Розробка розрахункової методики роботи котла та його модернізація при спалюванні палива з низькою теплотою згорання

Більмаковський, Руслан Вікторович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7644

Full metadata record

DC Field	Value	Language
dc.contributor.advisor	Плахотний, Олександр Петрович	-
dc.contributor.author	Більмаковський, Руслан Вікторович	-
dc.date.accessioned	2026-03-11T06:26:02Z	-
dc.date.available	2026-03-11T06:26:02Z	-
dc.date.issued	2026-01-30	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7644	-
dc.description.abstract	У даній роботі зроблений аналіз палива з низькою теплотою згорання на прикладі горючих сланців як основного виду палива, так і спільно з біопаливом та напівкоксівним газом . Розглянуто можливості та розвиток сланцевої галузі на території України. Особливості та складнощі видобутку, можливості вирішення проблем та перспективи розвитку. За допомогою компютерного моделювання розроблено математичну модель котла ТП – 101 для аналізу його роботи під час спалювання непроєктного палива в зазначеному діапазоні навантажень. Визначено критерії для аналізу результатів розрахунків роботи котла та котельної установки які обовязково необхідно враховувати при модернізації останнього. У третьому розділі досліджено можливість експлуатація котла в разі його переведення на спалювання напівкоксового газу як основного виду палива. Для переведення котла на спалювання напівкоксового газу запропоновано та досліджено 3 варіанти конструкцій малоемісійних пальникових пристроїв спалювання напівкоксового газу за заданої їхньої потужності. У четвертому розділі проведено дослідження спалювання біопалива спільно з горючими сланцями на прикладі торфу, соломи та тирси. Торф та солома не може бути рекомендовано через необхідність заміни обладнання пилосистем та значної реконструкції обладнання. Спільне спалювання сланців з тирсою дозволяє збільшити діапазон надійної та ефективної роботи котла та котельної установки. У п'ятому розділі розглянуто основні вимоги по техніці безпеки перед початком роботи, під час роботи та при виникненні аварійних ситуацій при обслуговування котлів, що працюють на твердому паливі.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	Котли	uk_UA
dc.subject	модернізація	uk_UA
dc.title	Розробка розрахункової методики роботи котла та його модернізація при спалюванні палива з низькою теплотою згорання	uk_UA
dc.type	Master Thesis	uk_UA
Appears in Collections:	144 Теплоенергетика (Теплоенергетика)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
Більмаківський.pdf Restricted Access		4.01 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show simple item record

Extracted text

3
АНОТАЦІЯ
На магістерську роботу на тему: «Розробка розрахункової методики роботи
котла та його модернізація при спалюванні палива з низькою теплотою згорання».
Виконавець: ст.гр. мТЕ-35 Більмаковський Руслан Вікторович
Керівник: д.т.н.,проф. Плахотний Олександр Петрович
Захищено: "__17__"___грудня_____2024р.
__90__с.; __30_рис.; __2__таблиць; __86__літературних джерел.
У даній роботі зроблений аналіз палива з низькою теплотою згорання на
прикладі горючих сланців як основного виду палива, так і спільно з біопаливом та
напівкоксівним газом . Розглянуто можливості та розвиток сланцевої галузі на
території України. Особливості та складнощі видобутку, можливості вирішення
проблем та перспективи розвитку.
За допомогою компютерного моделювання розроблено математичну модель
котла ТП – 101 для аналізу його роботи під час спалювання непроєктного палива в
зазначеному діапазоні навантажень. Визначено критерії для аналізу результатів
розрахунків роботи котла та котельної установки які обовязково необхідно
враховувати при модернізації останнього.
У третьому розділі досліджено можливість експлуатація котла в разі його
переведення на спалювання напівкоксового газу як основного виду палива. Для
переведення котла на спалювання напівкоксового газу запропоновано та досліджено
3 варіанти конструкцій малоемісійних пальникових пристроїв спалювання
напівкоксового газу за заданої їхньої потужності.
У четвертому розділі проведено дослідження спалювання біопалива спільно з
горючими сланцями на прикладі торфу, соломи та тирси. Торф та солома не може
бути рекомендовано через необхідність заміни обладнання пилосистем та значної
реконструкції обладнання. Спільне спалювання сланців з тирсою дозволяє
збільшити діапазон надійної та ефективної роботи котла та котельної установки.
У п'ятому розділі розглянуто основні вимоги по техніці безпеки перед початком
роботи, під час роботи та при виникненні аварійних ситуацій при обслуговування
котлів, що працюють на твердому паливі.
4
ЗМІСТ
ВСТУП…………………………………………………………………………… 6
РОЗДІЛ1. АНАЛІЗ ПАЛИВА З НИЗЬКОЮ ТЕМПЕРАТУРОЮ ГОРІННЯ..... 7
1.1 Горючі сланці як енергетичне паливо …..……........................................ 8
1.2 Розвиток сланцевої галузі в Україні…….……….…………………….. 12.
1.3. Проблема використання горючих сланців …………………………….. 14
Висновок до першого розділу………………………………………………….. 18
РОЗДІЛ 2. РОЗРОБКА ТА ВЕРИФІКАЦІЯ АДЕКВАТНОЇ МОДЕЛІ КОТЛА
ТП-101 З ВИЗНАЧЕННЯМ КРИТЕРІЇВ ДЛЯ АНАЛІЗУ РОБОТИ
КОТЕЛЬНОЇ УСТАНОВКИ ……………………………………………………. 19
2.1. Розробка та верифікація адекватної моделі котла ТП-101……………… 20
2.1.1 Опис об'єкта дослідження…………………………………………….. 20
2.1.2 Створення та верифікація адекватної математичної моделі котла
ТП-101 Естонської електростанції ………………………………………….. 25
2.2 Розробка критеріїв для аналізу результатів розрахунків роботи котла та
котельної установки ………………………………………………………….. 31
2.2.1 Розробка критеріїв оцінки надійності та ефективності роботи котла
на непроєктному паливі …………………………………………………….. 32
2.2.2 Розробка критеріїв оцінки надійності та ефективності роботи
допоміжного обладнання на непроєктному паливі…………………………. 34
2.2.3. Розробка критеріїв оцінки екологічної безпеки роботи котла на
непроєктному паливі………………………………………………………... 36
Висновок до другого розділу………………………………………………. 38
РОЗДІЛ 3. РОЗРАХУНКОВІ ДОСЛІДЖЕННЯ МОЖЛИВОСТІ РОБОТИ
КОТЛА НА НАПІВКОКСІВНОМУ ГАЗІ ………………………………… 39

МКР 24.144.27 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Більмаковський Зміст Літ. Арк. Акрушів

Перевір . Плахотний магістерської
кваліфікаційної роботи
Н. Кон тр. ЧДТУ, мТЕ-35
Затверд.
5
3.1.. Дослідження роботи котла та котельної установки при використанні
напівкоксового газу як основного палива…………………………………. 40
3. 2 Чисельні дослідження низькоемісійних пальникових пристроїв для
спалювання напівкоксованого газу в котлі……………………………….. 44
3.2.1 Вихровий пальник з подачею газів рециркуляції у вторинне повітря 48
3.2.2 Вихровий пальник з екранним введенням газів рециркуляції між
потоками первинного та вторинного повітря………………………………. 50
3.2.3 Пальниковий пристрій з вихровим пілотним пальником 53
Висновок до третього розділу………………………………………………. 56
РОЗДІЛ 4. РОЗРАХУНКОВІ ДОСЛІДЖЕННЯ РОБОТИ КОТЛА ПРИ
СПІЛЬНОМУ СПАЛЮВАННІ СЛАНЦЮ ТА БІОПАЛИВА………………… 57
4.1. Дослідження можливості використання фрезторфу …………………. 58
4.2 Дослідження можливості використання соломи як додаткового палива
під час спільного спалювання сланців зі зниженою теплотою згоряння.…… 62
4.3 Дослідження можливості використання тирси в якості додаткового
палива при спільному спалюванні сланців зі зниженою теплотою згоряння 64
Висновок до четвертого розділу…………………………………………….. 66
РОЗДІЛ 5 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ
СИТУАЦІЯХ ………………………………………………………………..… 67
5.1. Загальні вимоги безпеки ……………………………………................. 68
5.2. Вимоги безпеки перед початком роботи ……………………………..… 70
5.3. Вимоги безпеки під час роботи …………………………….… 72
5.4. . Дії в аварійних ситуаціях.……………………………………. 79
5.5. Вимоги безпеки після закінчення роботи.…………………………….. 81
Висновок до п’ятого розділу……………………………………………….. 81
ЗАГАЛЬНИЙ ВИСНОВОК…………………………………………………. 82
СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ……………………………… 83

6
ВСТУП
Однією з основних проблем паливно-енергетичного балансу є висока частка
приводного газу у структурі внутрішнього споживання паливно-енергетичних
ресурсів (52-54%). Для її вирішення планується збільшити частку вугілля у
виробництві електричної та теплової енергії за рахунок забезпечення міжпаливної
конкуренції та рівної прибутковості поставок основних видів палива на внутрішній
ринок та на експорт, стимулювання розвитку вугільної галузі за рахунок заходів
щодо субсидування залізничних перевезень вугілля, підтримки довгострокової
політики розвитку «чистих» вугільних технологій.
Однак рішення поставленого завдання і навіть підтримання поточного обсягу
використання вугілля для вироблення енергії ускладнено необхідністю
використання непроектного вугілля на діючих теплових станціях. Ця проблема
зумовлена тим, що більшість ТЕС були спроектовані на використання вугілля
певних родовищ, які найчастіше розташовані поблизу станцій [2]. У зв'язку з
тривалою експлуатацією родовищ відбувається зміна властивостей, складу та
теплоти згоряння проектного палива, вичерпання його запасів, нерентабельність
його видобутку. Використання такого палива призводить до незадовільної роботи
котелень, основними проявами якої є: порушення процесу горіння, шлакування
поверхонь нагріву, зниження максимально можливого навантаження котла та
розмольної продуктивності сушильно-млинової системи, збільшення викидів
шкідливих речовин в атмосферу тощо. [3-5]. Все це веде до зниження надійності,
ефективності та екологічної безпеки роботи котлів та ТЕС загалом.
Іншою причиною необхідності використання непроектних палив у діючому
обладнанні є прагнення генеруючих компаній та станцій мінімізувати витрати на
придбання та доставку палива. Це спричинено появою вільного ринку вугілля.
Конкуренція постачальників вугілля дозволяє вибирати найвигідніше паливо з
економічної точки зору.
………

7

РОЗДІЛ 1
АНАЛІЗ ПАЛИВА З НИЗЬКОЮ
ТЕМПЕРАТУРОЮ ГОРІННЯ

МКР 24.144.27 ПЗ
Змн. Арк.А № докум№ ПідписПі Дата
РЗомзнр.об.Ррокз. р докум. дпис Дата
Більмаковський Літ..Літ Арк..Арк АкрушівАкру
оЗбмн. Дата
ПЗе.р РОЗДІЛ 1 . . шів
мне. вір.Пер Плахотний Дата
Ревеіцре.
АНАЛІЗ ПАЛИВА З НИЗЬКОЮ
нз...Рец ТЕМПЕРАТУРОЮ ГОРІННЯ
Нен. з. Контр Плахотний
ЧДТУ, мТЕ-35
Контр.Н. Беспалько
Затверд...З
Катонвтеррд.Н. .
Контр. Беспалько

8
1.1. Горючі сланці як енергетичне паливо
Серед різних видів енергетичного палива органічного походження горючі
сланці виділяються в окрему групу. Горючий сланець – це комплексне органо-
мінеральна енергохімічна корисна копалина керогенового типу каустобіолітів,
осадового утворення в морських, озерних, дельтових або річкових умовах. Являє
собою тверде пальне, що містить кероген сапропелевого, сапропелево-гумусового
або гумусово-сапропелевого складу, рівномірно розподілений у мінеральній масі
силікатного, алюмосилікатного або карбонатного складу, при термічній переробці
утворює смолу, газ та зольний залишок (напівкокс) [6].
Основними позитивними відмінностями ГС від інших твердих горючих
копалин є високе атомне співвідношення водню до вуглецю в органічній масі, яке
для деяких сланців досягає 1,7 (нафта 1,9, вугілля 0,4-0,5), унікальний склад
органічної речовини, цінний в першу чергу для енерготехнологічної та хімічної
переробки. Негативні відмінності полягають у значному вмісті осадових порід, в
основному карбонатів, підвищеним вмістом сірки, азоту та кисню (залежно від
родовища). Це ускладнює технології спалювання та переробки горючих сланців.
Органічна речовина сланців називається кероген, який через високий вміст
водню при термічному розкладі перетворюється на рідкий або газоподібний стан.
При цьому кероген не витягується у помітних кількостях при використанні
розчинниками [7]. Серед ГС за змістом органічної речовини виділяють три види:
багаті – понад 20%, середнього вмісту – 10-20%, бідні – менше 10%. Для горючих
сланців характерний вихід летких 50-95%. Вихід смоли залежить від двох основних
факторів - вмісту в сланці органічної речовини та смоловіддачі, тобто. виходу смоли
на органічну речовину сланцю. Цей показник горючих сланців різних родовищ
коливається від 15-20 до 70-75%. По виходу смоли також виділяють три основні
види ГС: високосмоляні (від 20%), середньосмоляні (10-20%) та низькосмоляні (до
10%) [8]. Після виходу продуктів напівкоксування – смоли, газу, напівкоксу – можна
отримати уявлення про поведінку горючих сланців у процесі термічної переробки та
оцінити їхній хімікотехнологічний потенціал.
На мінеральну частину, як правило, припадає більша частка складу горючих
сланців. Складається вона переважно з вапняних, глинистих і крем'янистих
9
мінералів [8]. Різноманітність типів горючих сланців обумовлено варіаціями
кількостей вапняних та глинистих або глинистих та крем'янистих мінералів. При
утворенні горючих сланців відбувалося збагачення важкими металами та рідкісними
елементами: ураном, ванадієм, молібденом, нікелем, ренієм тощо. [6, 7]. Тому деякі
сланці становлять інтерес як сировина для рідкісних елементів і сполук.
Зольність горючих сланців одна із основних оціночних критеріїв. Зольний
залишок від спалювання сланців, залежно від їхнього складу, може становити від 45
до 85%. Чим вищий вихід золи, тим менший вміст органічної речовини, тим нижча
теплота згоряння сланців та вихід смоли.
Зміст золи в горючих сланцях є умовним поняттям і відповідає вмісту у яких
неорганічних речовин [9]. При спалюванні ГС залежно від характеру неорганічної
частини відбуваються різні процеси розкладання та сполуки, що супроводжуються
тепловими ефектами. Основною причиною розбіжності між значеннями зольності та
вмісту неорганічної частини є вуглекислий газ, що виділяється при нагріванні та
розкладанні карбонатів, вміст яких у горючих сланцях деяких родовищ досягає 50-
60%.
Зважаючи на високу зольність і наявність карбонатів, горючі сланці
відносяться до низькокалорійних палив. Залежно від родовища теплота згоряння
може змінюватися в межах від 4-5 МДж/кг до 25 МДж/кг. Найбільш високою
теплотою згоряння – понад 15 МДж/кг. Горючі сланці в порівнянні з іншими видами
традиційних горючих копалин більш рівномірно поширені по всій земній кулі. У
світі є понад 560 великих родовищ. Тим не менш, залучення ГС в енергетику та
промисловість низька, т.к. протягом всієї історії розвитку та становлення сланцевої
промисловості вона змушена була конкурувати з дешевшими видами сировини –
нафтою та природним газом.
Дані щодо запасів горючих сланців неодноразово переглядалися, і на даний
момент немає єдиної оцінки. Натомість доведено, що світові запаси ГС у кілька разів
перевищують запаси нафти. У [10] з метою оцінки забезпеченості світовими
енергетичними ресурсами наводиться співвідношення наявних запасів до щорічної
видобутку, що у нафтовому еквіваленті (1 TOE = 41,868 ГДж). Забезпеченість
нафтою найнижча з вуглеводнів, що видобуваються, і становить 41 рік (табл. 1.1).
10
Таблиця 1.1
Дані по світовим енергетичним ресурсам (в нефтяному еквіваленті)
Забезпеченість, років (у розрахунках
Вуглеводні Світові ресурси, Щорічний використовувалися величини,
млрд. т видобуток, млрд. т переведені в од. ум. палива))
Вугілля 486 2,2 218
Нафта 143 3,5 41
Природний газ 132 2,0 63
Горючі сланці [11] 411 - -
Відсутність даних про щорічний видобуток горючих сланців не дозволяє з
певною точністю розрахувати таким чином забезпеченість цим видом ресурсів.
Однак, орієнтуючись на рівнозначний порядок запасів сланців і вугілля та
приймаючи рівень видобутку, що дорівнює щорічному видобутку вугілля, можна
приблизно оцінити цей термін у 200 років [8].
Таблиця 1.2
Паливно-енергетичні ресурси України(в нефтяному еквіваленті)
Запаси, Тривалість
Тип ресурсу
млн тонн Основні регіони видобутку (років)
Нафта та газовий
конденсат 395 Східний регіон (60%) 30
Природний газ 1000 Східний нафтогазоносний регіон 50
Донецький басейн (17,7 млрд тонн
Вугілля 34000 антрациту та кам'яного вугілля) 300
Уран - Центральний регіон України -
Карпатський регіон, Дніпровсько –
- -
Горючі сланці Донецький басейн
Основні родовища горючих сланців в Україні:
1. Львівсько-Волинський басейн:
o Найбільш перспективний регіон.
o Основні поклади зосереджені в межах Волинської та Львівської
областей.
o Глибина залягання: 200-600 метрів.
o Сланці цього басейну містять значні запаси органічних речовин і можуть
бути використані для виробництва енергії та синтетичного палива.
2. Дніпровсько-Донецький басейн:
o Розташований у східній частині країни.
o Запаси горючих сланців менш вивчені, але відомо про їх наявність на
глибині понад 1000 метрів.
11
o Регіон має розвинену інфраструктуру для добування, після чого тут
історично розвивалася нафтогазова промисловість.
3. Передкарпатський прогін:
o Знаходиться на заході України.
o Сланцеві поклади зосереджені на території Івано-Франківської області.
o Потенційно придатні для видобування, але потребують додаткових
геологічних досліджень.
4. Подільський регіон:
o Розташований на території Хмельницької та Вінницької областей.
o Запаси оцінені як значні, але на глибоких рівнях, що ускладнює
розробку.
Оцінка запасів. Загальні запаси горючих сланців в Україні становлять понад 3
мільярди тонн , за попередніми оцінками. Більшість покладів розташовані на
глибині 300–1000 метрів, що ускладнює їх промислову розробку. Вміст органічних
речовин у сланцях України змінюється від 10 до 20%, залежно від родовища.
Характеристики українських горючих сланців
• Теплотворна здатність : від 5 до 15 МДж/кг.
• Вміст золи : середній або високий, що потребує додаткових технологій
обробки.
• Склад: окрім органічної частини, сланці містять мінерали, такі як кварц,
польові шпати, глинисті мінерали.
Перспективи використання.
Енергетика. Горючі сланці можуть використовуватися як паливо для теплових
електростанцій. У перспективі можливо виробництво синтетичної нафти та газу.
Хімічна промисловість. Використання як сировини для отримання хімічних
продуктів (смоли, мастильні матеріали тощо).
Будівельна промисловість. Використання залишків після переробки як
наповнювача для будівельних матеріалів.
Проблеми розробки
1. Технологічні складнощі
o Високий вміст золі ускладнює процес збагачення та спалювання.
12
o Можливість впровадження сучасних екологічно безпечних технологій.
2. Економічна невигідність
o Наразі розробка родовищ є менш економічно привабливою, ніж
використання традиційних видів палива, таких як природний газ чи
вугілля.
3. Екологічні ризики
o Видобуток і використання горючих сланців, пов'язаних з викидами
вуглекислого газу, забрудненням водних ресурсів і порушенням
ландшафтів.
Поточний стан та перспективи. Україна поки не веде активну промислову
розробку горючих сланців через високу вартість технологій та наявність інших
джерел енергії. Проте у разі посилення енергетичної кризи або впровадження
новітніх технологій виробництво горючих сланців може стати перспективним
напрямком для країни. Інвестиції в дослідження, розвиток інфраструктури та
екологічно безпечні технології можуть сприяти збільшенню ролі горючих сланців в
енергетичному балансі України.
1.2 Розвиток сланцевої галузі в Україні
Розвиток сланцевої галузі в Україні проходить через кілька етапів, починаючи
з геологорозвідкових робіт і закінчуючи перспективи промислового видобутку.
Україна розглядає горючі та сланцеві гази як важливі стратегічні ресурси, здатні
підвищити енергетичну незалежність країни.
До 2000-х років. Вивчення сланцевих родовищ велось ще в радянський час, але
промисловий видобуток вважався нерентабельним через складні геологічні умови. В
основному проводились наукові дослідження в геологічних інститутах.
2000–2010-і роки Інтерес до сланцевих ресурсів посилився на фоні
енергетичної кризи та необхідності диверсифікації поставок газу. Були проведені
геологічні дослідження на кількох родовищах, включаючи Юзовське (Донецька та
Харківська області) та Олеське (Львівська та Івано-Франківська області).
2012–2014 роки: залучення міжнародних компаній. Україна уклала угоду про
розділ продукції (СРП) з міжнародними енергетичними гігантами: Shell (Юзовське
родовище) і Chevron (Олесське родовище). Планувалось почати буріння
13
розвідувальних скважин і подальший розвиток видобутку газу.
2014 рік: криза і відхід міжнародних компаній Через політичну нестабільність,
бойові дії на сході України та зниження світових цін на газ компанії Shell і Chevron
відмовилися від участі в українських проектах. Це привело до зупинки розвитку
крупних проектів.
2015–2020-і роки: пошук нових інвесторів Україна продовжила розвивати
напрямок сланцевого газу через державні компанії, такі як Укргазвидобуток та
Надра України. Знову почався пошук міжнародних партнерів, але інтерес був
обмеженим.
Великі сланцеві родовища України
Юзовське родовище (Донецька і Харьківська області) Один з найбільших в
Європі, з потенційними запасами газу понад 4 трлн кубометрів. Залежі від
технологій знаходяться на глибині 3–4 км, що вимагає складних видобутків.
Олеське родовище (Львівська і Івано-Франківська області) Прогнозовані
запаси — близько 1,5 трлн кубометрів газу. Родовище розташовано в менш складних
геологічних умовах, але знаходиться в густонаселенних районах.
Скіфське родовище (шельф Чорного моря). Сланцевий газ припустимо залягає
на значну глибину. Проект призупинений із-за анексії Криму.
Сучасний стан.
Технологічні аспекти. Складні технології горизонтального буріння і
гідророзриву пласта (фрекінг) вимагають значних інвестицій. Відсутність розвиненої
інфраструктури та сервісних компаній є стримуючим фактором.
Економічні фактори.Нестабільність цін на газ робить проекти в Україні менш
привабливими для великих інвесторів. Високі капітальні витрати на геологорозвідку
і видобуток створюють додаткові ризики. Військові дії на схід країни та
геополітична напруженість ускладнюють реалізацію великих енергетичних проектів.
Екологічні виклики. Видобуток сланцевого газу викликає суспільну безпеку із-
за ризиків забруднення грунтових вод, викидів парникових газів і можливих
сейсмічних наслідків.
Перспективи розвитку.
Енергетична незалежність.Україна прагне знизити залежність від імпорту
14
природного газу, особливо з Росії. Сланцевий газ може стати важливим внутрішнім
джерелом енергоресурсів.
Притягнення іноземних інвестицій. У разі покращення інвестиційного клімату
та розробки привабливих умов для міжнародних компаній можливе відновлення
крупних проектів.
Технологічні інновації. Поширення сучасних безпечних екологічних
технологій видобутку може зробити галузь більш конкурентоспроможною.
Розвиток внутрішнього ринку. Державні компанії можуть розпочати активну
розробку родовищ за умов державної підтримки та міжнародного співробітництва.
При сприятливих умовах (інвестиції, технології, підтримка держави) Україна
може розпочати промисловий видобуток сланцевого газу та горючих сланців у
найближчі 5–10 років. Однак для цього потрібно вирішити поточні проблеми,
включаючи екологічні питання та підвищення рентабельності галузі. З урахуванням
поточних світових тенденцій (перехід до зеленої енергетики), розвиток сланцевої
галузі може стати тимчасовим етапом на шляху до стійкої енергетичної моделі.
1.3 Проблема використання горючих сланців
Горючі сланці, як наявне джерело енергії, мають низку суттєвих проблем, які
обмежують їхнє широкомасштабне використання. Ці проблеми поділяються на
кілька категорій: екологічні, економічні, технологічні, соціальні та політичні.
1. Економічні проблеми. Висока собівартість видобутку та переробки.
Видобуток і переробка горючих сланців потребують складних технологій, що
значною мірою знижують свою вартість з традиційними джерелами, такими як
вугілля чи природний газ.Рентабельність залежить від ціни на енергоресурсах на
світових ринках. Необхідність великих початкових інвестицій. Будівництво установ
для переробки сланців потребує мільярдів доларів. Інвестори рідко уникають
вкладень через довгий термін окупності проектів. Конкуренція з іншими видами
енергетики. Глобальна тенденція переходу на відновлені джерела енергії робить
інвестиції у сланцеві проекти менш привабливими.
2. Екологічні проблеми. Забруднення довкілля. Викиди в атмосфері:
Процеси видобутку та переробки сланців супроводжуються викидами парникових
газів (CO₂, CH₄), що посилює зміну клімату. Забруднення води: Гідророзрив пласта
15
(фрекінг) може призвести до потрапляння хімічних речовин у обґрунтовані води.
Спустошення земельних ресурсів. Видобуток горючих сланців вимагає великих
територій. Це призводить до деградації земель і знищення природних екосистем.
Шильність до зсувів і землетрусів. Технології глибокого буріння можуть спричиняти
мікросейсмічні явища та зсуви, особливо в регіонах із нестабільними
обґрунтуваннями. Проблема утилізації відходів. Після видобутку та переробки
сланців залишаються тонні відходи, зокрема токсичних шламів, які складно
безпечно утилізувати.
3. Технологічні проблеми. Складність видобутку. Горішні слани залягають
на великі глибини (до 1000 метрів), що ускладнює буріння та видобуток. Деякі
родовища вимагають горизонтального буріння, яке значно дорожче від традиційних
методів. Недосконалість технологій переробки. Процес отримання палива з горючих
сланців (піроліз) вимагає складних установок і значних енергетичних витрат.
Більшість наявних технологій не є екологічно безпечними та економічно вигідними.
Залежність від нових інновацій. Для ефективної розробки потрібні інноваційні
технології, які тільки розробляються або перебувають на експериментальній стадії.
4. Соціальні проблеми. Протести місцевого населення. Видобуток сланців
часто викликає протести через побоювання щодо забруднення води та повітря,
руйнування земель та підвищення ризику землетрусів. Наприклад, у Західній Україні
(Львівська та Івано-Франківська області) місцеві громади протестували проти
розробки Олеського родовища. Здоров'я населення. Викіди шкідливих речовин
можуть негативно впливати на здоров'я населення, викликаючи респіраторні та
онкологічні захворювання. Втрата робочих місць у традиційній енергетиці. Розвиток
сланцевої галузі можна призвести до закриття шахт або інших підприємств
традиційної вугільної промисловості, що створює соціальну напругу.
5. Політичні та правові проблеми. Відсутність належного законодавчого
регулювання. У багатьох країнах, включаючи Україну, законодавча база щодо
видобутку сланців залишається недосконалою. Потрібні чіткі правила з екологічних
стандартів та ліцензування. Геополітичні ризики. Політична нестабільність та
військові конфлікти можуть зупинити розробку родовищ, як це сталося з Юзівським
родовищем на сході України. Залежність від міжнародних інвесторів. Україна
16
змушена шукати іноземних інвесторів, що створює ризики втратити контроль над
ресурсами.
В той же час в Естонії, оскільки горючі сланці є основним видом палива, його
видобуток та переробка набули подальшого розвитку. Щорічно в країні
видобувається 20 млн тонн сланцю, з них 15 млн тонн спалюється на
електростанціях і в котельнях Eesti Energia, за рахунок чого виробляється близько
60% теплової та 90% електричної енергії [48]. У 2004 році на Естонській та
Балтійській (раніше Прибалтійська) електростанціях було введено в експлуатацію по
блоку потужністю 215 МВт, до складу якого входять два котли з циркулюючим
киплячим шаром [7]. Крім того, планується побудувати ще одну велику
електростанцію, яка працює на горючих сланцях.
Проте виведення з експлуатації діючих котлів не планується. Аналіз їх
технічного стану показує, що з невеликих поточних витрат їх експлуатація може
тривати досить довго і визначається переважно економічними умовами. Заміна
даних котлів на нові агрегати або їх глибока модернізація зараз не є доцільною.
Однак подальша надійна, ефективна та екологічно безпечна експлуатація цих
котлів ускладнена низкою проблем, пов'язаних із необхідністю використання
непроектних палив.
На сьогоднішній момент для електростанцій Естонії актуальна проблема
зниження теплоти згоряння сланців, що видобуваються. Вона обумовлена тим, що
відбувається виснаження шарів сланців із проектною теплотою згоряння. Вже зараз
спалюється сланці з теплотою згоряння менш проектною. Розробку нових родовищ
обмежує держава. Одночасно з цим воно створює економічні умови, за яких
вигідний подальший видобуток горючих сланців із родовищ, що нині
використовуються. Звичайно це призведе до ще більшої зміни складу та теплоти
згоряння палива. При цьому не тільки знижуються ефективність та економічність
роботи котла, але й виникає питання про можливість забезпечити параметри
призначення котла у всьому діапазоні робочих навантажень та надійну роботу котла
та котельної установки загалом. Таким чином, виникає необхідність досліджувати
можливість використання сланців з непроектною теплотою згоряння в котлах, що
діють, та інших непроектних видів палива.
17
Як основний варіант палива для часткового або повного заміщення сланців
слід розглянути напівкоксовий газ, який є побічним продуктом виробництва
сланцевої олії. Це пов'язано з тим, що останніми роками з економічних причин
відбувається нарощування переробки сланців для одержання продуктів для
комерційного використання. Так з 2003 року виробництво сланцевої олії
збільшилося більш ніж у півтора рази і за даними 2013 року становило приблизно
140000 тонн сланцевої олії на рік. На додаток до двох існуючих установок з
переробки сланців Enefit 140 збудовано новий сланцепереробний завод Enefit 280
(рисунок 1.1) потужністю 280 тонн сланцевого масла на годину, в даний час на
ньому проводяться пуско-налагоджувальні роботи. Також планується побудувати ще
два такі заводи

Рис.3.1 - Принципова схема установки Enefit 280 сланцепереробного заводу
Естонії
18
Напівкоксовий газ має велику теплоту згоряння, підвищений вміст сірки (у
вигляді сірководню) і придатний до використання в якості палива для котлів. В
даний час напівкоксовий газ утилізують, періодично спалюючи його в обмежених
кількостях (до 7% по теплу) в котлах ТП-101 електростанції Естонської спільно зі
сланцями [49, 50].
Після введення в експлуатацію нових установок кількість продуктів
сланцепереробки, що утворюються, збільшиться майже в 6 разів [49]. Внаслідок
цього виникає необхідність утилізувати напівкоксовий газ у значно більших
кількостях. Це робить необхідним проведення дослідження можливості надійної та
ефективної роботи діючих пилосланцевих котлів при використанні напівкоксового
газу як додаткового палива з урахуванням очікуваного зниження теплоти згоряння
сланців.
Висновок до першого розділу
Використання горючих сланців має значний потенціал для енергетичної
незалежності України та інших країн. Проте в числі економічних, екологічних,
технологічних, соціальних та політичних проблем гальмується його розвиток. Для
подолання цих викликів потрібні:
Впровадження нових екологічно безпечних технологій.
Розробка чіткої законодавчої бази.
Залучення інвестицій та міжнародного досвіду.
Ефективна комунікація з місцевими громадами для зниження соціальної
напруги.
Лише збалансований підхід із урахуванням усіх ризиків дозволяє перевести
горючі сланці на важливий елемент енергетичної стратегії країни..
19

РОЗДІЛ 2

РОЗРОБКА ТА ВЕРИФІКАЦІЯ
АДЕКВАТНОЇ МОДЕЛІ КОТЛА ТП-101 З
ВИЗНАЧЕННЯМ КРИТЕРІЇВ ДЛЯ
АНАЛІЗУ РОБОТИ КОТЕЛЬНОЇ
УСТАНОВКИ
МКР 24.144.27 ПЗ
Змн. Арк.А № докум№ ПідписПі Дата
РЗомзнр.об.Ррокз. р докум. дпис Дата
Більмаковський Літ..Літ Арк..Арк АкрушівАкру
оЗбм. н. Дата
ПЗемрне. вір.Пер РОЗДІЛ 2 . . шів
Плахотний Дата РОЗРОБКА ТА ВЕРИФІКАЦІЯ АДЕКВАТНОЇ
Ревеіцре. нз...Рец МОДЕЛІ КОТЛА ТП-101 З ВИЗНАЧЕННЯМ
енз. Плахотний КРИТЕРІЇВ ДЛЯ АНАЛІЗУ РОБОТИ
Н. Контр
Беспалько КОТЕЛЬНОЇ УСТАНОВКИ ЧДТУ, мТЕ-35
КЗоанттврер.Нд.. ..З
Катонвтеррд.Н. .
Контр. Беспалько

20
2.1 Розробка та верифікація адекватної моделі котла ТП-101
Показники роботи будь-якого котла, що експлуатується тривалий час, будуть
відрізнятися від розрахункових значень. Це зумовлено багатьма чинниками, такими
як зміна складу та властивостей використовуваного палива, зміна конструкції котла
під час ремонтів, зміна стану трактів котла тощо.
Під час реконструкції діючих котлів за умов збереження більшості поверхонь
нагріву або переведення їх на непроєктні види палива, а також для розрахункового
дослідження можливих режимів роботи, використання нормативних методик
розрахунку не завжди гарантує досягнення поставленої мети.
У зв’язку з цим однією з основних задач є формування розрахункової моделі,
яка адекватно відображає поточний стан котла та процеси теплообміну, що
відбуваються в поверхнях нагріву. Це дозволяє врахувати індивідуальні особливості
розглянутого об'єкта та відповідного виду палива і, таким чином, підвищити
достовірність результатів розрахунків та обґрунтованість прийнятих рішень.
Виходячи з цього, даний розділ присвячений створенню адекватної
математичної моделі котла ТП-101 (3А) Естонської електростанції, яка відображає
поточний стан і роботу котла, за допомогою програмного комплексу Boiler Designer
[64-69]. Достовірність результатів забезпечується верифікацією математичної
моделі, яка проводиться шляхом зіставлення розрахункових значень величин з
експериментальними даними, наданими електростанцією.
2.1.1 Опис об'єкта дослідження
Котел ТП-101 барабанний, із природною циркуляцією, складається з двох
однакових корпусів із паропродуктивністю 320 т/год (Рисунок 2.1).
Цей котел призначений для спалювання естонських сланців із нижчою
теплотою згоряння 8,37 МДж/кг (2000 ккал/кг). У процесі експлуатації котла
відбулося зниження теплотворної здатності спалюваного сланцю до значень 6,6–7,5
МДж/кг (1580–1800 ккал/кг) станом на сьогодні (Рисунок 1.1) з перспективою
зниження до 4,84 МДж/кг (менше 1200 ккал/кг) у майбутньому.Корпус котла має по
два опускних та підйомних газоходи. Перший (підйомний) газохід утворює топкову
камеру, у другому (опускному) газоході розташовані передвихідний і вихідний
пакети пароперегрівача високого тиску та всі ступені пароперегрівача вторинної
21

Рис. 2.1 - Котел ТП-101
пари. Топкова камера з’єднана з опускною шахтою горизонтальним газоходом, у
якому розташована ширмова частина пароперегрівача високого тиску. Третій
(підйомний) газохід утворює колону, в якій розміщені поверхні водяного
економайзера. У четвертому (опускному) газоході розташований трубчастий
повітропідігрівач. Така компоновка поверхонь нагріву зумовлена специфічними
властивостями сланцевої золи. До температури газів близько 500°С усі поверхні
нагріву виконані ширмовими з рідким поперечним кроком для зменшення
забруднення.
Топкова камера — призматична, із врівноваженою тягою, у перерізі має форму
прямокутника розміром по осях труб 8530×15080 мм. Кутові панелі фронтальної
стіни (~1/3 ширини), задня та бокові стіни екрановані випарними трубами. На
фронтальній стіні встановлений радіаційний пароперегрівач. Стеля топки
екранована пароперегрівними трубами. У верхній частині топки трубами заднього
екрана утворений аеродинамічний виступ.
На фронтальній стіні у два яруси встановлено вісім турбулентних пальників
продуктивністю 16,5 т/год для роботи на сланцях (по чотири в кожному ярусі).
22
Пароперегрівач високого тиску — радіаційно-конвективного типу, що
забезпечує стабільну температуру перегріву при зміні навантаження котла.

Рис.2.2 - Візуалізація котла ТП-101: камера згоряння, теплообмінники,
пальники, виходи для димових газів і система циркуляції води
Для регулювання температури перегрітої пари високого тиску встановлено три
ступені вприскувальних пароохолоджувачів. Перша та друга ступені розташовані
відповідно після I та III ступенів пароперегрівача. Третій пароохолоджувач
встановлено перед вихідною ступеню ширмового пароперегрівача, який підтримує
температуру пари на виході з котла. Вода для вприску подається із загальної
живильної лінії до вприскувального пароохолоджувача.
Пароперегрівач низького тиску — двоступеневий, ширмовий. На вході
встановлено паропаровий теплообмінник (ППТО), який підтримує температуру
вторинної пари на виході з котла при зміні навантаження. Регулювання температури
перегрітої пари низького тиску здійснюється зміною витрати пари високого тиску.
У разі підвищення температури вторинної пари понад допустиму або для
підтримання необхідної температури пари на виході з котла при розпалювальних
23
навантаженнях вмикається аварійний вприскувальний пароохолоджувач.
Водяний економайзер — двоступеневий. Рух середовища в обох ступенях —
підйомний, рух газів у газоході — знизу вгору. Перша ступінь складається з трьох
пакетів: перший і другий за ходом газів мають коридорну компоновку труб, третій
— шахматну. Друга ступінь складається із ширмових поверхонь нагріву.
Трубчастий повітропідігрівач — двопотоковий, шестиходовий, розташований
у другому опускному газоході. Для попереднього підігріву повітря перед
повітропідігрівачем встановлено енергетичні калорифери типу СО-110-01.
Живильна вода надходить до двох вхідних камер Ø219×20 мм ст.20,
розташованих по обидва боки газоходу економайзера, і піднімається 156-ма
підвісними трубами, збираючись у вхідних камерах конвективного економайзера
(Ø159×20 мм ст.20), розташованих у газоході. Далі вода з обох потоків (правого і
лівого) збирається у змішувальну камеру, розташовану за газоходом, і опускається
до нижніх вхідних камер ширмової частини економайзера, після чого надходить до
барабана.
Випарний контур складається з неопалюваних водоопускних труб Ø159×13 мм
ст.20, пароутворюючих труб Ø60×6 мм ст.20, вхідних і вихідних камер Ø219×26 мм
ст.20 та паровідвідних труб Ø133×10 мм ст.20. Ліва панель фронтального екрану
підключена до сольового відсіку барабана. Усі інші панелі випарного контуру
підключені до чистого відсіку барабана.
З барабана котла суха насичена пара по 10 трубах Ø133×10 мм ст.20 надходить
у верхні вхідні камери Ø219×22 мм ст.12Х1МФ і розподіляється по трубах
радіаційного пароперегрівача. У опускний контур включено 116 труб Ø42×4,5 мм
ст.12Х1МФ.
З вихідних камер радіаційного пароперегрівача Ø219×22 мм ст.12Х1МФ пара
шістьма трубами Ø159×16 мм ст.12Х1МФ надходить у першу частину стельового
пароперегрівача, що складається з вхідної та вихідної камери Ø219×22 мм
ст.12Х1МФ та 424 паралельно включених труб. Пара, пройшовши стельовий
пароперегрівач, прямотоком потрапляє в ширми I-ї ступені, включені за протитоком.
Із ширм I-ї ступені пара 8-ма короткими патрубками Ø159×16 мм ст.12Х1МФ
спрямовується у два горизонтальних колектори з вприскувальними
24
пароохолоджувачами першого вприску, які одночасно здійснюють переброс пари з
лівої половини корпусу на праву і навпаки.
Після пароохолоджувачів пара спрямовується в ширми другої ступені,
включені за прямотоком. Із ширм другої ступені пара 8-ма трубами надходить у
крайні панелі другої частини стельового пароперегрівача. Пройшовши їх по 148-ми
трубах прямотоком, пара повертається по середніх панелях, які складаються зі 154-х
труб, і надходить у вихідну камеру, розташовану за підвісними камерами заднього
екрану біля вхідних камер стельового пароперегрівача. Діаметр камер — Ø219×22
мм ст.12Х1МФ.
Із другої ступені стельового пароперегрівача пара надходить у ширми III-ї
ступені, включені за прямотоком, і ширми IV-ї ступені, включені за протитоком.
Між III-ю і IV-ю ступенями ширм розташовані дві горизонтальні камери з
вприскувальними пароохолоджувачами другого вприску, які здійснюють переброс
пари з правої половини корпусу на ліву і навпаки. Останні з'єднуються з ширмами
трубами Ø133×10 мм ст.12Х1МФ.
Із ширм IV-ї ступені пара 16-ма трубами Ø133×10 мм ст.12Х1МФ надходить у
дві перемішувальні камери Ø219×22 мм ст.12Х1МФ, звідки такими ж трубами
повертається у ширми V-ї ступені.
Ширми V-ї та VI-ї ступеней включені за прямотоком. Між V-ю та VI-ю
ступенями ширм розташовані дві горизонтальні камери з вприскувальними
пароохолоджувачами третього вприску, які здійснюють переброс пари з лівої
сторони корпусу на праву і навпаки.
Із камер з вприскувальними пароохолоджувачами третього вприску частина
пари чотирма трубами Ø159×19 мм ст.12Х1МФ спрямовується на паропаровий
теплообмінник. Після теплообмінника пара двома трубами Ø194×11 мм ст.12Х1МФ
повертається за дросельну заслінку у той самий колектор, звідки був здійснений
відбір пари. Ширми VI-ї ступені підключені безпосередньо до парозбірної камери
Ø325×40 мм ст.12Х1МФ.
На кожен корпус котла встановлено чотири молоткові млини типу ММТ-
2000/2590/590 з надбудованими інерційними сепараторами ЦКТІ та вісім
турбулентних пальників, розташованих на фронтальній стіні топки у два яруси — по
25
два на кожен млин.
Досліджуваний котел обладнаний двома дуттьовими вентиляторами типу
ВДН-26-П загальною максимальною продуктивністю 428 000 м³/год (119 м³/с) та
двома димососами типу L3N 2664.02.03 DBV6T із загальною максимальною
продуктивністю 600 000 м³/год (167 м³/с).
Для зниження емісії оксидів азоту в топці котла реалізовано технологію
ступінчастого спалювання від фірми Fortum. Очищення димових газів від леткої
золи здійснюється у послідовно встановлених прямоточних циклонах Ду2600 мм та
рукавних фільтрах.
Очищення димових газів від сірки проводиться на установці, яка реалізує
технологію зв’язування SOx золою палива з використанням гашеного вапна Ca(OH)₂
(процес NID від фірми Alstom).
2.1.2 Створення та верифікація адекватної математичної моделі котла
ТП-101 Естонської електростанції
Як вихідні дані при розробці будь-якої адекватної розрахункової моделі котла
приймаються:
• склад палива;
• теплова схема котла (послідовність включення поверхонь нагріву за ходом
руху обігріваних і обігріваючих теплоносіїв), спосіб і параметри регулювання
температури перегрітої пари;
• витрата та параметри первинної й вторинної пари на виході з котла;
• витрата та параметри живильної води на вході в котел;
• тиск середовища в барабані (для барабанних котлів);
• коефіцієнти надлишку повітря, що відповідають місцям вимірювання на
котлі концентрації кисню;
• температура повітря на вході та виході з повітропідігрівача;
• втрати тепла з хімічним та механічним недопалюванням палива (q₄), якщо є
дані щодо їх вимірювань на котлі.
Обов'язковою умовою формування адекватної розрахункової моделі є повна
тотожність конструктивних і геометричних характеристик поверхонь нагріву,
закладених у модель, реальним поверхням нагріву. У цьому випадку це завдання було
26
вирішене при формуванні розрахункової схеми котла та введенні даних про поверхні
нагріву.
Під час створення адекватної моделі за основу було прийнято математичну
модель котла ТП-101, яка раніше була розроблена ВТІ та використана в попередній
роботі [49]. Після детального аналізу конструкції досліджуваного котла ТП-101
(корпус 3А) та даних про режими його роботи математичну модель було
доопрацьовано шляхом внесення ряду уточнень, пов'язаних із параметрами
теплообміну, характером обтікання та розрахунками окремих поверхонь нагріву. У
результаті в програму Boiler Designer були внесені такі суттєві зміни та уточнення:
• змінено характер обтікання ширм в опускному газоході відповідно до
реальної аеродинамічної організації та змінено площі для проходу газів;
• змінено спосіб розрахунку другої ступені економайзера (розрахунок як
конвективної коридорної поверхні нагріву);
• додано використання аварійного впорскування для регулювання
температури вторинної пари відповідно до фактичних режимів роботи котла;
• моделювання кожного ходу ТПВ виконувалося з використанням елемента
«газоповітряний теплообмінник»;
• скориговано характерні експлуатаційні параметри для поверхонь нагріву
(ψек, ε тощо);
• уточнено розрахунок топки котла (введено вплив часток палива при
спільному спалюванні на параметр М, що характеризує місцезнаходження ядра
факела в топковій камері).
Налаштування адекватної розрахункової моделі на реальні режими роботи
котла здійснюється шляхом порівняння результатів розрахунків з
експериментальними даними, які є по котлу, та подальшого коригування деяких
змінних параметрів у моделі. Порівняння виконується за всіма точками, де на котлі
проводяться вимірювання параметрів потоків теплоносія та робочого тіла по
газовому, повітряному та водопаровому трактах. Змінними параметрами, які можуть
змінювати характер теплообміну в розрахунковій моделі та здійснювати її
налаштування, є:
• детальний облік особливостей теплообміну при поєднанні поздовжнього та
27
поперечного омивання продуктами згоряння прямоточного та протиточного
підключення поверхонь нагрівання;
• параметр горіння M, який визначає місце розташування факела в топці;
• коефіцієнт теплової ефективності екранів ψек, що являє собою відношення
прийнятого ними радіаційного потоку до падаючого;
• коефіцієнти використання ζ, теплової ефективності ψ та забруднення ε
окремих поверхонь нагрівання.
На першому етапі розрахунків значення M, ψек, ψ, ζ та ε приймалися згідно з
[70] і в подальшому коригувалися залежно від результатів порівняння розрахункових
та експериментальних даних, а також заводського розрахунку "Котельного агрегату
ТП-101" [71].
Як експериментальні дані використовувалася інформація про роботу котла,
надана Естонською електростанцією. Вона включала протоколи системи реєстрації та
архівування даних про роботу котла ТП-101 (станція №3А) у діапазоні навантажень
від 130 т/год до 320 т/год, теплоту згоряння та склад палива за зазначений період,
протоколи за результатами вимірювань підсосів повітря на котлах ТП-101 Естонської
електростанції.
Експериментальні дані щодо підсосів повітря були доступні лише для
навантаження 292 т/год, для якого наводилися дані щодо властивостей палива та
параметрів роботи котла. Тому в адекватній моделі підсоси в газоходах котла
розподілялися за поверхнями нагрівання та задавалися для навантаження 292 т/год
відповідно до протоколу вимірювань підсосів. Для інших навантажень підсоси
поверхонь нагрівання перераховувалися згідно з [70].
Підсоси повітря в топку через відсутність експериментальних значень
приймалися згідно з [70]: Δαт = 0,05. Витрата повітря підбиралася виходячи з
виконання теплового балансу повітропідігрівача. Шляхом зміни коефіцієнта
надлишку повітря на виході з топки було досягнуто рівність розрахункових
температур продуктів згоряння та повітря до і після повітропідігрівача з
температурами, наведеними в експериментальних даних. Додатково контролювалася
величина концентрації кисню в розрізі економайзера та порівнювалася зі щитовими
значеннями.
28
Підключення млинів до пальників було блочним: кожен млин подавав паливо
до пальників першого та другого ярусів кожного блоку. Робота котла при зниженні
навантаження супроводжувалася відключенням млинів і пальників, що
забезпечуються ними, 1 та 2 ярусів, розташованих один над одним. Співвідношення
витрат палива через перший і другий яруси пальників залишалося постійним, тому
параметр горіння M не змінювався при зменшенні навантаження. Згідно з [70],
величина відносного положення факела в топці M становила 0,408. Коефіцієнт
використання екранів у сполучному газоході, конвективного пароперегрівника,
економайзера залишився на рівні рекомендацій [70]: ξШ=0,78–0,85, ξЕК=ξКП=1.
Коефіцієнт використання екранів у спускній шахті приймався рівним 1.
Ідентичність експериментальних і розрахункових значень температури пари за
першою сходинкою настінного радіаційного пароперегрівника досягалася
варіюванням коефіцієнта розподілу теплосприйняття Qвідн.
Відповідність температур продуктів згоряння по газовому тракту
експериментальним даним забезпечувалася за допомогою коефіцієнтів забруднення
поверхонь нагрівання та коефіцієнта теплової ефективності поверхонь нагрівання,
екранів топки за даними змін температур робочого тіла та продуктів згоряння.
Процес теплообміну в поверхнях нагрівання котла, особливо при спалюванні
шлакуючого палива, такого як сланець, залежить від навантаження котла,
властивостей палива та забруднення поверхонь нагрівання.

Рис. 2.3 - Результати розрахунку трактів первинної та вторинної пари
29

Рис. 2.4 - Результати розрахунку газового тракту котла
Таблиця 2.1
Зіставлення розрахункових і дослідних даних для котла ТП-101 (3А)
при спалюванні сланцю з теплотою згоряння 6.92-7.44 МДж/кг
Параметр Навантаження котла, т/год
130 217 292 320
Дослід Розрах. Дослід Розрах. Дослід Розрах. Дослід Розрах.
Витрата гострого пару, т/год 130 130 217 217 292 292 320 320
Температура середовища за РПП, 370 370 370 371 369 370 398 396
ºС
Температура середовища за 1 403 403 399 399 393 393 398 398
ступенем ширм, ºС
Температура середовища за 5 506 506 501 500 486 487 484 484
ступенем ширм, ºС
Температура перегрітого пару, ºС 501 503 504 504 507 510 502 502
Витрата пару промперегріву, 108 108 183 183 248 248 272 272
т/год
Температура пару промперегріву 320 320 330 330 340 342 334 334
за ППТО,ºС
Температура пару промперегріву 512 513 509 508 523 522 511 511
за котлом,
Температура газів в розсічці 422 422 444 440 501 508 493 493
економайзера, ºС
Концентрація кисню в розсічці 6,68 6,70 6,47 6,22 6,99 5,21 6,59 5,20
економайзера, %
Температура газів перед ТПВ, ºС 330 329 349 347 384 388 384 384
Температура вихідних газів, ºС 172 173 180 180 202 203 203 203
Температура гарячого повітря, ºС 290 288 296 299 327 329 328 323
4930
30

Рис. 2.5- Результати розрахунку тракту первинної пари

Рис. 2.6 - Результати розрахунку тракту вторинної пари

Рис. 2.7 - Результати розрахунку повітропідігрівача
31
При навантаженнях 217–320 т/год коефіцієнти забруднення
напіврадіаційних і конвективних поверхонь нагрівання, здебільшого,
потрапили в діапазон 0,02÷0,05 м²·год·°С/ккал. При мінімальному
навантаженні 130 т/год вони зросли до 0,15÷0,25 м²·год·°С/ккал. У всіх
випадках ε перевищує рекомендовані в [70] величини, що свідчить про більшу
забрудненість поверхонь нагрівання порівняно з проектною.
Результати порівняння експериментальних і розрахункових значень
параметрів по різних трактах котла представлені в таблиці 2.1. Більш детальні
результати розрахунку по основних трактах котла за допомогою адекватної
моделі для режиму 292 т/год представлені на рисунках 2.3–2.7.
Верифікація математичної моделі показала, що розроблена адекватна
модель на базі програмного комплексу Boiler Designer в цілому з достатньою
точністю описує інтегральний процес теплообміну в котлі ТП-101 (3А). За
ідентичних значень параметрів призначення різниця в температурах відхідних
газів за ВП не перевищує 4°С при збігу експериментальної та розрахункової
температур гарячого повітря в межах 4°С.
Результати теплових розрахунків котла за допомогою адекватної моделі
підтвердили наявність пароводяної суміші на виході з другої ступені
економайзера (ШВЕ) — масова паровмістимість середовища становила до
25%, що є характерним для котлів із подібною компоновкою поверхонь
нагрівання.
2.2 Розробка критеріїв для аналізу результатів розрахунків роботи
котла та котельної установки.
Котельна установка складається з власне котла, сушильно-
подрібнювальної системи та допоміжного обладнання, до якого належать
тягодуттєві машини, золоуловлювачі, установки очищення газів від шкідливих
речовин та інше допоміжне обладнання.
Очевидно, що використання непроєктних видів палива, зокрема сланців
із зниженою теплотою згоряння, спричинить суттєві зміни в роботі котла,
сушильно-подрібнювальної системи, тягодуттєвих машин та іншого
32
обладнання. Ці зміни можуть стати причиною незадовільної роботи
обладнання з точки зору надійності, економічності та екологічної безпеки. У
крайньому разі можливе виникнення аварійних ситуацій, що призведе до
виходу з ладу обладнання на тривалий час.
Так, через підвищення теплоти згоряння можливе інтенсифікація
шлакування поверхонь нагріву, що може спричинити зниження температури
перегрітого пари нижче необхідних значень, підвищення температури стінки
пароперегрівача, вихід з ладу всієї поверхні нагріву та зупинку котла.
Тому для комплексної оцінки можливості використання непроєктних
видів палива в діючому котлі необхідний аналіз з точки зору забезпечення
надійної та ефективної роботи всіх елементів котельної установки, зокрема
дотримання екологічних норм. З цією метою на основі нормативних
документів, режимної карти досліджуваного котла, досвіду експлуатації та
екологічних вимог необхідно розробити критерії, за якими можна буде
оцінити надійність, ефективність та екологічну безпеку роботи котла й
котельної установки в цілому в робочому діапазоні навантажень.
2.2.1. Розробка критеріїв оцінки надійності та ефективності роботи
котла на непроєктному паливі
При розробці критеріїв роботи котла враховувалися такі положення:
1. Температура перегрітого пари. Досліджуваний котел повинен
забезпечувати необхідну температуру перегрітого пари в робочому діапазоні
навантажень від Dmin до Dmax. На станції прийнятий робочий діапазон від
130 т/год до 320 т/год. При зниженні навантаження в робочому діапазоні
температура перегрітого пари в обох трактах зазвичай залишається практично
незмінною з урахуванням допустимих відхилень. З метою забезпечення
надійної та економічної роботи турбіни допустимий рівень відхилень
температури перегрітого пари має коливатися в межах (-10°C; +5°C) Згідно з
наданими станцією даними, температура первинного і вторинного перегрітого
пари tпе становить від 500°C до 530°C для всіх навантажень.
2. Масова частка пари. У барабанних котлах обмежується масова
33
частка пари x на виході з економайзера. Відповідно до нормативів [74], масова
частка пари не повинна перевищувати 25%, щоб забезпечити надійну
сепарацію пари та гідродинамічну стійкість потоку у вихідних витках
економайзера.
3. Інтенсифікація шлакування. Однією з основних проблем при
переведенні котла на непроєктне паливо є інтенсифікація процесу шлакування
топкових екранів та поверхонь нагріву котла. Це часто відбувається через
підвищення теплоти згоряння палива порівняно з проєктною.
Зростання теплоти згоряння збільшує адіабатичну температуру згоряння та
температуру продуктів згоряння в пароперегрівнику. Оскільки зола сланців
має високу схильність до шлакування, це може знизити температуру перегріву
пари при підвищених навантаженнях та спричинити незадовільну роботу
металу пароперегрівників, аж до розриву труб.
4. Температура газів на виході з топки. Температура газів на виході з
топки обмежується, щоб уникнути шлакування наступних поверхонь нагріву.
Максимальні значення відповідно до нормативів [70]:
o при спалюванні сланців або їх суміші з додатковим паливом – не
більше 1100°C;
o при спалюванні газу – не більше 1300°C.
5. Температура газів перед конвективними пучками. Згідно з [70], вона
не повинна перевищувати:
o для шлакувального палива – 850°C;
o для нешлакувального палива – 950°C;
o для сланців – 700°C.
Оскільки конвективні пучки розташовані за ширмовою частиною
економайзера, температура газів у цій зоні за всіх режимів нижча за зазначені
значення. Згідно з режимною картою котла 3А, температура газів у розрізі
економайзера (між ширмовою та конвективною його частинами) не повинна
перевищувати 590°C.
Максимальні температури газів відповідно до режимної карти:
34
o на вході в поворотну камеру – не більше 1000°C;
o перед економайзером – не більше 800°C.
6. Температура стінок труб. Важливим параметром надійності
пароперегрівників є температура стінок труб поверхонь нагріву. Робота
металу при граничних температурах або їх перевищенні спричиняє утворення
окалини та накопичення відкладень на поверхнях труб. Вимірювання цієї
температури ускладнене через теплову та гідравлічну нерівномірність, яка
може суттєво впливати на температуру металу різних труб однієї поверхні
нагріву.
У зв'язку з цим, на основі досвіду експлуатації даних котлів були
встановлені обмеження щодо допустимих температур пари на виході з
найбільш напружених поверхонь пароперегрівника. Згідно з режимною
картою, обмежується температура пари після третього та п'ятого ступенів
перегрівника первинної пари.
Перевищення максимальних значень температури робить роботу цих
поверхонь ненадійною з точки зору температури металу труб. Якщо
температура пари буде нижчою за мінімальні значення, на наступних
поверхнях нагріву відбуватиметься значне збільшення ентальпії середовища,
що також призводить до підвищення температури металу труб і зниження
надійності.
З цих самих міркувань обмежується температура вторинної пари після
першого ступеня перегрівника. Для забезпечення надійної роботи
пароперегрівальних поверхонь нагріву відповідно до режимної карти котла 3А
були введені такі обмеження на допустимі температури пари за трактами
високого та низького тиску (ВТ і НТ):
- **Температура пари ВТ до впорскування II – 420÷490°C;
- **Температура пари ВТ за ШПП V** – 480÷520°C;
- **Температура пари НТ за ШПП НТ I** – не більше 510°C.
**Температура відхідних газів** за вимогами станції не повинна
перевищувати **215-220°C.**
35
2.2.2 Розробка критеріїв оцінки надійності та ефективності роботи
допоміжного обладнання на непроєктному паливі
Оцінка роботи тягодуттєвих машин. Роботу дуттєвого вентилятора слід
оцінювати з точки зору забезпечення необхідної витрати повітря для горіння, а
роботу димососа — за витратою продуктів згоряння. Перевищення
максимальних паспортних витрат повітря та продуктів згоряння є
неприпустимим як з точки зору надійності, так і ефективності.
На корпусі 3А встановлено два дуттєвих вентилятори ВДН-26-П та два
димососи типу L3N 2664.02.03 DBV6T. Відповідно до паспортних
характеристик цих тягодуттєвих машин, вони забезпечують такі максимальні
витрати газових середовищ:
• По повітрю: 428 000 м³/год (119 м³/с);
• По димових газах: 600 000 м³/год (167 м³/с).
Оцінка роботи сушильно-подрібнювальної системи (СПС). Оцінку
роботи СПС здійснювали відповідно до рекомендацій «Нормативних
матеріалів розрахунку та проєктування пилоприготувальних установок
котельних агрегатів» [75].
Для оптимальної роботи млина з інерційним сепаратором необхідно,
щоб швидкість сушильного агента wса перебувала в межах від 3 м/с до 5 м/с
включно.
Якщо швидкість сушильного агента в перерізі ротора буде меншою за 3
м/с, млин працюватиме неекономічно. Збільшення швидкості wса понад 5 м/с
обмежується запасом продуктивності тягодуттєвих машин та погіршенням
тонкості помелу R90. В обох випадках зростають експлуатаційні витрати
станції.
Швидкість сушильного агента в млині впливає на його подрібнювальну
продуктивність за заданого значення R90. Відповідно до зазначених обмежень,
характеристик палива та конструкції млина для граничних швидкостей
сушильного агента (3÷5 м/с) були визначені максимальні Bmax та мінімальні
Bmin витрати палива на один млин (див. таб. 2,2).
36
Таблиця 2.2
Гранична продуктивність млина
Паливо Вmin, т/год Bmax, т/год
Сланець із теплотою згоряння 6,64 МДж/кг 35 41,6
Сланець із теплотою згоряння 4,84 МДж/кг 33,1 39,4
Буре вугілля 17,4 20,7
При оптимальній роботі пилосистеми витрата палива на один млин має
перебувати в межах, зазначених у таблиці 2.2. Рекомендована витрата суміші
твердих палив на один млин розраховувалася пропорційно до часток витрати
компонентів за граничними величинами, наведеними в цій таблиці.
Критерій роботи пилосистеми. Як критерій роботи пилосистеми
використовувалася необхідна кількість млинів z, яка обчислювалася за
співвідношенням:

Де: B — фактична витрата палива на один млин;
• Bmin, Bmax —мінімальна та максимальна витрати палива на млин.
Якщо zmax>4,0 пилосистема котла не справляється з розмолом палива до
необхідної тонкості помелу, відбувається його огрублення, а витрати на привід
тягодуттєвих машин зростають.
Якщо zmin<0,5 млин працюватиме з дуже низькою ефективністю. Такі
режими роботи СПС визнані неприйнятними для експлуатації.
Оптимальна робота млина спостерігатиметься, якщо між значеннями zmin
і zmax буде знаходитися ціле число млинів (1, 2, 3 або 4). В інших випадках,
наприклад, якщо 1,2<z<1,9 пилосистема працюватиме з підвищеними
витратами.
2.2.3. Розробка критеріїв оцінки екологічної безпеки роботи котла на
непроєктному паливі
Екологічна безпека роботи котла Важливим аспектом роботи котла є
37
забезпечення екологічної безпеки, особливо з урахуванням посилення
нормативів щодо викидів шкідливих речовин в атмосферу. З 1 січня 2016 року,
згідно з [59], для котла ТП-101 при спалюванні твердих палив або їхніх
сумішей з часткою твердого палива за тепловою потужністю не менш ніж 50%
діють такі обмеження щодо концентрації шкідливих домішок у димових газах:
• NOₓ – 200 мг/м³; SO₂ – 400 мг/м³; Пил – 20 мг/м³.
Ці значення наведені для димових газів після конденсації водяної пари
(сухі гази), приведені до нормальних умов і концентрації кисню 6%.
При спалюванні напівкоксового газу з тепловою часткою понад 50%
згідно з [59] обмеження щодо викидів складатимуть:
• NOₓ – 200 мг/м³; SO₂ – 400 мг/м³.
Ці значення також розраховані на сухі гази за нормальних умов і вмісту
кисню в димових газах 3%.
Екологічна безпека роботи котла визначає ступінь мінімізації
негативного впливу на довкілля в процесі його експлуатації. Вона охоплює
контроль викидів, зменшення споживання ресурсів та управління відходами
1. Викиди забруднюючих речовин в атмосферу
• Оксиди азоту (NOx): утворюються при високих температурах
згоряння, сприяють утворенню смогу та кислотних дощів.
• Діоксид сірки (SO2): виникає при спалюванні палива з вмістом сірки,
спричиняє кислотні дощі.
• Чадний газ (CO): продукт неповного згоряння, токсичний для людей
і тварин.
• Тверді частки (пил, зола): дрібні частинки, що спричиняють
забруднення повітря, небезпечні для здоров'я.
• Вуглекислий газ (CO2): парниковий газ, що сприяє глобальному
потеплінню.
Методи зниження викидів: Оптимізація процесу згоряння: правильне
регулювання подачі повітря та палива. Каталітичні системи очищення:
використання фільтрів, скруберів і селективних каталітичних нейтралізаторів.
38
Зниження температури згоряння: застосування багатоступеневих пальників і
рециркуляції газів.
2. Управління твердими відходами, Основні види відходів:
• Зола та шлаки: містять важкі метали та токсичні речовини.
• Фільтрувальний пил: утворюється в процесі очищення газів.
Методи утилізації: Захоронення на спеціальних полігонах: у разі високої
токсичності відходів.Використання у будівництві: зола може застосовуватися
для виготовлення цементу чи бетонних сумішей. Переробка: вилучення цінних
компонентів, таких як метали.
3. Вплив на водні ресурси
• Споживання води: котли часто використовують воду для
охолодження або утворення пари.
• Скидання забрудненої води: небезпечні стоки можуть містити
хімічні речовини.
Заходи мінімізації: Очистка води перед скиданням: хімічні та біологічні
системи очищення. Рециркуляція води: зниження споживання шляхом
повторного використання охолоджувальної води.
4. Споживання природних ресурсів
Паливо: використання відновлюваних або більш екологічно чистих
видів палива (біомаса, природний газ). Електроенергія: підвищення
енергоефективності котла для зниження енергоспоживання.
5. Аварійні ризики
• Вибухонебезпека: ризик вибуху через накопичення палива або
несправності обладнання. Пожежна небезпека: через витоки палива або
перегрівання обладнання. Корозія та знос: через агресивні хімічні речовини у
викидах та стоках. Протидія аваріям:Регулярні технічні огляди: обстеження
обладнання на наявність пошкоджень. Автоматизовані системи безпеки:
запобігання перегріву та підвищенню тиску. Пожежогасіння: системи
пожежної сигналізації та автоматичного гасіння.

39
Висновок до другого розділу
Розроблена адекватна модель загалом задовільно описує процеси
теплообміну (табл. 2.1), що відбуваються в поверхнях нагрівання котла ТП-
101 (3А), і може бути використана для аналізу його роботи під час
спалювання непроєктного палива в зазначеному діапазоні навантажень.
Забезпечення екологічної безпеки котла передбачає поєднання
технологічних удосконалень, дотримання нормативних вимог і впровадження
систем моніторингу та контролю. Це дозволяє зменшити негативний вплив на
довкілля, підвищити ефективність роботи та забезпечити стійкий розвиток
енергетичних об’єктів.
40

РОЗДІЛ 3

РОЗРАХУНКОВІ ДОСЛІДЖЕННЯ
МОЖЛИВОСТІ РОБОТИ КОТЛА НА
НАПІВКОКСІВНОМУ ГАЗІ
МКР 24.144.27 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Більмаковськи РОЗДІЛ 3 Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Пй
лахотний
РОЗРАХУНКОВІ ДОСЛІДЖЕННЯ
Реценз. МОЖЛИВОСТІ РОБОТИ КОТЛА НА
Н. Контр. НАПІВКОКСІВНОМУ ГАЗІ ЧДТУ, мТЕ-35
Затверд.

41
3.1. Дослідження роботи котла та котельної установки при використанні
напівкоксового газу як основного палива
Під час проведення теплових розрахунків сланцевого котла при спалюванні
непроєктних палив, зокрема напівкоксового газу, виникають проблеми з вибором і
обґрунтуванням значень параметра M, коефіцієнтів теплової ефективності ψ та
коефіцієнтів забруднення ε поверхонь нагріву газового тракту котла.
Значення параметра M, що враховує характер розподілу температури газів по
висоті топки та залежить від відносного розташування максимуму температури
полум’я, при переході зі спалювання сланцю на напівкоксовий газ згідно з [70]
збільшується з 0,407 до 0,467.
Щодо коефіцієнта забруднення ε, у [70] зазначено, що при переведенні котла на
спалювання газу після твердого палива відбувається часткове самоочищення
поверхонь нагріву. Тому в цьому випадку коефіцієнт забруднення ε слід приймати як
середнє значення між коефіцієнтами для сланцю та напівкоксового газу. Це положення
було враховано під час розрахунків котла при спалюванні напівкоксового газу.
Щодо вибору значень коефіцієнтів теплової ефективності екранів топки ψекр
при переведенні сланцевого котла на газоподібне паливо, в [70] таких вказівок немає.
Проте зрозуміло, що значення ψекр у цьому випадку буде більшим, ніж при спалюванні
сланцю, але меншим, ніж при спалюванні напівкоксового газу. Воно визначатиметься
процесами самоочищення поверхонь нагріву в процесі подальшої експлуатації котла
на напівкоксовому газі.
Виходячи з цього, теплові розрахунки котла на напівкоксовому газі було
виконано для трьох варіантів:
Варіант 1: значення коефіцієнта теплової ефективності екранів топки ψекр
приймалося таким самим, як при спалюванні сланцю (ψсл = 0,33). Цей варіант
характеризує режими роботи «брудного» котла в перший період після переходу зі
сланцю на напівкоксовий газ.
Варіант 2: значення ψекр приймалося рівним середньоарифметичному між
коефіцієнтами ψекр для сланцю (ψсл = 0,33) та напівкоксового газу (ψРГ = 0,65), тобто
0,49. Цей варіант описує режими роботи котла після завершення часткового
самоочищення поверхонь нагріву.
Варіант 3: значення ψекр приймалося рівним коефіцієнту для газоподібного

42
палива (ψРГ = 0,65). Цей варіант описує роботу «чистого» котла в разі повного
очищення поверхонь нагріву від забруднень, що виникли при спалюванні сланцю.
Очевидно, що варіанти 1 і 3 є граничними випадками. Їхнє завдання — показати
весь діапазон можливих режимів роботи котла при переході зі сланцю на
напівкоксовий газ.
Більш показовими для розглядуваного випадку переведення котла на
напівкоксовий газ є результати розрахунків, виконаних для варіанта 2.
У всіх варіантах регулювання температури пари ВТ (високого тиску) та НТ
(низького тиску) здійснювалося за допомогою регульованого проміжного
пароперегрівника (ППТО), трьох упорскувань у тракт ВТ та зміни коефіцієнтів
надлишку повітря.
Аварійне впорскування в тракт НТ у розрахунках приймалося рівним нулю,
оскільки воно призначене не стільки для регулювання температури проміжного
перегріву, скільки для захисту вихідного пакета секції проміжного перегріву НТ.
Як видно з результатів теплових розрахунків, при переході на спалювання
напівкоксового газу як єдиного палива відбувається низка принципових змін у роботі
котла. Оскільки для зниження викидів термічних оксидів азоту передбачається
використовувати рециркуляцію димових газів, теплові розрахунки котла (за варіантом
2) виконані також з урахуванням подачі 20% рециркуляційних газів.
При переході на спалювання напівкоксового газу за однакових або близьких
коефіцієнтів надлишку повітря значно знижуються витрати повітря, організовано
поданого в топку, а відповідно — і витрати продуктів згоряння в газовому тракті
котла.
Через суттєво вищу теплоту згоряння напівкоксового газу (49,8 МДж/м³
порівняно з 4,84 та 6,64 МДж/кг для сланців) значно підвищується адіабатична
температура згоряння та температура газів на виході з топки. Це стосується як
«брудного» котла (варіант 1), так і котла з частковим самоочищенням від забруднень
(варіант 2).
У випадку «чистого» котла (варіант 3), завдяки підвищеному теплосприйняттю
екранів топки (ψРГ = 0,65), навпаки, температура продуктів згоряння на виході з топки
буде нижчою, ніж при спалюванні сланцю .
Збільшення теплосприйняття випарних поверхонь нагріву призводить до

43
зниження масової паровмістимості середовища на виході з останнього ступеня
економайзера. У результаті економайзер перестає бути «киплячим» у всьому діапазоні
робочих навантажень від 130 до 320 т/год для всіх трьох варіантів. Недогрів води на
виході з економайзера становить від кількох до десятків градусів залежно від
навантаження (більший недогрів при менших навантаженнях).
Зміна теплового балансу. Відповідно змінюється співвідношення радіаційного та
конвективного теплообміну в пароперегрівальних поверхнях нагріву. Це виражається
у збільшенні теплосприйняття радіаційних та напіврадіаційних поверхонь нагріву в
топковій камері й горизонтальному газоході та зниженні теплосприйняття
конвективних поверхонь нагріву в наступних опускних та підйомному газоходах.
Довготривала експлуатація. Однак у процесі тривалої експлуатації внаслідок
самоочищення поверхонь нагріву від забруднень та подальшого перерозподілу часток
радіаційного й конвективного теплообміну область нормальної роботи котла з
потрібними характеристиками поступово звужуватиметься.
У крайньому випадку, якщо в процесі експлуатації котла відбудеться практично
повне самоочищення поверхонь нагріву від сланцевих забруднень (варіант 3, «чистий»
котел), забезпечити температуру перегріву гострої пари вдасться лише при
навантаженнях котла нижче 220 т/год, а температура вторинної пари не буде
забезпечена в усьому робочому діапазоні навантажень від 130 до 320 т/год.
Це пояснюється тим, що при більш забруднених поверхнях нагріву температури
газів у газоходах котла зростають у порівнянні з «чистими», забезпечуючи більший
температурний напір у конвективних поверхнях нагріву.
**Забезпечення номінальних параметрів пари**
Отже, номінальні параметри пари ВТ(високого тиску) та НТ (низького тиску)
при переведенні котла ТП-101 на спалювання напівкоксового газу можуть бути
забезпечені в усьому робочому діапазоні навантажень котла від 130 до 320 т/год за
рахунок суттєвого збільшення надлишку повітря на малих навантаженнях (до α = 1,91)
для забезпечення конвективної складової в пароперегрівниках.
При цьому температура вихідних газів знижується до 166–170°C, тобто на 30–
35°C порівняно з режимами спалювання сланцю на максимальних навантаженнях і
приблизно на 10–20°C — на мінімальних навантаженнях. У результаті цього, а також
через зменшення кількості газів, що викидаються в атмосферу, ККД котла зростає до

44
89,33%, тобто на 5,9% порівняно з поточними режимами спалювання сланцю (при 20%
подачі рециркуляційних газів відповідно до 88,82% або на 5,39%).
Крім того, знижуються втрати на власні потреби завдяки відключенню
сушильно-млинової системи, суттєвому зниженню опору газового тракту тощо.
**Негативні аспекти переходу**Одним із негативних аспектів переходу на
спалювання напівкоксового газу є збільшення інтенсивності низькотемпературної
корозії холодної частини ТВП через його підвищену вміст сірки. Проведена згідно з
[82] оцінка показує, що температура конденсації парів, унаслідок якої утворюється
сірчана кислота, значно перевищуватиме температуру стінки холодного пакета ТВП. У
зв'язку з цим необхідно передбачити заходи, які знижують ймовірність
низькотемпературної корозії.
**Оцінка екологічних показників** Оцінка концентрації оксидів азоту в
продуктах згоряння при спалюванні напівкоксового газу проводилася згідно з
методикою, викладеною в СО 153-34.02.304-2003 «Методичні вказівки з розрахунку
викидів оксидів азоту з димовими газами котлів теплових електростанцій» [78].
Оскільки при спалюванні напівкоксового газу утворюються «термічні» оксиди азоту,
розрахунки проводилися для навантажень 320 та 292 т/год, за яких очікується їх
максимальна емісія.
**Оцінка викидів оксидів азоту**При оцінці враховувалося, що значний вплив
на утворення оксидів азоту має ступінь забруднення топкових екранів. У зв'язку з цим
розрахунки виконувалися для трьох варіантів: «брудного» котла (варіант 1, ψекр =
0,33), після часткового самоочищення (варіант 2, ψекр = 0,49) та «чистого» котла
(варіант 3, ψекр = 0,65).
Результати розрахунків показали, що без природоохоронних заходів
концентрація оксидів азоту для всіх значень ψекр суттєво перевищує нормативне
значення 200 мг/м³
**Зниження викидів оксидів азоту** Для зменшення викидів оксидів азоту
найбільш доцільним є рециркуляція продуктів згоряння, відібраних перед ТВП, у
повітропровід гарячого повітря перед пальниками. Це дозволить суттєво знизити
викиди оксидів азоту. Однак забезпечити нормативний рівень 200 мг/м³ можливо лише
для незабруднених екранів, тобто «чистого» котла (варіанти 2, 11).
З огляду на те, що після переведення котла зі спалювання сланцю на

45
напівкоксовий газ очищення екранів може тривати довгий час, найімовірнішою є
робота котла з частково забрудненими екранами (варіант 2, ψекр = 0,49). Проте в
цьому випадку отримати нормативний рівень лише за рахунок рециркуляції
неможливо.
Збільшення обсягу рециркуляційних газів понад 20% недоцільне, оскільки при
цьому знижується ефективність придушення оксидів азоту, зменшується ККД котла і
зростає аеродинамічний опір газового тракту.
**Рекомендовані заходи** Для дотримання норм викидів оксидів азоту потрібне
поєднання кількох заходів. Ефективним буде впровадження ступінчастого спалювання
шляхом подачі частини повітря в сопла вище основних пальників.
У таблиці 5.2 наведено оцінні розрахунки концентрацій оксидів азоту при подачі
25% повітря в сопла над пальниками для частково забруднених екранів (ψекр = 0,49)
та різних об’ємів рециркуляції продуктів згоряння. Як видно, нормативний рівень
забезпечується при рециркуляції 20% та подачі вторинного повітря в обсязі 25%
**Вплив на експлуатаційні показники**Реалізація двоступінчастого спалювання
спричинить підвищення температури продуктів згоряння на виході з топки на 30-50°C
та температури димових газів на 5-10°C. Це, своєю чергою, призведе до зниження
надійності роботи поверхонь нагріву та зменшення ККД котла.
**Рекомендації щодо модернізації** При переведенні котла на спалювання
напівкоксового газу рекомендуються такі заходи:
- рециркуляція продуктів згоряння у повітропровід гарячого повітря;
- встановлення низькоемісійних пальників для ступінчастого спалювання.
Ці заходи вимагатимуть певних капітальних витрат:
- встановлення двох ДРГ (димоходів рециркуляції газів);
- встановлення низькотоксичних пальників ступінчастого спалювання;
- прокладання додаткових газоходів;
- можлива реконструкція топки для встановлення нових пальників.
Крім того, зростуть витрати електроенергії на привід тягодуттєвого обладнання.
3. 2 Чисельні дослідження низькоемісійних пальникових пристроїв для
спалювання напівкоксованого газу в котлі
Як показали дослідженняв котлі ТП-101 можливе використання
напівкоксованого газу як додаткового, так і основного палива. При цьому надійність

46
роботи обладнання залишиться на попередньому рівні, а ефективність та
економічність зростуть.
Наступним завданням було розроблення математичної моделі та чисельні
дослідження пальникових пристроїв для спалювання напівкоксованого газу (як
спільно зі сланцем, так і як основного палива) у топці котла ТП-101 Естонської
електростанції з урахуванням вимог надійності та екологічної безпеки.
Теплові виклики спалювання напівкоксованого газу Через вищу теплоту
згоряння напівкоксованого газу, під час його спільного спалювання зі сланцем у котлі
ТП-101, порівняно з розрахунковими режимами, зростають температури газів у
топковій камері. Це призводить до:
- Посилення шлакування: Поверхні нагріву вкриваються розм’якшеним шлаком
сланців.
- Підвищення емісії NOₓ: Викиди оксидів азоту зростають у порівнянні зі
спалюванням лише сланцю.
- Зміни теплопоглинання: Радіаційні та конвективні поверхні нагріву котла
зазнають змін у розподілі тепла, що може призвести до порушень у забезпеченні
номінальної температури перегріву пари на первинних та вторинних трактах [49, 50].
Крім того, пальниковий пристрій має відповідати екологічним нормам викидів
шкідливих речовин в атмосферу, які набули чинності в Естонії з 2016 року [59].
Рішення проблеми: Рециркуляція газів Для вирішення зазначених проблем було
запропоновано використання рециркуляції газів. Попередні розрахункові дослідження
[49, 50] підтвердили можливість використання 10-30% рециркуляції газів як при
спільному, так і при роздільному спалюванні напівкоксованого газу та сланцю,
забезпечуючи нормальну роботу котельної установки в діапазоні навантажень від 130
до 320 т/год.
Зменшення викидів NOₓ Відомо, що під час спалювання газоподібного палива
утворення NOₓ відбувається лише за рахунок швидких і термічних оксидів азоту. У
роботі [83] було показано, що для мінімізації викидів NOₓ при спалюванні
газоподібного палива процес згоряння має бути розділений на три характерні стадії
(Рисунок 3.1).
Основний принцип стадійного спалювання палива полягає в поступовому
підмішуванні повітря в зону горіння. На першій стадії відбувається спалювання

47
багатої паливно-повітряної суміші з надлишком повітря α1 < 0,55 для забезпечення
процесу придушення і часткового відновлення оксидів азоту (Рисунок 3.2а), які
утворюються за «швидким» механізмом. На цій стадії утворення оксидів азоту
відбувається через реакцію азотовмісних (HCN, NH, N) та кисневмісних (O, OH)
радикалів при температурах від 1100 до 1200 K.

Рис. 3.1 – Динаміка виходу оксидів азоту при стадійному спалюванні
газоподібного палива
Максимальна емісія швидких оксидів азоту спостерігається при αmax = 0,65 \ 0,8
[84, 85]. Це пояснюється тим, що утворення NO за швидким механізмом потребує
достатньої кількості як вуглеводневих сполук (CHi), так і кисневмісних радикалів
(RO). При α< αmax спостерігається велика кількість непрореагованих CHi та нестача
RO, що забезпечує не лише придушення утворення оксидів азоту, а й їх відновлення.
Останнє відбувається за рахунок реакції NOX з присутніми в значній кількості
радикалами типу CHi та RH.

48
На другій стадії в зону горіння додається повітря до величин надлишку повітря
α2≈0,85/0,9, що відповідає мінімальному сумарному виходу швидких і термічних
оксидів азоту (Рисунок 3.2б).
Наявність області з мінімальною сумарною емісією NOX пояснюється тим, що
значення надлишків повітря 0,85÷0,9 є оптимальним для придушення оксидів азоту. З
одного боку для утворення термічних оксидів азоту недостатньо вільного кисню. З
іншого боку через значну кількість кисневмісних радикалів, що утворюються в
ланцюгових реакціях горіння, вуглеводневі радикали CHi реагують в основному з
ними з утворенням CO і CO2 і значно меншою мірою реагують з азотом повітря.
На третій заключній стадії підводиться решта повітря, необхідне для повного
завершення процесу спалювання палива. На цій стадії допалювання, через високі
температури (зазвичай понад 1800 К), характерні для спалювання газоподібних палив,
і надлишків повітря, більших за стехіометричних (α > 1,0), спостерігатиметься вихід
термічних оксидів азоту (Рисунок 3.1). Однак він гальмується через малі сумарні
локальні локальні надлишків повітря α≈1,03÷1,05, за яких нині спалюється газ у
топках котлів. Для додаткового придушення утворення оксидів азоту під час
спалюванні газоподібних палив зазвичай використовується подача газів рециркуляції в
зону горіння

Рис. 3.2. Вплив надлишку повітря на вихід швидких і термічних оксидів азоту
[79, 83]
Розроблення конструкцій пальників і визначення їхніх оптимальних
конструктивних і режимних параметрів проводилися в чисельних експериментах
шляхом комп'ютерного моделювання процесів змішування, займання і вигоряння

49
напівкоксового газу в закручених і прямоточних потоках, а також утворення оксидів
азоту на різних стадіях горіння паливно-повітряної суміші за допомогою програмних
комплексів обчислювальної гідродинаміки Ansys CFX. Під час моделювання
враховували радіаційний теплообмін між гарячими продуктами горіння. Гравітаційну
складова враховувалася за рахунок введення прив'язаної до пальника системи
координат і завдання напрямку сили тяжіння.
Опис тривимірних моделей пальників проводили в пакеті SolidWorks.
Розрахункову сітку створювали для моделей пальників разом із розрахунковим
об'ємом, за який приймалися циліндри з відносними розмірами: діаметр - 7 Dа,
довжина - 10 Dа (де Dа - діаметр амбразури пальника), що приблизно відповідає
розмірам пальникового факела. Під час розбиття зазначеного обсягу було отримано
близько 9,9 млн розрахункових осередків. У чисельних експериментах для різних
конструкцій і режимів роботи пальникових пристроїв визначали поля швидкостей,
температур і концентрацій різних компонентів у розрахунковому об'ємі. При цьому не
враховувалася як взаємодія факелів сусідніх газових пальників, так і взаємодія з
факелами сланцевих пальників, установлених на котлі.
Нижче наведено основні результати чисельних експериментів для різних типів
запропонованих пальникових пристроїв. У всіх варіантах сумарний надлишок повітря
в пальникових пристроях αгор приймався рівним 1,05.
3.2.1 Вихровий пальник з подачею газів рециркуляції у вторинне повітря
Концепція цього пальникового пристрою полягає в створенні умов для чіткого
поділу процесу горіння на 2 стадії (рис. 3.3). Спочатку на першій стадії
організовується займання і горіння напівкоксового газу в закрученому потоці
первинного повітря з локальними надлишками повітря αI = 0,4-0,5, що згідно з [83]
сприяє придушенню емісії та відновленню швидких оксидів азоту. Друга стадія
горіння починається з моменту підмішування в зону горіння потоку вторинного
повітря, до якого попередньо подаються гази рециркуляції в кількості R = 15%. У
результаті на цій стадії відбувається повне вигоряння палива (αII = 1,05) зі зниженими
температурами через розведення газами рециркуляції, що зменшує вихід термічних
оксидів азоту.
Поділ на стадії має забезпечуватися за рахунок різної закрутки потоків повітря.
У зв'язку з цим основними змінюваними параметрами були кути встановлення лопаток

50
аксіального закручувального апаратів у різних каналах пальника (табл. 5.3). Крім того
також досліджувалися варіанти введення напівкоксового газу, коефіцієнти надлишку
повітря на різних стадіях
З усіх розглянутих варіантів конструкцій даного типу пальникового пристрою
найкращі результати умови щодо вигоряння палива і мінімізації виходу NOX були
досягнуті при встановленні аксіальних лопаток у потоці первинного повітря під кутом
30º і прямоточної подачі вторинного повітря з газами рециркуляції через
периферійний коаксіальний канал (Рисунок 3.3). Це пояснюється тим, що прямоточно-
вихровий факел довший, ніж вихровий, а значить і
менш теплонапружений
Рис.3.3 - Вихровий пальник з подачею газів
рециркуляції в потік вторинного повітря
(1 – центральний колектор діаметром 168 мм для
подачі напівкоксового газу: 12 отворів діаметром 18
мм на циліндричній частині колектора; 6 отворів
діаметром 28 мм на конусі; 2 – канал первинного
повітря діаметром 424 мм: 32 лопатки з кутом
встановлення 40°; прямоточний канал діаметром
800 мм для подачі вторинного повітря разом із
газами рециркуляції).
Як показали результати досліджень, на початковому етапі факела відбувається
задовільне змішання струменів газового палива зі зносним закрученим потоком
первинного повітря. Займання паливно-повітряної суміші відбувається в
безпосередній близькості від кромки пальника за рахунок стійкої зони зворотних
струмів (Рисунок 3.4). Горіння палива на цій стадії відбувається з малими надлишками
повітря (αI = 0,4) і зниженими температурами, що пригнічує утворення швидких
оксидів азоту і практично повністю унеможливлює вихід термічних NOX (Рисунок
3.5).

51

Рис.3.4 - Поля швидкостей (а), температур (б), концентрацій монооксиду вуглецю (в) та
води (г) для вихрового пальника з подачею газів рециркуляції в потік вторинного повітря
Друга стадія (стадія допалювання палива) починається на відстані (1- 1,5)Dа (де
Dа - діаметр амбразури пальника) від зрізу пальника, коли до закрученого потоку
паливно-повітряної суміші, яка горить, починає підмішуватись потік вторинного
повітря, розбавлений газами рециркуляції. Вона характеризується відносно низькими
максимальними температурами горіння, що не перевищують 1900ºС (Рисунок 3.4).
Вміст кисню на цій стадії не перевищує 13% і різко зменшується по довжині факела

Рис.3.5 - Поля концентрацій кисню (а) та оксидів азоту (б) для вихрового пальника з подачею
газів рециркуляції в потік вторинного повітря

52
У результаті область максимальних температур розташовується на відстані
близько 2Dа від зрізу пальника, де концентрація кисню становить менше 8-10%. Саме
в цій області відбувається емісія термічних NO, яка завдяки створеним
концентраційним і температурним умовам не перевищує 20-25 ppm
3.2.2 Вихровий пальник з екранним введенням газів рециркуляції між
потоками первинного та вторинного повітря
У цьому пальниковому пристрої поділ процесу горіння на стадії досягається не
тільки за рахунок різної закрутки потоків, а й за рахунок прямоточного екранного
тільки за рахунок різної закрутки потоків, а й за рахунок прямоточного екранного
введення газів рециркуляції в кількості R = 15% між потоками. У зв'язку з цим було
досліджено варіанти встановлення лопаток аксіальних закручувальних апаратів і
розподіл коефіцієнтів надлишку повітря за стадіями горіння.
Результати розрахунків наведено на рисунках 3.7, 3.8. Напівкоксовий газ вводили
через систему різнокаліберних отворів, аналогічну до попереднього пальника (Рис. 3.3).
Змішання напівкоксового газу із закрученим потоком первинного повітря (кут
установки аксіальних лопаток становив 30°) і займання паливно-повітряної суміші, що
утворилася, мало місце в безпосередній близькості від кромки пальника за рахунок
взаємодії з гарячими продуктами згоряння із зони зворотних струмів (ЗЗС). При цьому
горіння суміші на цій стадії відбувалося за нестачі повітря (αI = 0,4), що забезпечило
відносно низькі температури газів і суттєво знизило емісію швидких оксидів азоту.

Рис.3.6 - Вихровий пальник з екранним введенням газів рециркуляції
(1 - центральний колектор діаметром 168 мм для подачі напівкоксового газу: 12
отворів діаметром 18 мм на циліндрі, 6 отворів діаметром 28 мм на конусі; 2 - канал
первинного повітря діаметром 424 мм: 32 лопатки з кутом установки 30°; 3 - прямоточний
канал подачі газів рециркуляції діаметром 635 мм; 4 - канал вторинного повітря діаметром
800 мм 44 лопатки з кутом установки 40°).

53
Прямоточний потік газів рециркуляції ефективно екранував повітряні потоки
один від одного, внаслідок чого підмішування вторинного повітря в зону горіння мало
місце тільки на відстані (1-1,5)Dа від кромки пальникового пристрою і далі. При цьому
видно, що потік газів рециркуляції попередньо інтенсивно змішується із закрученим
потоком вторинного повітря ( Рисунок 3.7)
Таким чином, у зону горіння надходить вторинне повітря, вже розбавлене
інертними димовими газами (локальні концентрації О2 не перевищували 13%), що
істотно знижує максимальну температуру в зоні допалювання, яка не перевищує
1700°C. Зона допалювання розтягується до (3- 3,5)Dа, знижуючи об'ємні теплонапруги в
ній. У підсумку на цій стадії практично повністю пригнічується емісія термічних
оксидів азоту, а кінцева концентрація NOX у факелі становить менше ніж 20 ppm
(Рисунок 3.8).

Рис.3.7- . Поля швидкостей (а), температур (б), концентрацій монооксиду вуглецю (в)
і води (г) для вихрового пальника з екранним введенням газів рециркуляції
Інші досліджені варіанти даного пальникового пристрою зі збільшенням
коефіцієнта надлишку первинного повітря до 0,7-0,8 при відповідному зменшенні
витрати вторинного повітря, зміною кутів встановлення аксіальних лопаток у потоках

54
первинного і вторинного повітря від 0 до 40° виявилися менш ефективними з точки
зору вище пред'явлених до пальника вимог. У цих варіантах емісія оксидів азоту
перевищувала 80 ppm.

Рис.3.8- Поля концентрацій кисню (а) та оксидів азоту (б) для вихрового пальника з
екранним введенням газів рециркуляції.
3.2.3 Пальниковий пристрій з вихровим пілотним пальником
В цьому пальниковому пристрої для стійкого займання паливоповітряної суміші в
усьому робочому діапазоні навантажень використовується пілотний дифузійний
пальник дифузійний пальник, у якому спалюється мала частина загальної витрати
напівкоксового газу, що подається в пальник.
Пілотний пальник встановлено в центрі основного пальникового пристрою і являє
собою трубчастий газовий колектор, встановлений у повітряному потоці, який
попередньо закручується за допомогою аксіальних лопаток.
Основна частина палива вводиться через сопла, встановлені по окружності, в
повітряний потік, що зносить. Зниження емісії оксидів азоту досягається завдяки
розбиттю зони горіння на окремі факели і спалювання палива в прямоточних факелах у
повітряному потоці, попередньо розбавленому газами рециркуляції.
.
Рис.3.9 – Пальниковий пристрій з вихровим
пілотним пальником (1 – центральний колектор
діаметром 168 мм для подачі напівкоксового газу
пілотного пальника: 12 отворів діаметром 8 мм на
циліндрі; 2 – канал діаметром 246 мм для подачі
повітря до пілотного пальника: 16 лопаток з кутом
установки 30°; 3 – 8 патрубків мм подачі
напівкоксового газу; діаметром 800 мм подачі
основного повітря (спільно з газами рециркуляції)

55
Основним напрямком дослідження цієї конструкції було визначення оптимальних
витрат палива і повітря, що визначить температурні умови. Від цього залежить з одного
боку стійке горіння палива, що подається через сопла, з іншого - емісія оксидів азоту
Для зниження емісії оксидів азоту в цьому пальниковому пристрої передбачено
такі заходи. Так 97% напівкоксового газу вводиться в основний повітряний канал через
8 сопел діаметром 32 мм, які встановлені симетрично на уявній окружності, що
проходить через середину кільцевого каналу для подачі основного повітря. Відомо, що
розбиття зони горіння на окремі факели знижує об'ємні теплонапруги зони горіння і,
відповідно, температуру газів у ній [79]. Ці ефекти додатково посилюються за рахунок
спалювання палива в прямоточних факелах у повітряному потоці, попередньо
розбавленому газами рециркуляції (R = 15%). При цьому сумарний надлишок повітря в
пальниковому пристрої (з урахуванням подачі повітря в пілотний пальник) становить
αгор = 1,05.
Чисельні експерименти в основному підтвердили прийняті конструктивні
рішення. Завдяки пілотному вихровому пальнику по осі факела біля зрізу пальника
утворюється високотемпературна зона зворотних струмів, що забезпечує стійке
займання основних прямоточних факелів, розташованих на периферії (Рисунок 3.10).

Рис. 3.10- Поля швидкостей (а), температур (б), концентрацій монооксиду вуглецю (в)
та води (г) для пальникового пристрою з вихровим пілотним пальником
Однак, незважаючи на низькі надлишки повітря та теплову потужність, саме у

56
факелі пілотного пальника через високі температури горіння (понад 1900- 1950°C)
відбувається основний вихід оксидів азоту, максимальні концентрації яких у продуктах
згоряння наближаються до 100 ppm (Рисунок 3.11).

Рис. 3.11- Поля концентрацій кисню (а) та оксидів азоту (б) для пальникового
пристрою з вихровим пілотним пальником.
Слід особливо відзначити сильний вплив потужності пілотного пальника на
кінцевий вихід оксидів азоту. Так, за інших рівних умов чисельного експерименту
збільшення теплової потужності пілотного пальника до 5% приводило до збільшення
емісії NOX до 100 ppm, а збільшення потужності до 10% спричиняє зростання вмісту
оксидів азоту вже понад 200 ppm (Рисунок 3.12).

Рис. 3.12 - Вихід оксидів азоту у факелі газового пальника за теплової потужності
пілотного пальника 5% (а) і 10% (б)
Природно, що наведені вище результати чисельних експериментів не гарантують
повну достовірність отриманих чисельних значень вмісту оксидів азоту в продуктах
згоряння. Для цього необхідно виконати аналогічні розрахунки всього об'єму камери
згоряння, з урахуванням взаємодії факелів усіх пальникових пристроїв (включно зі
сланцевими пальники), що не було можливим у рамках цього дослідження.
Однак розрахункові дослідження в цьому разі дають змогу, як мінімум, якісно
порівняти конструкції різних пальників за досліджуваними параметрами і вибрати з них

57
оптимальний варіант.
У зв'язку з цим найбільшу перевагу з розглянутих пальникових пристроїв має
пальниковий пристрій з екранним введенням газів рециркуляції між повітряними
потоками. Однак під час остаточного вибору типу малоемісійного пальника слід брати
до уваги, крім зазначених, ще й інші чинники, насамперед технологію виготовлення і
можливості реалізації на цьому котлі з урахуванням його конструктивних особливостей
Висновок до третього розділу
Розрахункові дослідження показали, що принципово можлива подальша
експлуатація котла в разі його переведення на спалювання напівкоксового газу як
основного палива. При цьому надійна й економічна робота котла при дотриманні
екологічних нормативів може бути забезпечена в усьому діапазоні робочих
навантажень за рахунок істотного збільшення надлишку повітря на мінімальних
навантаженнях і характеризується збільшенням ККД котла (на 5,4% при рециркуляції
20%). Для реалізації такого підходу необхідне встановлення нових газових пальників і
подача газів рециркуляції в зону горіння до 20%.
Для переведення котла на спалювання напівкоксового газу як основного або
додаткового палива запропоновано та досліджено 3 варіанти конструкцій
малоемісійних пальникових пристроїв стадійного спалювання напівкоксового газу за
заданої їхньої потужності. Проведена за допомогою чисельних експериментів
оптимізація конструкцій дала змогу домогтися для кожного варіанта пальникового
пристрою забезпечення стійкого займання і горіння напівкоксового газу, емісію
оксидів азоту менше ніж 200 мг/м3 .

58

РОЗДІЛ 4

РОЗРАХУНКОВІ ДОСЛІДЖЕННЯ
РОБОТИ КОТЛА ПРИ СПІЛЬНОМУ
СПАЛЮВАННІ СЛАНЦЮ ТА
БІОПАЛИВА
МКР 24.144.27 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Більмаковськи Літ. Арк. Акрушів
Перевір. й РОЗДІЛ 4
Плахотний
РОЗРАХУНКОВІ ДОСЛІДЖЕННЯ РОБОТИ
Реценз. КОТЛА ПРИ СПІЛЬНОМУ СПАЛЮВАННІ
СЛАНЦЮ ТА БІОПАЛИВА
Н. Контр. ЧДТУ, мТЕ-35
Затверд.

59
4.1 Дослідження можливості використання фрезторфу
Використання фрезторфу як енергетичного палива на ТЕС має свою специфіку,
яка насамперед спричинена його високою пожежо- та вибухонебезпечністю. У зв'язку
з цим для забезпечення надійної та безпечної роботи станції при спалюванні торфу
необхідно дотримуватися заходів щодо забезпечення безпеки під час його зберігання,
підготовки до спалювання і безпосередньо під час спалювання.
Так, рекомендується складувати торф в окремому критому складі, для його
подачі не можна використовувати шнекові живильники тощо. Розмелювання торфу
має здійснюватися в млинової системі, що забезпечує відсутність потрапляння дрібних
частинок торфу в приміщення котельного цеху. Крім цього ТЕС необхідно додатково
оснастити засобами пожежогасіння, необхідними в разі загоряння або вибуху торфу.
З відомих технологій використання фрезторфу, які добре себе зарекомендували,
найбільш ефективною є технологія його спалювання в плоско-паралельних струменях
(пальниках ППС) [90]. Для її реалізації розмелювання фрезторфу здійснюється в ММТ
із шахтним сепаратором, встановленим безпосередньо над млином перед пальниками.
У цьому випадку завдяки збільшенню швидкості пилоповітряної суміші в
прямоточних пальниках відбувається зниження статичного тиску, і шахтний сепаратор
з пальником працюють під розрідженням. Використання цих сепараторів дає змогу
зробити мінімальною довжину паливопроводів, що збільшує вибухобезпечність СМС.
Можливість спалювання торфу в пальниках ППС, розроблених МЕІ, що
забезпечують знижене шлакування екранів топки і надійну роботу котла,
обумовлюється не тільки тепловими розрахунками, а й можливістю розміщення
млинів уздовж фронту котла для забезпечення мінімізації довжини пилопроводів і
підвищення вибухонебезпечності пилопроводів і підвищення вибухобезпеки
пилосистем. Оцінка можливості цієї реконструкції нездійсненна в повному обсязі на
цьому етапі без додаткового обстеження обладнання та детального опрацювання
реконструкції сушильно-подрібнювальної системи.
Аналіз результатів теплових розрахунків котла під час спалювання фрезторфу
показав, що температура гострої та вторинної пари підтримується в усьому діапазоні
зміни навантаження котла. Для регулювання температури перегрітої пари
використовувалися ППТО і впорскування пари по тракту первинної пари. При цьому
аварійне впорскування в тракт НТ у розрахунках не використовувалося, оскільки воно

60
призначене для захисту вихідного пакета ШПП НТ.
Зі зростанням паропродуктивності котла температура продуктів згоряння на
виході з топки збільшується і за навантажень 290 т/год і вище вже перевищує 1000°С,
що створює умови для інтенсивного шлакування ширм. Причому при навантаженнях,
близьких до номінального, підвищеному шлакуванню також будуть схильні ширми в
опускному газоході. Крім того, зі зростанням навантаження котла до 290 т/год і вище
температура відхідних газів починає перевищувати необхідну величину в 220°С.
Відповідно до [70] та досвіду спалювання торфу на ТЕС [91] максимальне
значення температури продуктів згоряння на виході з топки становить 1000°C.
Результати досліджень показали, що має місце перевищення цього значення вже за
середніх навантажень (від 230 т/год).
Рис 4.1 - Робочі характеристики котла при спалюванні торфу та сланцю за
адекватною моделлю
Сушіння фрезторфу під час його розмелювання відповідно до [70] може
здійснюватися гарячим повітрям із температурою не нижче 400°С. Такий рівень
температур, згідно з тепловими розрахунками, не може бути забезпечений у всьому
діапазоні навантажень котла.
Так під час роботи котла на максимальних навантаженнях від 290 т/год і вище
температура гарячого повітря досягає значень 350÷365°С. За такого рівня температур
гарячого повітря є позитивний досвід спалювання торфу спільно з природним газом у
пальниках ППС. Однак використання газу неможливе в цьому разі, оскільки це
призведе до зростання рівня температур у топці, що призведе до інтенсифікації
шлакування топкових екранів і пароперегрівачів у з'єднувальному газоході.

61
Однак зі зменшенням паропродуктивності температура гарячого повітря падає до
320°С, що без проведення додаткових досліджень не дає змоги забезпечити необхідне
сушіння фрезторфу і його стійке спалювання навіть при спільному спалюванні з
природним газом.
Таким чином, аналіз результатів розрахункових досліджень під час спалювання
фрезерного торфу показав неможливість забезпечення в цьому випадку надійної,
безпечної та економічної роботи котельної установки в усьому робочому діапазоні
навантажень.
Тому далі було проведено розрахункові дослідження спільного спалювання
сланців зниженої калорійності (4,84 і 6,64 МДж/кг) і фрезторфу, у рамках яких частка
останнього за теплом варіювалася від 10% до 90% у всьому експлуатаційному
діапазоні навантажень котла (Рисунки 4.2, 4.3).
У цих розрахунках способи регулювання температури перегрітої пари ВТ і НТ
приймалися такими самими, як і в вище описаних випадках. Загалом результати
розрахунку спільного спалювання фрезторфу зі сланцями різних калорійностей схожі
між собою. Проте за отриманими результатами експлуатаційну область роботи котла
при спільному спалюванні сланцю з фрезторфом можна розділити на 2 зони: область
малих навантажень до 217 т/год і область максимальних навантажень від 292 т/год і
вище.
Рис. 4.2 - Робочі характеристики котла при спалюванні торфу та сланцю
калорійністю 4,84 МДЖ/кг у робочому діапазоні навантажень

62

Рис 4.3 - Робочі характеристики котла при спалюванні торфу та сланцю
калорійністю 6,64 МДЖ/кг у робочому діапазоні навантажень
Робота котла на максимальних навантаженнях від 292 т/год і вище
характеризується такими особливостями. Збільшені обсяги повітря і продуктів
згоряння перевищують максимальну продуктивність тягодуттьових машин. Таким
чином, нормальна робота котла без заміни димососів і дуттьових вентиляторів стає
неможливою.
З досліджених режимів роботи температури гострої та вторинної пари не
досягають необхідного рівня тільки під час спалювання фрезторфу зі сланцем
калорійністю 4,84 МДж/кг на номінальному навантаженні котла 320 т/год (Рис. 4.2), у
всіх інших випадках вони потрапляють у необхідний діапазон 500÷530°С (Рис. 4.3)
Температура продуктів згоряння на виході з топки, як і під час спалювання
чистого торфу, перевищує граничний рівень у 1000°С, встановлений з метою
передження шлакування ширм. Виняток становлять випадки при спільного
спалювання сланцю з калорійністю 4,84 МДж/кг із часткою фрезторфу до 20% (за
теплом) включно.Ступінь кипіння середовища на виході з економайзера перевищує
допустимі 25%, що вимагає проведення додаткових досліджень для визначення
надійності роботи.
Реалізація цього проєкту недоцільна через ненадійну та неекономічну роботу
котла при спалюванні торфу, а також через необхідність повної заміни обладнання
пилосистем. Це призведе до дуже великих обсягів і термінів реконструкції котла за
наявності ризику шлакування на максимальних навантаженнях, труднощами
забезпечення вибухобезпеки роботи котла і пилосистем, витрат палив що
розглядаються, нестабільністю складу і калорійності фрезерного торфу.

63
4.2 Дослідження можливості використання соломи як додаткового палива під час
спільного спалювання сланців зі зниженою теплотою згоряння.
Слід особливо зазначити, що властивості соломи сильно залежать від місця
зростання, пори року і погоди, ґрунту і добрива. Наприклад, вміст хлору в рано
зібраній соломі майже в 4 рази вищий, ніж у пізній. При цьому максимальний вміст
хлору може досягати 0,97%, і це сильно впливає на корозію поверхонь нагрівання.
Вміст летких у соломі коливається від 60% до 70% [92].
Водночас температура плавлення золи соломи значно нижча за температуру
плавлення ніж у золи сланців. Розм'якшення золи соломи починається вже за дуже
низьких температурах (735÷840°C), що необхідно враховувати при виборі технології
спалювання і налагодження режиму горіння в топці.
Однією з проблем використання соломи як додаткового палива на ТЕС є її
низька щільність. У непресованої соломи вона всього 30÷40 кг/м3 що здорожує
транспортування і складування. Тому найчастіше солому постачають у пресованому
вигляді.
Під час збирання зернових вологість соломи зазвичай становить 30÷60%, для
факельного спалювання солома придатна за вологості до 20%. Тому вологу солому,
що надійшла, треба підсушити до складування або в складі [54]. Це вбереже її від
самонагрівання та гниття під час зберігання, але при цьому збільшує капітальні та
експлуатаційні витрати, пов'язані з її використанням.
З досвіду використання «зелених» палив спільно з основним їхнє надійне й
ефективне спалювання можливе за невеликої частки біопалива за теплом. У зв'язку з
цим у розрахунках частка соломи (за теплом) як додаткового палива обмежувалася
діапазоном 10÷30%. Результати розрахунків наведено на рисунках 4.4 та 4.5.
Розрахунки показали, що використання соломи як додаткового палива з більш
високою теплотою згоряння, ніж сланці, дещо розширює діапазони робочих
навантажень котла. Причому чим більше частка соломи (по теплу), тим ширші ці межі.
Прийняте обмеження щодо температури на виході з топки не звузило діапазони
нормальної роботи котельної установки порівняно з роботою сланців зі зниженою
теплотою згоряння

64

Рис. 4.4 – Зміна робочих характеристик котла при сумісному спалюванні сланцю
калорійністю 4,84 МДж/кг та соломи залежно від навантаження

Рис. 4.5 - Зміна робочих характеристик котла при сумісному спалюванні сланцю
калорійністю 6,64 МДж/кг та соломи залежно від навантаження
Однак через малий досвід факельного спалювання соломи та твердого палива у
вітчизняній енергетиці реалізація даного способу пов'язана з низкою ризиків.
Перший пов'язаний з можливим збільшенням інтенсивності шлакування
поверхонь нагріву як у самій топці, так і на виході з неї у зв'язку з малою вивченістю
властивостей золи соломи, а також мінливості її складу, про що вже згадувалося вище.
Крім того, слід очікувати збільшеної порівняно зі спалюванням сланців емісії оксидів
азоту з огляду на більший вміст материнського азоту у складі соломи та вищої
адіабатної температури горіння. Спалювання соломи, на відміну від сланців, також
супроводжуватиметься емісією токсичних хлоридів, вміст яких сильно впливає на

65
корозію поверхонь нагріву.
Солома придатна для спалювання, якщо її вологість вбирається у 20%. Відповідно
на станції повинен бути передбачений технологічний процес попередньої сушіння
соломи, для чого може бути використане повітря.
Перед введенням в топку солома повинна бути подрібнена. Використовувати для
цього існуючі млини не рекомендується через високу ймовірність їх забивання
стеблами соломи. Для цього доцільно використовувати шнекові подрібнювачі [92].
Однак вони не забезпечують необхідну якість підготовки соломи для спалювання та
необхідну рівномірність подрібнення. Але саме ці характеристики впливатимуть на
процеси займання та повного вигоряння соломи, а також на інтенсивність шлакування
поверхонь нагріву. В іншому випадку великі частинки соломи не зможуть повністю
згоріти в обсязі камери згоряння.
Для реалізації спалювання соломи як додаткового палива знадобиться наступна
реконструкція котельної установки.
 Організація системи зберігання, попереднього підсушування та подрібнення
соломи.
 Організація системи пневмотранспорту подрібненої соломи в топкову камеру.
 Розробка та встановлення на котлі окремих пальникових пристроїв подачі
подрібненої соломи.
Таким чином, аналіз результатів досліджень показав, що з точки зору спільне
спалювання сланцю із соломою дозволяє дещо розширити області надійної та
ефективної роботи котла та котельної установки по порівняно зі спалюванням сланців
зі зниженою теплотою згоряння. Однак спільне спалювання сланців та соломи може
супроводжуватися інтенсифікацією шлакування поверхонь нагріву, збільшенням емісії
оксидів азоту, утворенням хлоровмісних сполук і вимагає великих обсягів
реконструкції обладнання. У зв'язку з цим використання соломи як додаткового
палива недоцільно.
4.3 Дослідження можливості використання тирси в якості додаткового
палива при спільному спалюванні сланців зі зниженою теплотою згоряння
У складі тирси міститься також у невеликих кількостях дьоготь, смоли та феноли,
які за певних умов можуть з димових газів осідати на холодні поверхні нагріву та
димоходів з утворенням відкладень, що важко видаляються.

66
Результати теплових розрахунків котла наведено на рисунках 4.6 та 4.7.
Коефіцієнти забруднення ε та теплової ефективності ψ поверхонь нагріву, а також
параметр М приймалися відповідно до адекватної моделі котла на сланці за
рекомендаціями [70].

Рис. 4.6 – Зміна робочих характеристик котла при сумісному спалюванні сланцю
калорійністю 4,84 МДж/кг та тирси в залежності від навантаження

Рис. 4.7 – Зміна робочих характеристик котла при сумісному спалюванні сланцю
калорійністю 6,64 МДж/кг та тирси в залежності від навантаження
Результати розрахунків спільного спалювання сланців з тирсою якісно і кількісно
виявилися близькими до аналогічних результатів, отриманих при дослідженні роботи
котла при використанні соломи як додаткового палива. При спалюванні тирси не

67
вводилося додаткове обмеження на температуру на виході з топки. Організація
спільного спалювання сланців з тирсою технічно дещо простіше, ніж спалювання з
соломою і тирси буде дещо менше ніж витрата палива при роботі тому ніяких
труднощів у роботі сушильно-млинової системи бути не повинно.
Далі суміш сланцю та тирси традиційним шляхом прямує в пальники. При цьому
не буде потрібна реконструкція як самих пальників, так і повітропроводів,
паливопроводів до них. Як показує, практика тирса легко спалахує і згоряє в потоці
повітря. При цьому, однак, слід враховувати можливість збільшення механічного
недопалу палива, пов'язаного з тим, що тирса може мати розміри більше, ніж
сланцевий пил.
Спільне спалювання сланців з тирсою може бути реалізовано на чинному котлі
практично без реконструкції котла і сушильно-млинової системи. У зв'язку з тим, що
теплота згоряння тирси в кілька разів перевищує теплоту згоряння сланців, що
розглядаються, їх спільне спалювання дозволяє дещо збільшити діапазон робочих
навантажень котла
Висновок до четвертого розділу
Проведені дослідження показали, що використання в цих котлах торфу для
спільного спалювання зі сланцями зниженої калорійності або як основне паливо не
може бути рекомендовано через ненадійну та неекономічну роботу котла та
необхідність заміни обладнання пилосистем. Крім того використання торфу збільшує
експлуатаційні ризики, пов'язані з його високою пожежо- та вибухонебезпечністю.
Спільне спалювання сланців із соломою принципово розширює область надійної
та ефективної роботи котла та котельної установки. Однак не є доцільним у зв'язку з
необхідністю значної реконструкції обладнання, а також можливою інтенсифікацією
шлакування поверхонь нагріву, збільшенням емісії оксидів азоту, утворенням
компонентів, що містять хлор.
Спільне спалювання сланців з тирсою дозволяє збільшити діапазон надійної та
ефективної роботи котла та котельної установки. Воно може бути реалізовано на
чинному котлі практично без реконструкції котла та сушильно-млинової системи.
.

68

РОЗДІЛ 5

ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В
НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ
МКР 24.144.27 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Більмаковський Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Цікановський РОЗДІЛ 5
Реценз. ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА
Н. Контр. В НАДЗВИЧАЙНИХ ЧДТУ, мТЕ-35
Затверд. СИТУАЦІЯХ

69
5.1. Загальні вимоги безпеки.
5.1.1. Обслуговування котлів може бути доручено особам не молодшим 18 років,
які пройшли медичний огляд, навчені за відповідною програмою і склали екзамени
кваліфікаційній комісії, мають посвідчення на право обслуговування котлів та
одержали відповідні інструктажі із безпеки праці на робочому місці.
Чергова (повторна) перевірка знань машиніста здійснюється комісією не рідше 1
раз у 12 місяців, а інструктажі з охорони праці 1 раз в 3 місяці.
5.1.2. Під час роботи машиніст повинен дотримуватися вимог внутрішнього
розпорядку. Виконувати тільки необхідну роботу, яка передбачена виробничою
інструкцією та нормативними документами. Сторонні особи допускаються у котельні
тільки з дозволу адміністрації і у супроводі її представника. Курити дозволяється в
спеціально відведених для цього місцях, обладнаних засобами пожежогасіння.
Забороняється під час роботи вживати алкогольні напої. Не дозволяється спати під час
чергування, зберігати постійні речі у приміщенні котельні.
5.1.3. Під час обслуговування котлів необхідно застосовувати відповідні засоби
захисту, що запобігають дії на машиніста небезпечних або шкідливих факторів, до
яких відносяться:
• обслуговування обладнання, що транспортує речовини підвищеної
температури і тиску;
• обслуговування та огляд обладнання і приладів на висоті;
• підвищений рівень температури повітря, шуму та вібрації в приміщені
котельні.
5.1.4. Для запобігання пожежі в приміщенні котельні необхідно:
• стежити за справністю електрообладнання, не допускати його
перегрівання, своєчасно усувати несправності за допомогою відповідних
фахівців;
• періодично контролювати очищення газоходів від сажі;
• промасленні ганчірки прибирати в спеціальні металеві ящики і регулярно
віддаляти їх з приміщення.

70
5.1.5. В приміщенні котельні повинні бути засоби пожежогасіння (пісок,
вогнегасник та ін.) Кочегар повинен знати місце їх знаходження і вміти користуватися
будь-якими засобами пожежогасіння.
5.1.6.У випадку травмування, виявлення зіпсованості обладнання, пристосувань,
інструментів - негайно повідомити про це відповідальному за безпеку експлуатації
котельні.
5.1.7. Кочегарові необхідно вміти надати першу медичну допомогу потерпілому
внаслідок аварійного стану чи при нещасному випадку, вміти користуватися аптечкою.
5.1.8. Приміщення котельні, котли, усе устаткування та робоче місце слід
тримати у справному стані та чистоті, дотримуватись правил особистої гігієни.

Рис.5.1 – робоче місце оператора котельні
5.1.10. Забороняється:
- зберігати в приміщенні котельні легкозаймисті речовини або матеріали,
- балони з газами, газогенератори;
- необережно поводитись з вогнем;
- захаращувати чи закривати проходи, включаючи проходи до пожежного
інвентарю. Ширина проходів між устаткуваннями повинна бути не менше 1м.
5.1.11.Особи, які порушили вимоги цієї інструкції, протягуються до
відповідальності в адміністративному або кримінальному порядку згідно з діючим
законодавством.
5.1.12. При роботі в котлі, на його площадках і в газоходах для місцевого
освітлення повинні застосовуватися переносні акумуляторні світильники у

71
вибухозахищеному виконанні напругою не понад 12 В, включення і вимикання яких
повинно здійснюватися поза вибухонебезпечною зоною.
5.1.13. Не допускається розміщення баків з легкозаймистим рідким паливом, а
також запасів горюче мастильних матеріалів у приміщенні, де встановлений котел.
5.2. Вимоги безпеки перед початком роботи.
5.2.1. Заступаючи на чергування, кочегар котельні зобов’язаний ознайомитися із
записами у змінному журналі і перевірити справність котлів та їхнього устаткування, а
також справність аварійного освітлення та сигналізації
Прийом і здача чергування оформляється черговим по зміні відповідним
записом у змінному журналі про результати перевірки котлів та їх устаткування,
водовказівних приладів, сигналізаторів граничних рівнів води, манометрів, запобіжних
клапанів, живильних приладів та засобів автоматики.
5.2.2.Не дозволяється приймати та здавати чергування під час ліквідації аварій у
котельні.
5.2.3.Машиніст (кочегари) під час чергування не повинні відриватись від
виконання обов’язків, покладених на них інструкцією.
5.2.4.Забороняється залишати котли без нагляду до нового припинення горіння у
топці, видалення з неї залишків палива і зниження тиску до нуля.
5.2.5.До початку будь-яких робіт в середині котла, з’єднаного з іншими
працюючими котлами загальними трубопроводами (паропровід, живильний,
відпускний і т. д.), а також перед оглядом або ремонтом елементів, що працюють під
тиском, при наявності небезпеки опіку людей парою або водою, котел треба відділити
від усіх трубопроводів заглушками.
5.2.6. Відкривати люки і лючки, а також ремонтувати елементи котла
дозволяється тільки при повній відсутності тиску. Перед відкриттям люків і лючків у
межах водяного простору, воду з елементів котлів необхідно повністю видалити.
5.2.7. Виконання робіт всередині топок і газоходів котла допускаються тільки
при температурі, що не перевищує 50 º С, при наявності письмового дозволу (наряду-
допуску) завідуючого котельнею, написаного після відповідної перевірки місця
роботи. Перебування однієї й тієї ж особи всередині котла чи газоходу за цих
температурних умов не повинно перевищувати 20 хвилин.

72
5.2.8. Перед початком робіт топку та димоходи треба старанно провентилювати,
забезпечити добре освітлення і надійний захист від можливого проникнення в
приміщення диму та пилу з димоходів працюючих котлів.
5.2.9. На вентиляторах, засувках і заслінках при відключенні ділянок
трубопроводів і димоходів, а також на пускових пристроях димососів, дуттьових
вентиляторів та живильників палива необхідно вивішувати плакати “Не включати,
працюють люди”. Одночасно на пускових пристроях димососів, дуттьових
вентиляторів і живильників палива необхідно зняти плавкі вставки. Установку та
зняття заглушок виконують згідно з нарядом-допуском.
5.2.10. Під час роботи у котлі, на його площадках та в димоходах для
електроосвітлення застосовується напруга, що не перевищує 12В.
5.2.11. Перед закриттям люків і лазів необхідно перевірити, чи не залишились
всередині котла люди або сторонні речі, а також перевірити наявність і справність
пристроїв, які встановлюються всередині котла.
5.2.12. Електрообладнання та щити електропостачання повинні мати надійне
заземлення.
5.2.13. Для котла, працюючого на газоподібному паливі, після виконання вимог
попередніх пунктів:
а) перевірити справність газопроводу і встановлених на ньому кранів і засувок
(вся запірна арматура на газопроводах повинна бути закрита, а крани на продувальних
газопроводах - відкриті);
б) продути газопровід через продувальну свічку, поступово відкриваючи засувок
на відгалуженні газопроводу до котла. Якщо після перевірки газоаналізатором (або
іншим надійним засобом) виявиться, що в газопроводі відсутня вибухонебезпечна
газоповітряна суміш, свічку треба закрити;
в) переконатися у відсутності витікання газу з газопроводів, газового обладнання
й арматури шляхом обмилювання нарізних і фланцевих з'єднань. Користування
відкритим вогнем при виконанні цієї роботи категорично забороняється;
г) перевірити за манометром відповідність тиску газу, а при двопровідних
пальниках, крім того, - відповідність тиску повітря перед засувками пальників при
працюючому дуттьовому вентиляторі, встановленому тиску;

73
д) відрегулювати тягу котла, що розпалюється, встановивши розрідження в топці
2 - 3 мм водяного стовпчика.
5.2.14. Для котла, працюючого на рідкому паливі, температуру палива довести
до величини, встановленої в інструкції, прогріти парову лінію до форсунок.
5.3. Вимоги безпеки під час роботи.
5.3.1. Перед розпалюванням котла слід старанно перевірити:
а) справність топки і димоходів, запірних та регулювальних пристроїв;
б) справність контрольно-вимірювальних приладів, арматури, гарнітури,
живильних пристроїв, димососів та вентиляторів, а також наявність природної тяги;
в) заповнення котла водою до відмітки нижчого рівня;
г) чи утримується рівень води у котлі, чи немає пропуску її через лючки, фланці
чи арматуру;
д) чи немає заглушок на живильній , спускній та продувній лініях;
е) відсутність у топці і димоходах людей або сторонніх предметів.
5.3.2.Безпосередньо перед розпалюванням котла необхідно провентилювати
топку і димоходи 10-15 хвилин ( залежно від конструкції котла) відкриванням дверей
топки, піддувала, шиберів для регулювання подачі повітря, заслінок природної тяги, а
при наявності димососів і вентиляторів – їх вмиканням.
5.3.3 Вмикання димососів у вибухонебезпечному виконанні допускається лише
після провітрювання котлів природною тягою та перевірки справності димососів.
Розпалювання котлів.
5.3.4 Котли розпалюють тільки при наявності розпорядження
райдержадміністрації, записаного в змінному журналі. Персонал котельні має бути
заздалегідь попередженим про час розпалювання котла.
5.3.5. Котли розпалюються протягом часу, встановленого адміністрацією, при
слабкому вогні, зменшеній тязі, закритому паровому вентилі і відкритому
запобіжному клапані або вентилі (крані) для випуску повітря. Під час розпалювання
котла необхідно забезпечити рівномірне прогрівання його частин і заздалегідь
включити пристрій для підігрівання води у нижньому барабані котла.
5.3.6. Застосування під час розпалювання котла, що працює на твердому паливі,
легкозаймистих матеріалів (бензин, газ та ін.) не допускається.

74
5.3.7. Якщо пароперегрівач котла має пристрій для запобігання перегріву його
елементів, під час розпалювання котла треба вмикати цей пристрій.
5.3.8. Якщо з відкритого запобіжного клапана або повітряного вентиля почне
виходити пара, необхідно закрити запобіжний клапан або повітряний вентиль і
відкрити продувний вентиль - за пароперегрівачем.
5.3.9. Підтягування болтів, лазів, люків під час розпалювання котла треба
виконувати з великою обережністю, тільки нормальним ключем, без застосування
важелів, і у присутності осіб, відповідальних за котельню.
Підтягування болтів, лазів, і люків під тиском не допускається.
5.3.10. Під час розпалювання необхідно вести контроль за переміщенням
елементів котла при тепловому розширенні за покажчиками переміщення (реперами)
5.3.11 При наявності у пароперегрівача котла приладу для запобігання перегріву
його елементів при розпалюванні котла ввімкнути цей прилад.
5.3.12 При наявності у водяного економайзера обвідного газоходу гарячі гази з
котла необхідно спрямувати через цей газохід, закривши заслінку для пропускання
газів через економайзер. Переводити гарячі гази на газохід економайзера належить
після того, як установиться регулярне живлення котла.
За відсутності обвідного газоходу для попередження нагріву води в
економайзері вище допустимої температури здійснювати прокачування через
економайзери води, що направляється по згінній лінії в бак або дренаж.
Якщо котли мають водяні економайзери киплячого типу і рециркуляційні лінії,
що з'єднують водяний простір барабана з нижніми колекторами економайзера, то
перед розпалюванням котла відкрити вентилі на цих лініях.
5.3.14 Пальник котла, працюючого на газоподібному паливі, запалювати
наступним чином: внести в топку до гирла пальника, що включають, запальник,
подати газ, поволі відкриваючи засувку перед пальником і стежити за тим, щоб він
загорівся одразу, тут же почати подачу повітря, потім збільшити подачу газу і повітря,
одночасно регулюючи розрідження в топці і полум'я у пальнику. Вилучити запальник
з топки після одержання стійкого полум'я.
Якщо до запалювання пальника полум'я запальника згасло, негайно припинити
подачу газу в пальник, вилучити запальник з топки і провентилювати топку та

75
газоходи протягом 10 - 15 хвилин. Тільки після цього можна приступати до
розпалювання пальника.
При наявності у котла кількох пальників їх запалювання виконується
послідовно. Якщо при розпаленні погаснуть всі або частина запалених пальників,
негайно припинити подачу газу до них, вилучити з топки запальник і провентилювати
топку та газоходи протягом 10 - 15 хвилин. Тільки після цього повторно запалити
пальники.
Запалюючи пальники, не слід стояти проти отворів (розпалювальних люків),
щоб не постраждати від випадкового викиду з топки полум'я. Оператор має бути
забезпечений засобами індивідуального захисту (захисні окуляри та ін.).
Операторові забороняється:
а) запалювати в топці погаслий газ без закриття подачі газу на пальники котла
попередньої вентиляції топки і газоходів;
б) запалювати газовий факел від сусіднього пальника.
Запалювання топок котлів, обладнаних автоматикою, виконувати з обов'язковим
додержанням вимог Інструкції заводу-виготівника котлів або спеціалізованих
пусконалагоджувальних організацій з обслуговування автоматики.
5.3.15 При паровому розпиленні рідкого палива для розпалювання форсунки в
топку ввести палаючий розпалювальний факел, подати пар до форсунки, а після цього
- паливо шляхом поступового відкриття вентиля.
Після запалення мазуту, змінюючи подачу мазуту, пари і повітря, відрегулювати
горіння.
5.3.16 При механічному розпиленні мазуту після внесення в топку палаючого
розпалювального факела або включення автоматики розпалювання, причинити
повітряний шибер і, поволі відкриваючи вентиль, подати мазут в топку. Після того, як
мазут займеться, відрегулювати горіння.
5.3.17 Розпалювальний факел видалити з топки лише тоді, коли горіння стане
тривалим. Якщо мазут не загорівся, негайно припинити подачу його в форсунки,
забрати з топки розпалювальний факел і провентилювати топку, газоходи і
повітряпроводи протягом 10 - 15 хвилин, установити причину незагорання палива та
усунути її. Тільки після цього знову приступити до розпалювання форсунки.

76
При наявності у котлах кількох форсунок розпалювання їх виконувати
послідовно.
Якщо при разпалюванні погаснуть всі працюючі форсунки, негайно припинити
подачу в них палива, видалити з топки ручні розпалювальні факели і провентилювати
топку, димоходи і воздухопроводи протягом 10 - 15 хвилин при працюючому димососі
і вентиляторі. Після цього можна знову розпалювати форсунки.
Якщо погасне частина працюючих форсунок, слід негайно припинити подачу
палива в ці форсунки, а потім запалити їх з допомогою палаючого ручного
розпалювального факела.
Розпалюючи форсунки, не можна стояти проти отворів (розпалювальних люків),
щоб не постраждати від випадкового викиду полум'я.
Операторові забороняється запалювати факел форсунки від сусідньої розжареної
кладки топки (без розтоплювального факела).
5.3.18 Коли з відкритого запобіжного клапана або повітряного вентиля почне
виходити пара, закрити запобіжний клапан або повітряний вентиль і відкрити
продувальний вентиль за пароперегрівачем.

Рис.5.2 – Приміщення для установки котла
Включення котла в роботу.
Перед включенням котла в роботу необхідно виконати:
а) перевірку справності дії запобіжних клапанів, водовказівних приладів,
манометра і живильних пристроїв;
б) перевірку показів рівня води за покажчиками рівня води прямої дії;
в) перевірку і включення автоматики безпеки, сигналізаторів, апаратури
автоматичного керування котлом;

77
г) продувку котла.
Забороняється включати в роботу котли з несправною арматурою, живильними
пристроями, автоматикою безпеки і засобами проти аварійного захисту та сигналізації.
5.3.19. Включення котла у паропровід повинен здійснюватись повільно, після
старанного прогріву і продуву паропроводу. Під час прогрівання необхідно уважно
стежити за справністю трубопроводу, конденсаторів, опору і підвісок, а також за
рівномірним розширенням паропроводу. При виникненні вібрації або різких ударів
необхідно припинити прогрівання до усунення виявлених дефектів.
5.3.12. При виключенні котла тиск у котлі повинен дорівнювати або бути дещо
меншим від тиску в проводі (не більше 0,5 кг/см2), при цьому горіння у топці слід
зменшити. Якщо в паропроводі виникатимуть поштовхи або гідравлічні удари,
необхідно негайно припинити включення котла і збільшити продування паропроводу.
5.3.13. По мірі збільшення навантаження котла продування пароперегрівача
зменшуються, а після досягнення приблизно половини навантаження - припиняється.
5.3.14. Час початку розпалювання і включення котла в роботу записується у
змінний журнал.
Робота котла.
5.3.15. Під час чергування персонал котельні повинен стежити за справністю
котла і всього устаткування котельні та суворо дотримуватись встановленого режиму
роботи котла.
Виявлені в процесі роботи несправності устаткування необхідно записати у
змінний журнал. Персонал повинен негайно вживати заходів щодо усунення
несправностей, які загрожують безпечній та безаварійній роботі устаткування. Якщо
усунути несправності своїми силами неможливо, необхідно повідомити про керівника
організації (чи особи, що виконує, його обов'язки) відповідальну за безпечну
експлуатацію котлів.
Особливу увагу під час роботи потрібно звертати на:
а) підтримання нормального рівня води у котлі та рівномірне живлення його
водою. При цьому не можна допускати, щоб рівень води знижувався нижче
граничного рівня або підіймався вище допустимого вищого рівня;
б) підтримання нормального тиску пари (підвищення тиску в котлі вище
дозволеного не допускається);

78
в) підтримання температури перегрітої пари, а також температури живильної
води після економайзера.
5.3.16. Перевірка справності дії манометра за допомогою трьохходових кранів
або запірних вентилів, що їх замінюють, повинна здійснюватися не менше одного разу
протягом зміни; результати перевірки записувати в змінний журнал.
5.3.17. Перевірку водовказівних приладів продування треба здійснювати для
котлів з робочим тиском до 24 кг/см2 не менше одного разу за зміну. Звіряти покази
знижених показників рівня води з водовказівними приладами прямої дії треба не
менше одного разу протягом зміни із записом результатів у змінний журнал.
5.3.18. Перевірку справності запобіжних клапанів продуванням необхідно
здійснювати для котлів з тиском до 0,7 кг/см не менше як раз за зміну (кожного
клапана). Робота котлів з несправними або не відрегульованими запобіжними
клапанами забороняється. Забороняється також заклинювати запобіжні клапани або
додатково навантажувати їх.
5.3.19. Справність всіх живильних насосів треба перевіряти короткочасними
пусками кожного з них у роботу; для котлів з робочим тиском до 24 кгс/см2 - не
менше одного разу протягом зміни.
Закидати тверде паливо на колосникову решітку ручної топки треба невеликими
порціями, швидко, при послабленому чи виключеному дутті. При наявності кількох
завантажувальних дверцях закидають паливо у кожну з них по черзі, після того, як
раніше вкинуте паливо в сусідні дверцята добре розгориться.
Товщину шару палива на колосниковій решітці треба підтримувати залежно від
сорту і якості палива відповідно до вказівок адміністрації. При збільшенні
навантаження котла необхідно з початку збільшити тягу, а потім дуття, при зниженні
навантаження - спочатку зменшити дуття, а потім - тягу. Дверці топок повинні бути
зачинені і замкнуті на клямки.
5.3.20.Періодичне продування котла треба здійснювати у терміни, встановлені
адміністрацією у присутності відповідальної за зміну особи. До продування необхідно
впевнитись у справності водовказівних приладів, живильних пристроїв і в наявності
води в живильних баках та в тому, що котли, які ремонтуються, або проходять чистку,
від’єднані від продувальних ліній.

79
Рівень води у котлі перед продуванням повинен бути дещо вищим від
нормального.
Продувальну арматуру треба відкривати обережно і поволі. При наявності двох
запірних пристроїв спочатку відкривають від котла, а після припинення продування
спочатку закривають перший від котла пристрій.
Під час продування котла необхідно стежити за рівнем води у котлі. У випадку
виникнення в продувальних лініях гідравлічних ударів, вібрації трубопроводу або
інших ненормальних явищ, продування слід негайно припинити. Після закінчення
продування потрібно переконатися в тому, що запірні органи на продувальній лінії
надійно закриті і не пропускають воду.
Забороняється виконувати продування, якщо несправна продувна арматура,
відкривати і закривати арматуру за допомогою молотка чи іншого предмета, а також із
застосуванням подовжених важелів. Час початку і закінчення продування котла
записується у змінному журналі.
5.3.21. Забороняється під час роботи котла виконувати підчеканення заклепних
швів, зварювання елементів котла та ін.
Чистку ручної топки слід здійснювати при зниженому навантаженні,
послабленому або виключеному дутті та зменшеній тязі.
При ручному золовидаленні шлак та золу видаляють з топки в бункер і
заливають водою. При видаленні шлаку і золи із топки безпосередньо на робочу
площадку, над місцем їх заливання необхідно включати витяжну вентиляцію.
5.3.22. Видалення з поверхні нагріву котлів шлаку, золи і нагару обдування
здійснюється в строки, встановлені адміністрацією. Перед обдуванням необхідно
збільшити тягу. Якщо тягу не можна збільшити, то треба ослабити горіння у топці,
зменшивши дуття. Обдування треба проводити за ходом газів, починаючи з поверхонь
нагріву, розміщених у камері топки у першому газоході.
Про проведення обдування котла треба попереджати весь обслуговуючий
персонал.
Обдування слід негайно припинити, якщо під час його проведення виходить дим
крізь люки, а також якщо буде виявлено несправність у котлі або обдувальному
пристрої.

80
Щоб запобігти опікам, обдувач повинен знаходитись збоку від дверцят. Все
устаткування і прилади автоматичного керування та безпеки котла необхідно
підтримувати у справному стані і регулярно перевіряти. Порядок і строки перевірки
встановлюються адміністрацією.
Зупинка котла.
5.3.23.Зупинка котла у всіх випадках, крім аварійної зупинки, дозволяється
тільки при наявності письмового розпорядження адміністрації.
Під час зупинки котла необхідно:
а) підтримувати рівень води у котлі вище середнього робочого положення;
б) припинити подачу палива в топку ;
в) від’єднати котел від паропроводів після повного припинення горіння у топці і
припинення відбору пари, а при наявності пароперегрівника - відкрити продувку.
Якщо після від’єднання котла від паропроводу тиск у котлі підвищується, слід
підсилити продування перегрівника. Дозволяється також зробити невелику продувку
котла і поповнення його водою:
г) розхолодити котел і відпустити воду з нього у порядку, встановленому
адміністрацією.
5.3.24.При зупинці котла, що працює на твердому паливі, слід
а) допалити при зменшених дутті і тязі залишки палива, що знаходились у топці.
Забороняється гасити паливо, яке горить, засипанням його свіжим паливом або
заливанням водою;
б) припинити дуття і зменшити тягу;
в) очистити топку та бункери;
г) припинити тягу, закривши заслінку, топкові та піддувальні дверцята (у
механічній топці припинити тягу після охолодження решітки).
5.3.25. Порядок консервації зупинених котлів повинен відповідати вказівкам
Інструкції заводу – виготівника по монтажу і експлуатації котлів.
5.4. Дії в аварійних ситуаціях.
5.4.1. Кочегар зобов’язаний у аварійних випадках негайно зупинити котел і
повідомити про це керівника (чи особу, яка його заміняє), зокрема у випадках, коли:
а) перестало діяти понад 50% запобіжних клапанів або інших замінюючих їх
запобіжних приладів;

81
б) піднявся тиск вище більш як на 10% і продовжує зростати, незважаючи на
припинення подачі палива, зменшення тяги і дуття на підсилене живлення котла з
водою;
в) відбувся упуск з котла (нижче нижнього краю водопокажчика). Підживлення
котла водою у цій ситуації категорично забороняється;
г) рівень води швидко зменшується, незважаючи на посилене живлення котла
водою;
д) рівень води піднявся вище від верхнього краю показника і продування котла
не вдається його знизити;
е) припинилася дія усього устаткування живлення;
ж) у основних елементах котла (барабані, колекторах, камерах, жаровій трубі,
вогнетривкій коробці; кожусі топки, трубній решітці, зовнішньому сепараторі,
паропроводі і т. д.) виявлено тріщини, опуклості, пропуски у зварних швах, обриви
двох і більше зв`язок, які знаходяться поруч;
з) зупинилася подача електроенергії при штучній тязі, а також пошкодженій
елементи котла та його обмурівки, що створило загрозу для безпеки обслуговуючого
персоналу або загрозу зруйнування котла;
і) виникла пожежа у котельній або загорілась сажа чи частинки палива у
газоходах, що створило загрозу обслуговуючому персоналу і котлу.
5.4.2. Причини аварійної зупинки котла треба написати у змінний журнал.
5.4.3. При появі течі у заклепувальних швах або у місцях вальцювання труб,
свищів в трубах поверхні нагріву котла, а також інших пошкоджень та несправностей
котла, арматури, манометрів, приладів безпеки і допоміжного устаткування, що не
потребують негайної зупинки котла, обслуговуючий персонал зобов`язаний терміново
повідомити про це адміністрацію.
5.4.4. Під час аварійної зупинки котла необхідно:
а) припинити подачу палива і повітря, різко ослабити тягу;
б) негайно видалити з топки паливо, що горить; у виключних випадках, якщо це
неможливо зробити, паливо, що горить, залити водою, спостерігаючи, щоб струмінь
води не попав на стінку котла та обмурівку;
в) після того як горіння палива у топці припинено, відкрити на деякий час
димові, а в ручних топках - топкові дверцята;

82
г) відключити котел від головного паропроводу;
д) пару випускати через трохи підняті запобіжні клапани або аварійний
вихлопний вентиль, крім випадків, про які сказано у пункті 5.4.1.
5.4.5. У випадку зупинки котла внаслідок загоряння сажі слід негайно
припинити подачу палива і повітря у топку, припинити тягу, зупинивши димососи та
вентилятори, і повністю припинити димохід парою, і після припинення горіння
провентилювати топку.
5.4.6. У випадку виникнення у котельні пожежі, персонал повинен негайно
викликати пожежну охорону і вжити всіх заходів щодо гасіння пожежі, не
припиняючи нагляду за котлами.
Якщо пожежа загрожує котлам і швидко погасити її не можливо, необхідно
зупинити котли в аварійному порядку, посилено живлячи їх водою і випускаючи пару
в повітря (поза приміщенням котельні).
5.5. Вимоги безпеки після закінчення роботи.
5.5.1. Навести порядок на робочому місці.
5.5.2. Здати чергування відповідальному по зміні з записом у змінному журналі
про всі замічені недоліки, несправності, указівках, розпорядженнях керівництва.
5.5.3. Зупинка котла (за винятком аварійної) провадиться за письмовим наказом
особи, відповідальної за безпечну експлуатацію котла, про що робиться запис у
змінному журналі.
5.5.4. У випадку зупинки котла працівники котельні не мають права залишати
своє робоче місце до повного припинення горіння в топці котла, видалення з нього
залишків палива і зниження тиску до нуля, за винятком котлів, що не мають цегельної
кладки. У таких котлах зниження тиску до нуля після видалення палива з топки не
обов'язково, якщо котельня буде закрита на замок.
Висновок до п’ятого розділу
В розділі охорони праці розглянули основні вимоги по техніці безпеки перед
початком роботи, під час роботи та при виникненні аварійних ситуацій при
обслуговування котлів, що працюють на твердому паливі

83
ЗАГАЛЬНІ ВИСНОВКИ
1. Створено та верифіковано математичну модель котла ТП-101, яка
точно описує процеси теплообміну в робочому діапазоні навантажень.
2. Аналіз використання горючих сланців показав, що найбільша робота
котла можлива за теплотворну здатність сланцю не менше 6,64 МДж/кг. За
нижчих значень потрібне додаткове паливо з більшою теплою згоряння.
3. Досліджено, що використання полукоксового газу дозволяє
підвищити ефективність котла до 85%. Для нормальної роботи при теплоті
згоряння сланцю 4,84 МДж/кг необхідна частка газу до 70%.
4. Визначено, що перехід котла на полукоксовий газ як єдине паливо
можливий при рециркуляції продуктів згоряння (до 20%) і підвищенні
коефіцієнта надлишку повітря. ККД котла може зрости з 83% до 89%.
5. Запропоновано три конструкції малоемісійних пальників для
зниження викидів оксидів азоту до 200 мг/м³, що підтверджено чисельними
експериментами.
6. Дослідження економічної доцільності використання біопалива
показало, що спалювання соломи та тирси можливе на низьких
навантаженнях (до 78% від номінальної потужності). Оптимальна частка
біопалива — до 30%. Тирса є економічно вигіднішою. Використання торфу
виявилося недоцільним через низьку ефективність та високі ризики.
7. Розглянуто основні вимоги по техніці безпеки оператора ТЕС.

84
СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ
1. Борисов М. А. Реабілітація ТЕС. Забезпечення сталої роботи об’єднаної
енергосистеми України // Енергетика та електрифікація. – 2004. – № 3. – С. 2–3.
2. Оксфордська ілюстрована енциклопедія. – Т. 6. Винаходи та технології / Під
ред. Монті Фінністон. – 2002. – 406 с.
3. Петров В. С., Гончаренко В. Г., Погарова Л. С. Проблеми та перспективи
розвитку теплової енергетики України // Енергетика та електрифікація. – 2001. –
С. 42–44.
4. Теплотехніка / Б. Х. Драганов, А. А. Долінський, А. В. Міщенко, Є. М.
Письменний; За ред. Б. Х. Драганова. – К.: ТОВ «Астра Пол», 2005. – 503 с.
5. Енергетичні установки та навколишнє середовище / В. А. Маляренко, Г. Б.
Варламов, Г. Н. Любчик та ін.; Під ред. В. А. Маляренка. – Харків: ХГФГХ,
2002. – 397 с.
6. Аналіз стану котельного господарства України з метою модернізації,
продовження ресурсу чи заміни котлів малої і середньої потужності / І. Я. Сігал,
Е. П. Домбровська, А. В. Смухіна та ін. // Екотехнології та ресурсозбереження. –
2003. – № 6. – С. 76–79.
7. Використання технологій циркулюючого киплячого шару для спалювання
відходів вуглезбагачення / Ю. П. Корчевой, М. А. Борисов, О. Ю. Майстренко та
ін. // Енергетика та електрифікація. – 2002. – № 1. – С. 8–11.
8. Корчевой Ю. П., Майстренко А. Ю., Вольчин І. А. Шляхи модернізації та
реконструкції пиловугільних котлоагрегатів теплових електростанцій // Новини
енергетики. – 2000. – № 4. – С. 38–40.
9. Котлобудування – необхідний елемент розвитку енергетики / Ю. П. Корчевой,
О. Ю. Майстренко, Н. І. Дунаєвська, А. А. Потапов // Енергетика та
електрифікація. – 2004. – № 12. – С. 7–9.
10. Майстренко А. Ю., Дудник А. М., Топал О. І. Порівняльний аналіз техніко-
економічних показників роботи ТЕС, що використовують чисті вугільні
технології // Енергетика та електрифікація. – 1997. – № 6. – С. 1–3.
11. Майстренко А. Ю., Чернявський М. В. Питання підвищення ефективності
використання твердого палива на ТЕС // Енергетика та електрифікація. – 2004. –
С. 17–27.

85
12. Паливно-енергетичний комплекс України у цифрах і фактах / За ред. М. П.
Ковалка. – К.: УЕЗ, 2000. – 152 с.
13. Саранчук В. І., Ошовський В. В., Власов Г. А. Фізико-хімічні основи переробки
горючих копалин. – Донецьк: ДонГТУ; Східний видавничий дім, 2001. – 304 с.
14. Тарасюк В. М. Експлуатація котлів. – Київ: Основа, 1999. – 282 с.
15. Чернявський М. В. Розширення паливної бази енергетики за рахунок відходів
вуглезбагачення // Енергетика та електрифікація. – 1999. – № 1. – С. 1–4.
16. Чернявський М. В. Паливні втрати при поставках на ТЕС незбагаченого та
збагаченого вугілля // Екотехнології та ресурсозбереження. – 2000. – № 5. – С.
3–7.
17. Шеберстов А. М. Стан теплових електростанцій України, перспективи їх
оновлення та модернізації // Енергетика та електрифікація. – 2004. – № 12. – С.
1–6.
18. Щербаков В. К. 100 років кафедрі атомних електростанцій та інженерної
теплофізики. Нарис історії. – К.: Альтапрес, 2003. – 268 с.
19. Газодинамічне вдосконалення проточних частин парових турбін для ТЕС і АЕС
ВАТ «Турбоатом» / Є. В. Левченко, Л. О. Зарубін, В. М. Галацан, А. М. Лобко //
Зб. наук. праць ІПМаш НАН України. – Харків, 2003. – 682 с.
20. Головащенко А. Ф., Трошин В. П., Станюк А. М. Газотурбінні двигуни та
установки ДП НВКГ «Зоря–Машпроект» для електростанцій. – Миколаїв, 2002.
– С. 31–36.
21. Домашев Є. А. Передумови та можливі шляхи розвитку атомної енергетики в
Україні // Енергетика: економіка, технології, екологія. – 2001. – № 3. – С. 10–14.
22. Костенко Д. О. Аналіз стану та перспективи розвитку газотурбобудування у
світі та Україні // ПЕК. – 2005. – № 3. – С. 74–76.
23. Мацевитий Ю. М., Голощапов В. М. Про розвиток енергомашинобудівного
комплексу України до 2030 року // Зб. наук. праць ІПМаш НАН України. –
Харків, 2003. – 682 с.
24. Модернізація турбоустановок К-300-240 ВАТ «Турбоатом» для електростанцій
України / Є. В. Левченко, В. П. Сухінін, Б. О. Аркадьєв та ін. // Харків: ІПМаш
НАН України, 2003. – 682 с.
25. Паливно-енергетичний комплекс України на порозі третього тисячоліття / Під

86
заг. ред. А. К. Шидловського, М. П. Ковалка. – К.: УЕЗ, 2001. – 400 с.
26. Технологія «Водолій» – подальший розвиток високоефективних
газопаротурбінних установок / А. В. Коваленко, О. Г. Жирицький, В. О. Кривуца
та ін. – Миколаїв, 2002. – С. 72–76.
27. Христич В. А., Варламов Г. Б. Газотурбінні установки: історія та перспективи. –
К.: НТУУ «КПІ», 2006. – 384 с.
28. Буляндра О. Ф. Технічна термодинаміка. – К.: Вища школа, 2001. – 320 с.
29. Варламов Г. Б., Любчик Г. М., Маляренко В. А. Теплоенергетичні установки та
екологічні аспекти виробництва енергії. – К.: Політехніка, 2003. – 228 с.
30. Здановський В. Г., Півень В. В., Зубанюк В. Р. Раціональне застосування
парогазових установок та їх роль в енергетичній безпеці України //
Енергоінформ. – 1999. – № 12. – С. 1–2.
31. Енергетична стратегія України. Погляд громадськості / Матеріали конф.
«Основні положення Енергетичної стратегії України». – К.: ЦТІ, 2003. – 260 с.
32. Каменєва В. О., Панов О. М. Київська електрична система. – К.: Техніка, 1982. –
175 с.
33. Шидловський А. К., Кесова Л. О., Федоренко Г. М. Вугільна енергетика світу:
стан, проблеми, перспективи росту // Новини енергетики. – 1998. – № 11. – С.
16–35.
34. Маляренко В. А., Немировський І. А. Енергозбереження та енергетичний аудит:
навч. посібник. – Харків: НТУ «ХПІ», 2011. – 341 с.
35. Маляренко В. А., Щербак І. О. Аналіз споживання паливно-енергетичних
ресурсів України та їх раціонального використання // Енергетичні та
теплотехнічні процеси й устаткування. – 2013. – № 14. – С. 118–127.
36. Тульчинська С. О., Чорній Б. П. Виробництво та споживання електроенергії в
Україні // Сучасні проблеми економіки і підприємництво. – 2016. – № 18. – С.
56–62.
37. Маляренко В. А., Тимченко С. П., Яковлєв О. І. Відновлювана енергетика
України: стан, проблеми розвитку // Світлотехніка та електроенергетика. – 2011.
– № 3. – С. 63–66.
38. Єрьоменко А., Куюн С., Кобаль Г. Про нафту, про газ, зачатки ринку та про нас
// Дзеркало тижня. – 2016. – № 50.

87
39. Маркевич К., Омельченко В. Глобальні енергетичні тренди крізь призму
національних інтересів України. – Київ: Заповіт, 2016. – 120 с.
40. Енергетична галузь України: підсумки 2016 року / К. Маркевич, А. Чернова та
ін. – Київ: Заповіт, 2016. – 164 с.
41. Розміщення продуктивних сил України / С. І. Дорогунцов та ін. – Київ: КНЕУ,
2000. – 364 с.
42. Неклюдов І. М. Стан та проблеми атомної енергетики в Україні // Питання
атомної науки і техніки. – 2007. – № 2. – С. 3–9.
43. Маляренко В. А., Немировський І. А. Енергоефективність та енергоаудит.
Навчально-довідковий посібник. – Харків: САГА, 2006. – 336 с.
44. International Energy Agency. Energy Technology at the Cutting Edge, 2005.
45. International Energy Agency. International Energy Outlook 2006. Chapter 6:
Electricity.
46. Ots A. Oil Shale Fuel Combustion. – Tallinn: Tallinna Raamatutrükikojas, 2006. –
384 p.
47. Elleriis J. Development of a Hot Water District Energy Scheme in the Copenhagen
Region, 2002. – 32 p.

ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets