también puede ingresar a la máquina junto con el vapor. Como resultado, bajo la influencia de las fuerzas centrífugas, aparece una película de condensado en la superficie del orificio de la carcasa y en las superficies laterales de los dientes, cuyo espesor, dependiendo de la cantidad de condensado, puede ser comparable al tamaño. de los espacios en la máquina. Rellenar los espacios con una película líquida reduce significativamente las fugas entre las cavidades, lo que aumenta significativamente la eficiencia del tornillo.

Figura 1 - Dependencia del consumo de vapor de la velocidad de rotación del rotor principal en varios valores de Pvx.

Figura 2 - Dependencia de la potencia del grupo electrógeno diesel de la velocidad de rotación del husillo y varios valores de Pvx.

motor. Los cálculos utilizando el programa desarrollado mostraron que cuando el tamaño de los espacios se reduce 2 veces, la eficiencia de la máquina aumenta en un 8%.

Capítulo cuatro se dedica a considerar las condiciones para el funcionamiento conjunto más eficaz de VRM y sistemas de suministro de calor bajo una carga de calor variable de los consumidores. La figura 4 muestra un diagrama esquemático de la inclusión de un complejo generador eléctrico en el circuito térmico de una sala de calderas. La cobertura de la parte máxima de la curva térmica se proporciona a través del regulador de presión 5.

Figura 4 - Diagrama esquemático de una sala de calderas de vapor con VRM

1 - caldera de vapor, 2 - desaireador, 3 - máquina de expansión, 4 - generador, 5 - válvula reductora de presión, 6 - regulador de presión, 7 - calentador de red, 8 - bomba de alimentación, 9 - bomba de red, 10 - consumidor.

Durante el funcionamiento del complejo, la tarea no sólo es garantizar el flujo de vapor a través del VRM correspondiente a la carga térmica cambiante, sino también obtener la máxima generación anual de electricidad posible.

La producción de calor del VRM (por este indicador entenderemos condicionalmente la cantidad de calor transferido por el flujo de vapor que sale del VRM a la instalación de calefacción de la red) se expresa mediante la conocida ecuación

De la ecuación (9) se deduce que la regulación de la salida térmica del VRM de acuerdo con la carga térmica cambiante es posible de dos maneras:

· cambiar el flujo de vapor a través del VRM, lo que se puede realizar regulando la velocidad del rotor y Рвх;

· regulación de la presión final, lo que provoca un cambio de la entalpía al final de la expansión isentrópica y, en consecuencia, del valor.

También hay que tener en cuenta que cuando ambos , y oscilan se produce un cambio, principalmente por la aparición de pérdidas por la discrepancia entre los grados de reducción de presión interna y externa, lo que se tiene en cuenta para la eficiencia operativa del motor. .

Este capítulo analiza las posibilidades de regular el flujo de vapor a través del VRM cambiando la velocidad del rotor, así como mediante la presión del vapor en la entrada y salida de la máquina.

Se ha establecido que las mayores posibilidades de cambio

El flujo de vapor se logra regulando la velocidad del rotor; sin embargo, cuando se opera en paralelo con el sistema de suministro de energía, no es posible utilizar esta opción de control.

La determinación de la dependencia del rendimiento térmico del BRM de la presión antes y después de la máquina de expansión mostró que un cambio en Pin conduce a un cambio casi lineal en el flujo de vapor a través del motor, y variar la presión de salida P2 tiene un efecto extremadamente insignificante. (2-3%) sobre el valor de Q. En consecuencia, la regulación del rendimiento térmico del BRM de acuerdo con la carga de calor cambiante de la sala de calderas es prácticamente posible solo debido al cambio de presión del vapor en la entrada al máquina.

En este caso, el límite superior de la capacidad de calefacción está determinado por el valor máximo de la presión del vapor que ingresa a la máquina. Cuando la presión de entrada disminuye, el caudal másico de vapor y, en consecuencia, la capacidad de calentamiento y la potencia del VRM disminuyen en consecuencia.

Se propone determinar la capacidad mínima de calefacción del VRM a partir de la condición de igualdad de la potencia eléctrica Ne generada por el generador eléctrico con el valor de las necesidades propias de la sala de calderas Nсн. Evidentemente, si la energía generada no cubre las necesidades propias de la fuente, el uso de una planta de cogeneración deja de tener sentido.

Para garantizar el uso de la planta de cogeneración durante todo el año, también es necesario cumplir esta condición.

Se puede obtener una expansión significativa del rango de regulación del rendimiento térmico de la máquina cambiando el grado geométrico de expansión del motor, donde Vнр es el volumen de la cavidad de vapor en el momento en que comienza la expansión.

Es posible aumentar el rendimiento térmico del VRM reduciendo el grado geométrico de expansión, ya que esto aumenta el flujo de vapor a través de la máquina. Esto aumentará significativamente la cobertura de la carga térmica con el vapor expulsado en el VRM. Al mismo tiempo, aumenta la producción total anual de electricidad. Dado que es un parámetro de diseño, su valor se puede especificar al diseñar la ventana de entrada de la máquina, en función del rendimiento térmico requerido del VRM para una sala de calderas determinada.

En la Fig. 5, la curva superior muestra la generación de electricidad anual, por ejemplo, para la unidad en estudio en varios valores. El valor máximo de Eg se alcanza en = 2,15 y asciende a 1,98 millones de kWh, de los cuales 1,36 millones de kWh para el período de calefacción y 0,62 millones de kWh para la temporada de verano.

El análisis de los gráficos estacionales anteriores muestra que para cubrir la carga de verano de suministro de agua caliente es recomendable tener valores grandes de , ya que en este caso se aprovechará al máximo la energía potencial del vapor que ingresa al VRM. La generación total de electricidad durante la temporada de verano aumenta con .

Figura 5 - Generación de electricidad para calefacción.

y períodos de verano de funcionamiento de la sala de calderas.

Durante la temporada de calefacción, debido a la necesidad de cubrir la creciente carga de calor, es aconsejable disponer de una máquina con valores bajos. En este caso, la producción de electricidad durante la temporada de calefacción aumenta debido a un aumento en el flujo de vapor a través de la máquina ya que aumenta el volumen de la cavidad llena.

Teniendo en cuenta lo anterior, se propone, en base al programa anual de carga de calor, al diseñar una máquina para una sala de calderas específica, prever la posibilidad de reemplazar la ventana de entrada al cambiar de la temporada de calefacción a la de verano y viceversa. viceversa. Las dimensiones de la ventana de entrada determinan de forma única el volumen de la cavidad al inicio de la expansión y, por tanto, el flujo de vapor a través de la máquina.

Los cálculos han demostrado que para la geometría de hélice adoptada, el valor óptimo para el período estival es 3,5; Al mismo tiempo, la generación de electricidad por temporada es de 854 mil kW * h. El valor óptimo para el período invernal es 1,2; Al mismo tiempo, la generación de electricidad para la temporada es de 1.545 mil kWh. La generación eléctrica total anual en esta opción es de 2.400 mil kW*h, 420 mil kW*h (21,2%) superior a la óptima durante todo el año sin sustituir la ventana de admisión.

Los patrones encontrados en el proceso de experimentos y cálculos indican la posibilidad de utilizar el cambio en la contrapresión detrás del VRM para aumentar la potencia eléctrica y la producción anual de electricidad del complejo, cubriendo incondicionalmente la parte base del gráfico térmico.

Para implementar esta propuesta, basta con instalar un regulador de contrapresión detrás del VRM, que funcione según un programa vinculado a la temperatura de calentamiento requerida del agua de la red de acuerdo con el programa de temperatura del sistema de calefacción. En particular, en verano, la presión del vapor detrás del VRM P2 se puede reducir al máximo, lo que permitirá aumentar la potencia del motor durante todo el período y, por tanto, aumentar la generación de electricidad.

La parte final del capítulo presenta los campos calculados de cargas térmicas cubiertas por motores de tornillo de las bases 6.ª (d=250 mm) y 7.ª (d=315 mm). Se describe la metodología para seleccionar los parámetros de diseño del VRM para una sala de calderas específica. Se dan recomendaciones encaminadas a obtener la máxima generación eléctrica anual.

Una evaluación técnica y económica de la implementación del DGU-250 en una de las salas de calderas mostró que la generación de electricidad anual es de 2.400 mil kWh y el período de recuperación no supera los 1,8 años.

PRINCIPALES RESULTADOS Y CONCLUSIONES

1. Se ha realizado un análisis de soluciones técnicas conocidas para la organización de la generación combinada de energía térmica y eléctrica en salas de calderas. Se ha establecido que en condiciones de carga térmica cambiante, el funcionamiento de las unidades según el cronograma térmico se asocia a un deterioro significativo de su eficiencia.

2. Se ha propuesto un modelo matemático del VRM, a partir del cual se ha desarrollado una metodología para calcular el proceso de trabajo del vapor de agua, teniendo en cuenta la variabilidad de la masa, el fenómeno de condensación en las cavidades de trabajo y la presencia de una fase líquida en el flujo.

3. Se ajustaron los sistemas de la muestra del expansor principal.

Se obtuvieron las características experimentales del grupo electrógeno y del VRM, confirmando su desempeño y la adecuación del modelo matemático desarrollado de la máquina.

4. Se realizó un estudio computacional del funcionamiento del VRM sobre vapor de agua. Se ha establecido que la eficiencia del motor está en el rango de 0,65 a 0,75 y varía ligeramente en un amplio rango de velocidades del rotor y presión de vapor inicial, lo que indica la posibilidad de funcionamiento eficiente del grupo electrógeno diesel con fluctuaciones significativas en la carga térmica. .

5. Se ha demostrado que llenar los huecos de una máquina con humedad condensada conduce a un aumento notable de su eficiencia al reducir la cantidad de fugas.

6. Se realizó un análisis del funcionamiento conjunto del grupo electrógeno diesel con el sistema de suministro de calor en condiciones de carga térmica cambiante. Se analizan las posibilidades de regular el modo de funcionamiento del VRM.

7. Se ha desarrollado una metodología para optimizar la producción anual de electricidad en función del consumo de calor para salas de calderas con diferentes valores y ratios de cargas de invierno y verano.

8. Se dan recomendaciones para seleccionar el tamaño estándar y los parámetros geométricos del VRM con el fin de obtener la máxima generación de electricidad anual. Se muestra que casi todo el rango de cargas térmicas de 4 a 75 GJ/h cuando se utilizan los métodos de control propuestos está cubierto por dos tamaños estándar de VRM (6.ª y 7.ª base).

9. Los resultados del estudio permitirán plantear la cuestión de la introducción generalizada de instalaciones de este tipo en las salas de calderas de vapor industriales y de calefacción.

1. Instalación de Repin para salas de calderas de vapor // Materiales de la V conferencia internacional - Novocherkassk, 2005. - S. 31-34.

2. Investigación Repin de una planta de cogeneración para salas de calderas de vapor // Ahorro de energía y tratamiento de agua No. 2, 2006.-P.71-72.

3. Reactivar la producción de electricidad y frío en centrales de turbinas de gas. // Materiales de la cuarta conferencia científica del sur de Rusia. “Tecnologías e instalaciones que ahorran energía y recursos”. Krasnodar. 2005.-S. 27-30.

4. Sobre la cuestión del aumento de la fiabilidad del suministro de energía a las salas de calderas de vapor // Materiales de la cuarta conferencia científica del sur de Rusia. “Tecnologías e instalaciones que ahorran energía y recursos”. Krasnodar. 2005. - págs. 27-30.

5. Repinar el uso de energía a presión de gas natural en pequeñas estaciones de distribución de gas / Ahorro energético. N° 3, 2004.- págs. 70-72.

6. Cálculo de Repin del proceso de trabajo de una máquina de vapor de tornillo // Actas de la V conferencia internacional. Novocherkassk, 2005. - págs. 28-31.

7. , Complejo Repin para sala de calderas de vapor // Materiales del Seminario Científico y Técnico Internacional. Sochi, 2005

8. Repin el suministro de energía a una sala de calderas mediante un ciclo con un fluido de trabajo de bajo punto de ebullición // Actas de la conferencia internacional "Problemas de la energía", Crimea, 2004

9. , Repin, resultados de un estudio computacional de un complejo generador de electricidad para una sala de calderas de vapor // Materiales del Seminario Científico y Técnico Internacional. Sochi, 2005

La proporción de salas de calderas en el suministro de calor de todos los consumidores de calor en nuestro país es de aproximadamente el 45%. En el futuro, la proporción de salas de calderas seguirá aumentando.

Esta situación surgió debido a un aumento en el rendimiento técnico de las plantas de calderas y, como consecuencia, un aumento en el límite económicamente viable para el uso del suministro combinado de calor. El suministro de calor industrial se caracteriza por una demanda muy importante de vapor: representa alrededor del 50% de la demanda total de calor de las empresas industriales.

En el futuro aumentará significativamente el número de potentes salas de calderas con una capacidad de más de 58 MW (50 Gcal/h). Sin embargo, las pequeñas salas de calderas seguirán teniendo una proporción importante; Actualmente, existen en el país alrededor de 120 mil salas de calderas con calderas seccionales de hierro fundido, que cubren hasta el 40% de las necesidades de calefacción del sector de vivienda y servicios comunales. El número de salas de calderas en las zonas rurales aumentará significativamente debido a la mejora de las condiciones sociales y de vida en las zonas rurales. Una de estas condiciones es el uso de sistemas de suministro de calor, que reducirían drásticamente los costos laborales de los residentes para su mantenimiento y proporcionarían un mayor nivel de confort térmico en las instalaciones.

Aumentar la capacidad de las salas de calderas es económicamente factible, ya que si hay un número suficiente de consumidores de energía térmica, un aumento en la capacidad unitaria y en el número de unidades de caldera conduce a una reducción de los costos de producción y del coeficiente de dotación de personal. Sin embargo, el resultado puede ser diferente si las salas de calderas funcionan durante un largo período con un bajo coeficiente de utilización de la energía térmica instalada, un fenómeno característico de las nuevas ciudades y pueblos, durante cuya construcción la carga térmica es inicialmente muy insignificante y poderosa. Las salas de calderas alcanzan las condiciones normales de funcionamiento sólo después de una serie de años. En tales condiciones de funcionamiento, muchos componentes del costo de la energía térmica aumentan específicamente (en rublos por unidad de calor generado): cargos por depreciación, costos de electricidad, salarios del personal de servicio, etc.

El grado de eficiencia económica de la construcción de salas de calderas potentes depende del ritmo de construcción de la ciudad: cuanto más altos sean estos ritmos, antes las salas de calderas alcanzarán las condiciones normales de funcionamiento.

Los cálculos han demostrado que en las nuevas ciudades, en este sentido, es más recomendable construir salas de calderas grupales gasificadas y despachadas, ya que proporcionan los costos reducidos más bajos durante su vida útil con un coeficiente de dotación de personal relativamente bajo. El número de salas de calderas de este tipo crece constantemente. En las empresas especializadas establecidas de salas de calderas integradas y redes de calefacción, se combinan alrededor de 5.000 salas de calderas, en las que el número de calderas de hierro fundido es más del 85% de su número total.

El rendimiento técnico y económico de las calderas universales de hierro fundido (cuando funcionan con combustibles sólidos o líquidos) ha mejorado significativamente en los últimos 20 años: su potencia unitaria ha aumentado de 0,35 a 0,76 MW (de 0,3 a 0,65 Gcal/h), y la El consumo específico de metales disminuyó de 8,2 a 4,1 t/MW (de 9,5 a 4,8 t/Gcal). Sin embargo, la desventaja más grave de las calderas de calefacción universal es su eficiencia operativa relativamente baja: cuando funcionan con carbón crudo, 0,55-0,6 y cuando queman gas, 0,75-0,78. La eficiencia de las calderas en salas de calderas grupales se puede aumentar mejorando el diseño de las unidades de caldera, reduciendo la temperatura de los gases de combustión, eligiendo un modo de combustión racional, automatizando y agilizando el funcionamiento de las salas de calderas.

La principal forma de aumentar la eficiencia de las salas de calderas de calefacción es producir unidades de calderas que tengan un diseño que sea más eficiente en términos de eficiencia de combustión de combustible.

La eficiencia de la combustión del carbón se incrementa principalmente mediante una mecanización integral del proceso de combustión. El mayor efecto (según el Instituto de Investigación de Equipos Sanitarios TsNIIEP Engineering Equipment) se logra con una cámara de combustión mecánica con barra atornilladora, de funcionamiento bastante simple y confiable, que permite mecanizar el suministro de combustible a la parrilla, su movimiento a lo largo de la zona de la parrilla, atornillado de la capa de combustión y eliminación de las escorias formadas.

Las pruebas de calderas con una cámara de combustión de este tipo han demostrado que su eficiencia operativa aumenta entre un 15 y un 20% debido a la reducción de las pérdidas de calor con los gases de combustión (grandes cuando las superficies de calentamiento por convección de las calderas universales se cubren de hollín y arrastre, así como de un mayor exceso de aire que ingresa a la cámara de combustión) y como resultado de una quema insuficiente química y mecánica del combustible.

La eficiencia de la caldera mecanizada "Bratsk-1", equipada con dicha cámara de combustión, alcanza el 87%, lo que permite recuperar inversiones de capital adicionales (una unidad de cogeneración es más cara que una caldera universal de la misma potencia) en tan solo 3-4 años (dependiendo de la potencia de la sala de calderas y de la duración del funcionamiento durante el año).

De gran importancia para aumentar la eficiencia de las calderas es su densidad de gas, con un aumento en el cual aumenta simultáneamente la duración de funcionamiento de las calderas (el flujo de gases calientes desde el horno hacia los conductos convectivos a través de los espacios entre las secciones calienta el metal). Como han demostrado los estudios, con un ancho de espacio de hasta 2 mm permitido según GOST, el coeficiente de exceso de aire alcanza 1,5-1,7 en lugar del 1,2 recomendado y, en consecuencia, las pérdidas de calor con los gases de combustión aumentan y la eficiencia de las calderas disminuye.

Sellar los huecos con cordón de amianto no proporciona la estanqueidad al gas requerida. Se recomienda utilizar la masilla selladora resistente al calor "Vixisant" desarrollada por el Instituto de Investigaciones Científicas de Fontanería, fabricada por

a base de elastómeros de silicona con aditivos y cargas termoestabilizadores y caucho de bajo peso molecular. Esta masilla se aplica desde las tuberías hasta la superficie de las nervaduras de unión.

Actualmente, las calderas de hierro fundido que funcionan bajo presión se están generalizando en el extranjero. Las ventajas de tales calderas son la constancia del coeficiente de exceso de aire y, en consecuencia, una alta eficiencia y una alta eliminación de calor de la superficie de calentamiento. Este tipo de calderas también se están desarrollando en nuestro país. Su trabajo es imposible sin masillas selladoras como Vixisant.

Las mejoras en el diseño de las calderas de baja y media potencia prácticamente eliminaron las perspectivas de la introducción en nuestro país de calentadores de contacto con boquilla FNKV, cuya eficiencia, debido a la presencia de transferencia de calor por contacto, era cercana a la unidad. La desventaja de tales dispositivos (el costo de la electricidad para elevar el agua calentada a la altura requerida y superar la resistencia hidráulica del sistema) no es decisiva en comparación con la opción básica: las calderas que tienen una eficiencia relativamente baja. Ahora bien, esta nueva técnica ha resultado ser económicamente impracticable.

La temperatura de los gases de combustión normalmente se reduce mediante economizadores instalados después de las calderas. Cuanto más caro sea el combustible quemado en ellos, más conveniente será enfriar más profundamente los gases en el economizador. La temperatura económicamente viable de estos gases detrás del economizador t`` eq.cel debe satisfacer la condición.

Dónde t eq.cor- la temperatura mínima permitida del gas en el economizador, determinada en función de la inadmisibilidad de corrosión de sus superficies;

t` ek-temperatura de los gases que entran al economizador.

Los economizadores de superficie no reducen la temperatura de los gases de combustión a un valor económicamente viable. Además, en salas de calderas de pequeña capacidad, no es práctico instalar economizadores convencionales, ya que su colocación requiere un espacio adicional significativo y la fabricación de economizadores convencionales requiere una gran cantidad de metal. Estas desventajas están ausentes en los economizadores de contacto, que utilizan no solo el calor sensible de los gases de escape, sino también el calor latente de vaporización, lo que garantiza un alto efecto económico de su uso.

Actualmente, se producen en masa economizadores de contacto EK-BM con una capacidad de hasta 1,22 MW (1,05 Gcal/h), utilizados en salas de calderas de empresas industriales y municipales; Calientan agua para necesidades tecnológicas. Las ventajas de los economizadores de contacto: ahorro de metal, alta intensidad de intercambio de calor entre gases y una capa de empaquetadura de anillo cerámico, una gran superficie de intercambio de calor por unidad de volumen y un fuerte aumento en la eficiencia de las plantas de calderas (en un 10-15%) .

Sin embargo, los economizadores EK-BM también tienen desventajas importantes: grandes dimensiones de la unidad (con una potencia de 1,22 MW, su longitud es de 2,44, ancho de 2 y altura de 5 m; masa grande: 5 t, incluida la masa de piezas metálicas de 2,2 t ); la imposibilidad de utilizar la presión creada en la red de suministro de agua de la ciudad para llevar agua caliente a los consumidores (debido a una ruptura del flujo de agua dentro del economizador); la inadecuación de los economizadores para el suministro de agua caliente sanitaria, ya que las sustancias cancerígenas, los óxidos de nitrógeno y de carbono contenidos en los gases de escape se transfieren al agua durante el calentamiento por contacto.

Estas desventajas se eliminan en un economizador de contacto de doble circuito desarrollado por T.P. Kalashnikova. En su primer circuito, el agua se calienta por contacto mediante los gases de escape, el agua calentada transfiere su calor en un intercambiador de calor de superficie al agua utilizada para uso doméstico; necesidades.

" Los gases del colector de la sala de calderas entran en el economizador de contacto y, después de ceder su calor a una temperatura de unos 30°C, son evacuados a la chimenea mediante un extractor de humos. El agua ingresa al economizador a través de un distribuidor de agua; el calentamiento principal del agua se produce en una boquilla que consta de anillos cerámicos. Luego, el agua calentada a una temperatura de 65 °C ingresa al intercambiador de calor, donde cede su calor al agua del grifo y se bombea a los distribuidores de agua, y el agua del grifo calentada a aproximadamente 55 °C se descarga en el tanque acumulador de agua caliente. sistema de suministros. Sin embargo, la vida útil del intercambiador de calor y de la bomba es corta debido a la presencia en el agua del circuito primario de una cantidad grande y en continuo aumento de dióxido de carbono y oxígeno libres. Para ello se instalan bombas de aguas residuales resistentes a los ácidos y se utilizan tuberías de plástico e intercambiadores de calor.

Se determinó que la capacidad de calefacción de dicho economizador para una sala de calderas con seis calderas Minsk-1 con una capacidad de calefacción de 0,93 MW (0,8 Gcal/h) cada una era de 1 MW (0,86 Gcal/h), lo que permitió abandonar la instalación de una caldera (la eficiencia de la caldera aumentó en un 18%). Con el aumento de los costos del combustible, el período de recuperación de las inversiones de capital no supera los 2 años.

La eficiencia económica de utilizar un economizador de este tipo depende en gran medida de la densidad de riego de su boquilla con agua, la velocidad de los gases que contiene y la altura adoptada de la boquilla. A medida que aumenta la velocidad de los gases, el costo del economizador disminuye y el nivel de uso de su calor aumenta, pero los costos de energía aumentan. Al mismo tiempo, estos costes y el nivel del agua aumentan al aumentar la densidad de riego o la altura de las boquillas.

Es obvio que existen algunas combinaciones de los valores de los parámetros enumerados para las cuales los costos de instalación dados serían mínimos. La dificultad de encontrar una combinación óptima se reduce significativamente si primero se encuentra un intervalo de alta eficiencia térmica de las boquillas, que es un cociente del coeficiente volumétrico de transferencia de calor k v , W/(m 3∙ K) [kcal/(h ∙m 3∙ C), dividido por la potencia NORTE, gastado en superar la resistencia de la boquilla. Primero, su coeficiente de transferencia de calor kn se determina mediante la fórmula de N. M. Zhavoronkov:

. (13.2)

El coeficiente volumétrico de transferencia de calor k v es el producto de k n y el área de superficie de 1 m 3 de la boquilla (para anillos de 25X25 mm, esta área es ≈205 m 2).

La potencia requerida se determina mediante fórmulas bien conocidas. Las velocidades promedio del gas en el economizador no deben exceder de 1 a 1,2 m/s, y las densidades de riego no deben exceder de 5 a 10 m3/(m2 ∙h). En tales condiciones, es posible realizar el proceso de transferencia de calor de forma bastante económica y evitar la instalación de una carcasa economizadora demasiado voluminosa y costosa.

La eficiencia económica de una unidad economizadora también se puede aumentar mediante el uso de otros tipos de empaquetadura que combinen una mayor superficie de intercambio de calor con una forma más aerohidrodinámicamente aerodinámica. La elección de una u otra boquilla está determinada por cálculos económicos.

El Instituto de Investigación de Ingeniería Sanitaria y Equipos de Construcción (Kiev) desarrolló un esquema económicamente muy eficaz para el uso de intercambiadores de calor de contacto en salas de calderas. La presencia en dichas salas de calderas no solo de economizadores de contacto, sino también de calentadores de aire de contacto permite reducir simultáneamente el consumo de combustible y eliminar el uso de tratamiento químico del agua para alimentar el sistema de suministro de calor. Este resultado se logra debido al hecho de que el proceso de formación de condensado que ocurre en el economizador de contacto (a partir del vapor de agua contenido en los gases de combustión) se mejora humedeciendo el aire que ingresa al calentador de aire de contacto. El uso de un esquema de este tipo en la sala de calderas integrada del complejo de tecnología energética de la planta de plexiglás de Chelyabinsk (dos calderas KV-GM-50 y una caldera GM-50) demostró que al calentar el aire que ingresa a las calderas, se puede producir tanto condensado. Se puede lograr que la sala de calderas pueda funcionar sin tratamiento químico del agua (al regresar de los sistemas de calefacción, más del 66% de condensado). Un efecto adicional es la reducción varias veces de la emisión de óxidos de nitrógeno (de la chimenea a la atmósfera).

El agua calentada en el economizador fluye hacia el descarbonizador y luego, mediante una bomba, se envía al intercambiador de calor intermedio y al intercambiador de calor del sistema de suministro de agua caliente, y luego regresa al economizador. Parte de esta agua se suministra al tanque, desde donde se bombea al desaireador y luego se alimenta al sistema de calefacción.

El agua que circula en el calentador de aire se mezcla con agua del grifo, parte de la cual compensa sus pérdidas por evaporación en el calentador de aire, y el resto se elimina al alcantarillado, llevándose consigo las sales contenidas en el agua.

El funcionamiento de una planta de calderas de este tipo en la planta de plexiglás de Chelyabinsk permitió reducir el coste de la energía térmica generada en un 15% y las inversiones de capital específicas en un 10% en comparación con los mismos indicadores económicos para una sala de calderas convencional de la misma capacidad.

Se logra un aumento significativo en la eficiencia de las salas de calderas grupales desarrollando (durante su diseño) un modo de funcionamiento racional de las calderas; En este modo, la eficiencia de las calderas con cualquier carga en la sala de calderas debe estar cerca del máximo posible para un tipo determinado de caldera y tipo de combustible.

Se sabe que con un aumento en la producción de calor de la caldera, las pérdidas específicas al medio ambiente q 5 disminuyen y las pérdidas específicas con los gases de combustión. q2, subcombustión química q 3 y mecánica q 4 Aumento de la quema insuficiente. Primero, la disminución de las pérdidas q 5 es mayor que el aumento de las pérdidas. q 2 + q 3 + q 4 y la eficiencia de la caldera aumenta, pero luego pierde q 2 + q 3 + q 4 aumenta en lugar de disminuir q 5 y la eficiencia comienza a disminuir.

Conociendo la dependencia de la eficiencia de las calderas de su carga térmica, es posible establecer un modo racional de funcionamiento.

Según la AKH (Academia de Servicios Públicos), el funcionamiento más económico de las calderas Kch-3 y Kch-2, equipadas con precámara o quemadores de inyección para quemar gas, con una eficiencia de al menos el 85%, y al quemar combustible aceite: al menos 82% para calderas Kch-2 y 85% para calderas Kch-3. Teniendo esto en cuenta, el cronograma de funcionamiento de cada caldera se elabora bajo los siguientes requisitos básicos: 1) el número de calderas en funcionamiento durante todo el período de calefacción debe garantizar su funcionamiento con una eficiencia de al menos el mínimo permitido; 2) las calderas de mayor eficiencia se ponen en funcionamiento primero.

Con base en estas condiciones, es posible elaborar un cronograma para el funcionamiento de cuatro calderas Universal-5 ubicadas en una sala de calderas con una capacidad de calefacción de 1,58 MW (1,36 Gcal/h). Una caldera debe funcionar con una carga de la sala de calderas de hasta 0,35 (0,3), dos calderas - en el rango de carga de 0,35 a 0,62 (0,3 a 0,53), tres calderas - de 0,62 a 0,87 (de 0,53 a 0,75) y cuatro calderas - con una carga superior a 0,87 MW (0,75 Gcal/h). Obviamente, dada la potencia calorífica de diseño de la sala de calderas, las calderas funcionarán de forma menos económica; este corto período de tiempo ocurrirá cuando la carga supere los 0,36∙4=1,44 MW (1,24 Gcal/h). A temperaturas de diseño del aire exterior - 32 ° C y aire interior 18 ° C, una caldera debe funcionar a una temperatura del aire exterior superior a 5 ° C, dos calderas - en el rango de 5 a -2 ° C, tres calderas - en el rango de -2 a -10°C y cuatro calderas - a temperaturas inferiores a -10°C. Se obtendrá un efecto aún mayor si, además de estos cálculos, se determinan las temperaturas del agua que sale de cada caldera a diferentes t"H.

Se deberían elaborar calendarios similares para las salas de calderas con calderas más grandes. En todos los casos, la presencia de dichos cronogramas en los proyectos de las salas de calderas correspondientes permitirá ahorrar una cantidad significativa de combustible sin inversiones de capital adicionales.

La práctica ha demostrado que cuando se regula manualmente la potencia de calefacción de las calderas, su eficiencia es significativamente menor que la calculada. Cuando se utilizan reguladores que funcionan automáticamente, la eficiencia de las calderas gasificadas aumenta significativamente. En este caso, la potencia de calefacción de la sala de calderas se regula manteniendo la temperatura del agua que sale de las calderas de acuerdo con el programa de calefacción calculado. Al mismo tiempo, al cambiar la cantidad de aire suministrado a la zona de combustión (con un caudal de gas ajustado), se garantiza una combustión de alta calidad.

También se logra un aumento en la eficiencia de las plantas de calderas controlando su funcionamiento y la presencia de dispositivos automáticos de control de la combustión de gas en las calderas gasificadas. Según el Instituto de Investigación AKH de San Petersburgo, cuando se utilizan estos dispositivos, el consumo de gas se reduce en un 7% con respecto al valor calculado cuando se regula manualmente el proceso de combustión. La mejora del funcionamiento de las salas de calderas proporciona un ahorro de calor adicional, ya que permite detectar y eliminar oportunamente todas las violaciones del proceso de combustión. Al mismo tiempo, se está resolviendo una segunda tarea muy importante: reducir el número de trabajadores que dan servicio a las salas de calderas. En muchos casos, esto se logra retirando a todo el personal operativo de las salas de calderas y realizando un mantenimiento periódico por parte de los mecánicos del personal del centro de control.

Así, en varias ciudades del país, en particular, se realizó el envío de los trabajos de las salas de calderas grupales, organizados según un esquema de una o dos etapas. En el primer esquema, todas las salas de calderas están conectadas directamente al centro de control central; en el segundo esquema, el punto central está conectado a los centros de control locales, que reciben señales sobre el funcionamiento de cada sala de calderas conectada a este punto. El esquema de una etapa es más simple, pero requiere líneas de comunicación independientes para cada sala de calderas conectada. Con un esquema de dos etapas, el costo de estas líneas es menor, pero los costos de instalación de salas de control aumentan.

La viabilidad económica de enviar la operación de las salas de calderas se determina comparando los costos indicados, en rublos, para las salas de calderas convencionales. P n.a. y a despachado pd:

Dónde Zko t y Zd- salarios del personal que presta servicios en salas de calderas no despachadas y despachadas (con devengos); k o- inversiones de capital en equipos e instrumentación;

K p, K zd, k l- costes de los trabajos de diseño, construcción de las instalaciones de la sala de control y líneas de comunicación;

R o, R l, R a- costes de reparaciones importantes de equipos para el sistema de despacho de líneas de comunicación y de alquiler de locales;

∆T- reducción de los costes del calor consumido en los sistemas de calefacción y suministro de agua caliente conectados a estas salas de calderas despachadas;

Ud.– factor de costo.

Actualmente, la lección de servicio del sistema de control de salas de calderas sólo se puede determinar de forma provisional, ya que las perspectivas de progreso técnico en este ámbito de la vivienda y los servicios comunales aún no están claras. Sin embargo, se puede suponer que se acercará a la vida útil promedio de los equipos de ingeniería de edificios residenciales, que actualmente se estima entre 30 y 35 años, teniendo en cuenta la obsolescencia; en este caso U≈ 12.

Se observa una disminución significativa en la eficiencia de las salas de calderas de calefacción industrial debido a fuertes fluctuaciones en las cargas, de gran magnitud y de corto tiempo (en los casos en que las cargas térmicas para las necesidades tecnológicas exceden significativamente las de calefacción y ventilación y son desiguales). Debido al consumo variable de calor, cambia el modo de funcionamiento del horno, que, debido a su inercia, no se adapta inmediatamente al cambio de carga, y la caldera funciona en estado inestable; Al mismo tiempo, la eficiencia de las calderas acuotubulares verticales disminuye entre un 4% y un 8%.

El uso de acumuladores térmicos asegura el funcionamiento de las calderas con carga constante y alta eficiencia en los casos en que sus fluctuaciones entre los consumidores son muy significativas. Además, las baterías absorben parte de los picos de carga, lo que muchas veces permite reducir el número de calderas instaladas o su potencia unitaria.

Si en la sala de calderas de calefacción industrial existen calderas de vapor, es recomendable utilizar acumuladores de vapor-agua de presión variable. Cuando la presión en ellos disminuye, el agua se sobrecalentará y se convertirá parcialmente en vapor, que además se suministra a los consumidores. Cuando se reduce la carga, parte del vapor generado ingresa a las baterías, donde se condensa, aumentando la entalpía del agua en las baterías.

Estas baterías se utilizan mucho en el extranjero. La viabilidad de su instalación está determinada por un cálculo económico que tiene en cuenta un aumento en la eficiencia de la sala de calderas en un promedio del 10%. El área de uso económicamente viable de las baterías depende de la relación entre su capacidad de almacenamiento. L, t de vapor, a la carga media de la sala de calderas D prom, t/h. Según Yu. L. Gusev e I. I. Pavlov, con L/Dsr hasta 4,2, al comparar los costes indicados para una sala de calderas con cuatro calderas gasificadas DKVR-10 y una sala de calderas con tres calderas iguales y un acumulador.

El mayor efecto del uso de baterías se logra en las salas de calderas que funcionan con combustible sólido, ya que en tales casos, debido a la alta inercia térmica del horno y la capa de combustible, las calderas se llevan al modo de funcionamiento con alta eficiencia (después del pico o cargas muy reducidas) después de un intervalo de tiempo significativo.

En muchas empresas, las pérdidas de vapor alcanzan a veces entre el 15 y el 20% de su producción total. Las causas más comunes de estas pérdidas son el mal funcionamiento de las trampas de vapor, la formación de vapor secundario en los tanques de recolección de condensado y la purga de las calderas de vapor.

Para el funcionamiento normal de la trampa de vapor, es necesario que la presión del vapor en su accesorio de entrada sea de al menos 35 kPa (0,35 kgf/cm 2) y que pueda expulsar el condensado hacia la línea de condensado si esta última está ubicada por encima del trampa de vapor. Si hay menos presión, se instalan arandelas de retención, pero cuando cambia la presión del vapor, no pueden ajustar la cantidad de condensado descargado en consecuencia. Estos inconvenientes no los presenta la arandela de retención regulable, cuya sección transversal del orificio pasante se puede modificar mediante un tornillo.

La arandela se instala entre dos bridas. Para repararlo, así como para pasar rápidamente una gran cantidad de condensado formado al comienzo de la operación de la tubería de vapor, se monta una línea de derivación cerca de la lavadora con una válvula de cierre.

Descripción:

Los costos de energía constituyen una parte importante de los costos operativos de cualquier edificio comercial. La modernización de los sistemas de ingeniería puede reducir estos costos. Las inversiones de capital en la modernización de equipos de calderas en muchos casos tienen un corto período de recuperación.

Eficiencia económica de la modernización de la sala de calderas.

Los costos de energía constituyen una parte importante de los costos operativos de cualquier edificio comercial. La modernización de los sistemas de ingeniería puede reducir estos costos. Las inversiones de capital en la modernización de equipos de calderas en muchos casos tienen un corto período de recuperación.

Regulación altamente eficiente

Una de las mejores formas de garantizar el funcionamiento eficiente de una sala de calderas es una regulación altamente eficiente, que se puede aplicar tanto a las salas de calderas de vapor como a las de agua caliente. Un control altamente eficiente le permite ahorrar una media del 4 al 5 % de la energía térmica utilizada y se amortiza en un año.

¿Cómo puedes mejorar la eficiencia de tu caldera? Se sabe que con una determinada relación entre los caudales de aire y combustible, la combustión más completa se produce dentro de la caldera. En este caso, es necesario realizar el proceso de combustión con una cantidad mínima de exceso de aire, pero bajo la condición obligatoria de asegurar la combustión completa del combustible. Si se suministra un exceso de aire a la cámara de combustión en cantidades mayores que las necesarias para el proceso de combustión normal, entonces el exceso de aire no se quema y sólo enfría inútilmente la cámara de combustión, lo que a su vez puede provocar pérdidas debido a una combustión química incompleta del combustible.

También es necesario controlar la temperatura de los gases de combustión. Cuando la temperatura de los gases de combustión a la salida de la caldera es demasiado alta, la eficiencia de la unidad se reduce significativamente debido a la liberación a la atmósfera del exceso de calor, que podría utilizarse para el fin previsto. Al mismo tiempo, cuando se trabaja con combustibles líquidos, no se debe permitir que la temperatura de los gases de combustión a la salida de la caldera descienda por debajo de 140 °C cuando el contenido de azufre en el combustible no sea superior al 1% y por debajo de 160 °C cuando el contenido de azufre en el combustible no supera el 2-3%. Estos valores de temperatura están determinados por el punto de rocío de los gases de combustión. A estas temperaturas comienza el proceso de condensación en los conductos de humos y en la cámara de recogida de humos. Cuando el azufre contenido en el combustible entra en contacto con el condensado, se produce una reacción química que da lugar a la formación de ácido sulfuroso primero y luego de ácido sulfúrico. El resultado es una intensa corrosión de las superficies calefactoras.

Para lograr una mayor eficiencia del ajuste de alta precisión, es necesario realizar primero una limpieza básica del hogar y de las chimeneas. Para reducir el exceso de aire y reducir la temperatura de los gases de combustión es necesario:

– eliminar las fugas en la cámara de combustión;

– comprobar el tiro de la chimenea y, si es necesario, instalar una compuerta en la chimenea;

– aumentar o disminuir la potencia nominal de entrada de la caldera;

– controlar el cumplimiento de la cantidad de aire de combustión;

– optimizar la modulación del quemador (si el quemador está equipado con esta función).

Para las calderas de gas, puede utilizar un medidor de gas y un cronómetro para determinar si se suministra la cantidad requerida de combustible al quemador. Si la caldera funciona con gasóleo pesado, se comprueba si el caudal medido por la boquilla del caudalímetro y la presión generada por la bomba de gasóleo son adecuados para el funcionamiento eficiente de la caldera.

Se utiliza un analizador de gases de escape para evaluar la eficiencia de la combustión. Las medidas se toman antes y después del ajuste.

Las más adecuadas para una regulación altamente eficiente son las calderas con hogar de gas inflable y hogar de gasoil. Menos adecuadas son las calderas con quemadores combinados para dos tipos de combustible, así como las calderas de gas con quemadores atmosféricos.

Para los quemadores combinados, operar con un tipo de combustible es a menudo un compromiso para mantener la funcionalidad con otro tipo de combustible. Y la regulación de calderas de gas con quemador atmosférico está limitada por la normativa técnica y las características físicas del equipo.

Regulación por pases

Para calderas de hierro fundido en sistemas de calefacción, al regular el suministro de calor al sistema de calefacción en función de la temperatura del aire interno en la sala de control del edificio (regulación "desviación"), se puede llevar a cabo apagando periódicamente el sistema (" regulación bypass”) mediante un sensor de temperatura. Esto permitirá ahorrar entre un 10 y un 15 % de la energía térmica consumida y se amortizará en dos años.

Para calderas de acero, este método de regular la temperatura del agua no es deseable. Desde el punto de vista de las características de resistencia de una caldera de acero, una gran diferencia de temperatura no es peligrosa, pero la caldera no debe funcionar con una temperatura del agua en la tubería de retorno (en la entrada de la caldera) inferior a 55 °C. El hecho es que a esta temperatura del agua de la caldera, la temperatura de los gases de combustión en los puntos de contacto con la pared de la tubería de humos puede estar por debajo de la temperatura del punto de rocío, lo que provocará la formación de condensación en las paredes de las tuberías de humos y conducir a su corrosión prematura. Por lo tanto, a menudo utilizan el control de la temperatura del agua mediante una válvula de tres vías con un sensor de temperatura; la desventaja de este método es el largo período de recuperación, a partir de 5 años. Como alternativa, el control de salto se puede utilizar en combinación con un sensor termostático de temperatura del agua de retorno. Este método es menos económico y se amortizará en un plazo de 4 a 5 años.

Regulación mediante apagado

En la práctica común, en otoño, con el inicio de la temporada de calefacción, el servicio de mantenimiento pone en marcha el sistema de calefacción y lo apaga solo en primavera. Esto lleva al hecho de que incluso en los días cálidos la caldera no se apaga y sigue funcionando.

El control automático mediante el apagado cuando la temperatura exterior alcanza los +8 °C puede ahorrar entre un 3 y un 5 % de la energía térmica consumida y se amortizará en 2 o 3 años.

Regulación del ciclo de caldera

Si el funcionamiento de la caldera se regula por “pasos” en función de la temperatura del aire exterior, suele surgir el siguiente problema: durante los periodos de transición, cuando la temperatura exterior cambia bruscamente durante el día, el ciclo de encendido/apagado de la caldera suele ser corto, el las tuberías y los dispositivos de calefacción no tienen tiempo de calentarse adecuadamente y esto provoca un subcalentamiento del edificio; En invierno, cuando la temperatura fría se mantiene constante, el ciclo de encendido y apagado de la caldera es excesivamente largo, lo que provoca un sobrecalentamiento excesivo del edificio. Para eliminar este problema, se recomienda instalar un controlador que regule el tiempo mínimo y máximo de encendido de la caldera. Esto ahorra del 3 al 5% de la energía térmica consumida y se amortizará en aproximadamente 3 años.

Artículo preparado N. A. Shonina, profesor titular en MArchI

P.B. Rosliakov, K.A. Pleshanov,
Instituto de Energía de Moscú (Universidad Técnica)

ANOTACIÓN

A continuación consideramos un método de quema de combustible con combustión química controlada, que permite reducir la emisión de óxidos de nitrógeno en un 20-40% y aumentar la eficiencia de la caldera. Se presentan los resultados de la implementación del método, estudios experimentales y teóricos.

1. INTRODUCCIÓN

La estrategia energética de Rusia para el período hasta 2030, aprobada por el gobierno ruso, establece nuevos objetivos para mejorar la eficiencia energética y ambiental del complejo energético y de combustible ruso en su conjunto. Estos requisitos están formulados para equipos eléctricos nuevos y ya en funcionamiento y, en particular, para calderas de vapor.

2. MÉTODOS DE COMBUSTIÓN DE COMBUSTIBLE

2.1. Ideas tradicionales sobre la quema de combustibles en calderas.

La mayor parte del parque técnico de calderas en Rusia se desarrolló antes de los años 80. En aquellos días se creía que el combustible debía quemarse con una alta tensión térmica de la sección transversal de la cámara de combustión qF, exceso de coeficiente de aire a, a altas temperaturas en la zona de combustión activa (ACZ), lo que permite minimizar las pérdidas por sustancias químicas y subcombustión mecánica del combustible. Pero en tales condiciones, la emisión de óxidos de nitrógeno NOX es máxima. Por tanto, el problema de mejorar las características medioambientales de las calderas existentes es especialmente grave.

2.2. Formas de mejorar las características ambientales de las calderas, implementadas en la etapa de combustión del combustible.

Introducción de medidas para reducir las emisiones de sustancias nocivas (HS) en calderas antiguas, como combustión escalonada, por etapas, recirculación de productos de combustión, etc. conduce, por regla general, a una disminución en la eficiencia de la caldera, requiere una cantidad significativa de reconstrucción y costos financieros significativos.

Después de la aprobación en 2004 de la Ley federal "Sobre la ratificación del Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático", el país prestó especial atención a la eficiencia de las centrales térmicas y a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de CO2 en el atmósfera. Por lo tanto, los medios modernos para reducir los óxidos.

El nitrógeno no solo debería mejorar la seguridad ambiental de la caldera, sino también aumentar su eficiencia operativa. El método de combustión de combustible con combustión química controlada, desarrollado en MPEI, combina los requisitos para mejorar la eficiencia ambiental y económica de la caldera.

El método es óptimo desde el punto de vista de la implementación, porque Es simple, de bajo costo y rápidamente implementado.

3. COMBUSTIÓN DE COMBUSTIBLE CON SUBCOMBUSTIÓN QUÍMICA CONTROLADA

3.1. Esencia física del método.

La idea principal del método de quemar combustible con combustión insuficiente moderada es reducir el exceso de aire local en la cámara de combustión reduciendo la cantidad de aire organizado suministrado al horno. Una disminución del oxígeno libre en la zona de combustión suprime la formación de óxidos de nitrógeno térmicos y del combustible, mientras que la emisión de productos de la combustión incompleta del combustible, controlada por el contenido de monóxido de carbono CO en los productos de combustión, aumenta ligeramente (Fig.1). .

3.2. Determinación del modo óptimo de combustión de combustible.

En estudios experimentales realizados al quemar diferentes tipos de combustible en calderas de diversas capacidades, se determinaron las características ambientales y económicas de las calderas. Los gases de combustión de las centrales térmicas contienen cantidades variables de impurezas nocivas para el medio ambiente, por lo que

La seguridad ambiental del funcionamiento de la caldera se evaluó mediante el indicador de peligro tóxico total ΠΣ, que tiene en cuenta el contenido de impurezas nocivas y su toxicidad. Los resultados de los estudios con el contenido de CO en los gases que salen de la caldera dentro de los límites estandarizados de 300-400 mg/nm3* dan una disminución de ΠΣ de 1,5 a 2 veces. Al mismo tiempo, el aumento en la contribución de los productos de la combustión incompleta del combustible (benzo(a)pireno (B(A)P) y CO) aumentó a sólo un 2-10% (Fig. 2).

La eficiencia de la caldera se evaluó por su eficiencia. Durante el estudio de calderas que queman gas natural, la máxima eficiencia se produce cuando el contenido de CO en los gases de combustión es de 50 a 100 mg/Nm3 (Fig. 3).

Los experimentos numéricos realizados con el ROSA-2 SPP, desarrollado en el Departamento de Ingeniería de Generadores de Vapor del Instituto de Ingeniería Eléctrica de Moscú, mostraron que el contenido de CO en los gases de escape de la caldera a un nivel de 50 mg/nm corresponde a la combustión de un mezcla homogénea premezclada de combustible y aire a<х=1. При этом КПД котла максимален, т.к. потери от недожога топлива

En condiciones reales de quema de gas natural con quema insuficiente, la reducción de las emisiones de ΝΟΧ oscila entre el 20 y el 40%. Un aumento adicional de CO en los gases de combustión de la caldera no es práctico, porque la eficiencia de la caldera disminuye y las emisiones de ΝΟΧ cambian ligeramente.

bКз- /5-i.yi M; ί - experimento numérico

Como criterio generalizado para la efectividad del método, teniendo en cuenta tanto la seguridad ambiental como la eficiencia de la caldera, el pago total de la estación S^ por la emisión de sustancias nocivas (HS) 5ВВ de acuerdo con el combustible utilizado 5T: 5Σ = 5T + Sm. El precio del combustible se consideró igual a 2230 rublos. por 1.000 m3 de gas natural (precios fijados en el primer trimestre de 2009).

Con las tarifas regulatorias actuales para las emisiones nocivas, el valor predominante de la dependencia 5Σ = DSO), como se muestra en la Fig. 5, tiene una carga de combustible (más del 99,9%). Cabe señalar especialmente que el gas natural es actualmente el combustible más barato en Rusia. Sin embargo, cuando se queman otros tipos de combustible, el valor de 5Σ también estará determinado principalmente por el coste del combustible, es decir, eficiencia de la caldera.

De lo anterior se deduce que el modo de funcionamiento óptimo de la caldera cuando funciona con una combustión insuficiente moderada es aquel en el que se logra la máxima eficiencia. La insignificante proporción de las tarifas del TPP por las emisiones de sustancias nocivas a la atmósfera en los costos operativos totales indica lo inadecuado de introducir costosas medidas de protección del aire. A menudo, su implementación en calderas existentes, además de los considerables costos de capital para la reconstrucción de la caldera, conduce a un aumento de los costos operativos. Esta situación es un argumento a favor de aumentar las tasas regulatorias existentes para las emisiones de sustancias nocivas a la atmósfera.

Todos los valores de cantidades en el texto y en las ilustraciones se dan en base a condiciones estándar: temperatura 0 "C, presión 101,3 kPa y exceso de aire en gases a = 1,4.

3.3. Resultados del trabajo de investigadores extranjeros.

Los resultados de la investigación e implementación del método de combustión propuesto con combustión controlada se ven confirmados por las conclusiones de trabajos extranjeros, en los que esta tecnología de combustión se considera como una solución combinada a los problemas de aumentar la seguridad ambiental y la eficiencia operativa de la caldera.

En particular, en los trabajos dedicados a la quema de combustibles sólidos en calderas se observó una disminución de las emisiones de óxidos de nitrógeno del 10 al 30%. Para el gas natural, la eficiencia de reducción de NOX oscila entre el 10 y el 20%.

Durante el estudio del método propuesto de combustión de combustible, su implementación se llevó a cabo en centrales eléctricas (BKZ-75-3.9GM, TsKTI-75-3.9, TP-150, TGM-84B, TPE-430) y plantas de calentamiento de agua ( KVGM-180-150) calderas en las que se obtuvieron resultados positivos.

Los resultados de la investigación nos permiten recomendar el método propuesto de quemar combustible con una combustión insuficiente moderada para reducir la emisión de óxidos de nitrógeno en las calderas de presión subcrítica (SCP) existentes con una capacidad de vapor de hasta 500-640 t/h, donde es No es rentable implementar costosas medidas de protección del aire.

4. INTRODUCCIÓN DE LA COMBUSTIÓN DE COMBUSTIBLE CON DESCOMBUSTIÓN QUÍMICA CONTROLADA

En la combustión tradicional, la combustión final del combustible debe producirse exclusivamente en la cámara de combustión. La combustión completa del combustible en la cámara de combustión se logró aumentando de manera organizada la cantidad de aire suministrado a la cámara de combustión y manteniendo altas temperaturas en la zona de combustión. Esto se debió a la falta de los instrumentos necesarios para controlar la composición de los productos de combustión. Un mayor exceso de aire en el horno provocó una mayor formación de óxidos de nitrógeno y pérdidas excesivas en los gases de combustión de la caldera. El nivel actual de desarrollo tecnológico permite instalar dispositivos de seguimiento de la composición de los productos de combustión en los conductos de gas de las calderas, que pueden mejorar tanto la eficiencia de la caldera como sus características medioambientales.

Los métodos modernos y respetuosos con el medio ambiente para quemar combustible se caracterizan por retrasar el proceso de combustión. Muy a menudo, como en el caso de la combustión de combustible con combustión química controlada, la conversión final de los productos químicos de combustión se produce en el eje convectivo de la caldera. Dado que al implementar un método de combustión de combustible con quema química controlada es necesario mantener un exceso de aire óptimo, se deben instalar en las calderas sistemas de monitoreo instrumental continuo de los productos de combustión para determinar las concentraciones de CO, O2 y NO en los productos de combustión.

La mayoría de las calderas que funcionan actualmente en las centrales térmicas se pusieron en funcionamiento hace más de 20 años, por lo que, por regla general, sus características operativas ya no corresponden completamente a los valores de diseño. Esto se refiere principalmente a la aspiración de aire frío hacia la cámara de combustión y los conductos de gas de la caldera, así como a la distribución uniforme del combustible y el aire a través de los dispositivos de combustión. Por lo tanto, antes de introducir modos de combustión de combustible con combustión insuficiente moderada controlada en tales calderas, es necesario sellar el horno, verificar los instrumentos estándar y eliminar las distorsiones en los conductos de aire y combustible. Este último permite optimizar el proceso de combustión del combustible y reducir la producción de CO y B(A)P.

La identificación completa del modo de combustión del combustible requiere la instalación de dispositivos de monitoreo de la composición del gas en varias secciones del recorrido del gas de la caldera.

Esta recomendación se debe al hecho de que la conversión de productos de la combustión incompleta del combustible a lo largo del recorrido de la caldera conduce a un cambio en la nocividad de los gases de combustión. Las dependencias calculadas de la nocividad total de los productos de combustión en las secciones de funcionamiento (detrás de la cámara giratoria) y de control (detrás del extractor de humos) diferirán cuando se trabaje con combustión inferior. Por lo tanto, la elección de las condiciones de funcionamiento óptimas para una caldera con combustión insuficiente moderada basándose únicamente en los resultados de medir la composición de los gases en la sección de funcionamiento será errónea.

Por este motivo es necesario el control de las concentraciones de O2 y CO en las secciones de régimen y control. Se sabe que la formación de óxidos de nitrógeno se completa por completo en la cámara de combustión y, más adelante, a lo largo del recorrido del gas, su flujo másico y su concentración (en términos de gases secos y α = 1,4) prácticamente no cambian. Por lo tanto, el control del contenido de ΝΟΧ puede, en principio, organizarse en cualquiera de las secciones especificadas del recorrido del gas, donde se garantiza la mayor representatividad de los resultados.

Al realizar pruebas de ajuste con el fin de elaborar mapas de rendimiento, también es aconsejable realizar mediciones instrumentales del contenido de benzo(a)pireno en las secciones de régimen y control del recorrido del gas. Hay que tener en cuenta que el contenido de B(a)P contribuye de forma insignificante a la nocividad total de los gases de escape emitidos a la atmósfera (ver Fig. 2, curva 4).

Por otra parte, cabe señalar que un sistema de seguimiento continuo de la composición del gas, que incluye instrumentos para el análisis de Cb, CO y NO, puede utilizarse no sólo para implementar modos de combustión poco tóxicos, sino también como sistema de seguimiento de cálculo de tasas por emisiones nocivas a la atmósfera y su dispersión en territorios adyacentes.

Los requisitos modernos para automatizar el proceso de generación de electricidad y controlar la combustión de combustible requieren la integración de un sistema de monitoreo de gases de combustión en el sistema de control automatizado de la estación. Sobre esta base, en diciembre de 2007, el Consejo Científico y Técnico (STC) de la RAO UES de Rusia, en una reunión de la sección "Ahorro de energía y problemas ambientales de la energía", revisó y aprobó los resultados del trabajo de investigación. e implementación del método de combustión propuesto. NTS reconoció que era posible introducir un método de combustión de combustible con combustión insuficiente moderada controlada en centrales térmicas equipadas con sistemas de medición estacionarios para monitorear los gases de escape, CO y NOX en los productos de combustión que funcionan como parte del sistema de control automatizado de las calderas.

CONCLUSIÓN

Los estudios experimentales se llevaron a cabo en calderas con una potencia de vapor de 75 a 500 t/h (BKZ-75-39GM, TsKTI-75-39, TP-150, TGM-84B, TPE-430) que queman gas natural.

Los resultados de las pruebas muestran una reducción estable de las emisiones de NOX entre un 20 y un 40%. La nocividad total de los productos de combustión se reduce entre 1,5 y 2 veces.

Se ha conseguido un aumento del rendimiento bruto de la caldera hasta el 1%. Al mismo tiempo, se produce una reducción del coste de tracción y soplado hasta el 0,1%.

El ahorro en combustible y en tasas por emisiones de sustancias nocivas asciende a 0,5-2 millones de rublos al año por cada 100 t/h de producción de vapor de la caldera.

La implementación del método de combustión propuesto no requiere costos significativos de material y tiempo. Para aumentar su eficiencia, las calderas deben estar equipadas con medios de control instrumental de la composición de los gases de combustión (O2, CO y NOX).

LISTA DE SÍMBOLOS

FEC - complejo de combustibles y energía; Eficiencia - factor de eficiencia; PPP - paquete de software de aplicación; ACS - sistema de control automático.

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