Модернізація елементів технологічної схеми утилязації тепла викидних газів на сміттєспалювальному заводі

Козачинський, Андрій Федорович
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7759
Title:	Модернізація елементів технологічної схеми утилязації тепла викидних газів на сміттєспалювальному заводі
Authors:	Беспалько, Сергій Анатолійович Козачинський, Андрій Федорович
Keywords:	утилізація тепла;викідні гази
Issue Date:	30-Jan-2025
Abstract:	Метою роботи є розробка та вдосконалення систем глибокої утилізації тепла на базі контактних теплообмінників для підвищення ефективності виробництва теплової та електричної енергії при спалюванні твердого палива, підвищення ефективності спалювання побутових відходів, зниження викидів забруднюючих речовин. Для досягнення поставленої мети необхідно вирішити наступні завдання: 1) створити, перевірити та налаштувати числовий макет паросилової установки сміттєспалювального заводу потужністю 15 МВт у програмному комплексі Thermoflow для спалювання середнього складу ТПВ; 2) розробити технологію утилізації тепла відпрацьованих газів для сміттєспалювального заводу шляхом зволоження первинного повітря конденсатом водяної пари з димових газів та модернізації елементів технологічної схеми енергоблоку; 3) розробити комплексну схему модернізації газоповітряного тракту енергоблоків, включаючи організацію охолодження відпрацьованих газів нижче точки роси за допомогою контактних теплообмінників.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7759
Appears in Collections:	144 Теплоенергетика (Теплоенергетика)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
Козачинський.pdf Restricted Access		1.86 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy
Show full item record
Extracted text
 
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
Черкаський державний технологічний університет 
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування 
Кафедра Енерготехнологій 
 
 „ЗАТВЕРДЖУЮ” 
 Завідувач кафедри Енерготехнологій 
_______________ Геннадій КАЛЕЙНІКОВ 
 “___” ___ 2024 р. 
 
 
МАГІСТЕРСЬКА КВАЛІФІКАЦІЙНА РОБОТА 
на тему: 
 
«МОДЕРНІЗАЦІЯ ЕЛЕМЕНТІВ ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ 
УТИЛІЗАЦІЇ ТЕПЛА ВИКИДНИХ ГАЗІВ НА 
СМІТТЄСПАЛЮВАЛЬНОМУ ЗАВОДІ» 
 
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА 
код роботи МКР 24.144.92 ПЗ 
Спеціальність 144 - Теплоенергетика 
 
Виконавець роботи: 
_________________________Козачинський Андрій Федорович _________________________ 
(підпис, дата) 
Науковий керівник: 
_________________Беспалько С.А., к.т.н., доц._______________________ 
(підпис, дата) 
Рецензент: 
__________________________________________________________ 
(підпис, дата) 
 
Черкаси, 2024 р. 
  
 
Вступ…………………………………………………………….…………. 5 
Розділ 1. Існуючий рівень технологій глибокої утилізації тепла  
димових газів……………………………………………………………… 10 
1.1. Основні методи глибокої утилізації тепла відпрацьованих газів….. 11 
1.2 Порівняльний аналіз розглянутих методів глибокої утилізації тепла  
відпрацьованих газів……………………………………………….. 15 
1.3 Особливості конструкцій димоходів при використанні систем  
глибокої утилізації тепла………………………………………………….. 17 
1.4 Фактори, що впливають на хімічний склад димових газів,  
конденсату та циркулюючої води скруберів…………………………….. 20 
1.5 Існуючі методи захисту від корозії…………………………………... 23 
1.6 Результати аналізу існуючих технологій…………………………….. 25 
1.7 Техніко-економічний аналіз систем глибокої утилізації тепла…….. 27 
Розділ 2. Математичне моделювання енергоблоку  
сміттєспалювального заводу з первинною системою зволоження  
повітря……………………………………………………………………… 32 
2.1 Опис об'єкта дослідження…………………………………………….. 32 
2.2 Опис моделюємої системи первинного зволоження повітря………. 37 
2.3 Побудова математичної моделі в середовищі Thermoflow…………. 39 
2.4 Моделювання теплових процесів ССЗ в середовищі Thermoflow…. 48 
Розділ 3. Дослідження впливу системи зволоження первинного  
повітря на параметри робочих середовищ та обладнання  
сміттєспалювального заводу……………………………………………… 51 
3.1 Вплив системи зволоження первинного повітря на  
сміттєспалювальний котел з постійною витратою палива (Режим №1). 51 
3.2 Вплив системи зволоження первинного повітря на роботу  
сміттєспалювального котла при постійній паропродуктивності (Режим  
№2)………………………………………………………………………….. 56 
3.3 Вплив системи зволоження первинного повітря на техніко-  
економічні показники блоку №5 сміттєспалювального заводу………… 58 
Розділ 4 Охорона праці та безпека в надзвичайних ситуаціях………… 63 
Висновки……………………………………………………………………  
Список використаних джерел…………………………………………...  
 
 
МКР 24.144.92 ПЗ 
Змн. Арк. №  докум. Підпис Дата  
 Розроб. Козачинський А.Ф. Літ. Арк. Акрушів 
                 Зміст 
 Перевір. Беспалько С.А.  
 Реценз.          магістерської 
 Н. Контр.  ЧДТУ, МТЕ-35 
 Затверд. Калейніков Г.Є.                роботи 
 
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
Черкаський державний технологічний університет 
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування 
Кафедра Енерготехнологій 
 
                                                                                         „ЗАТВЕРДЖУЮ” 
Завідувач кафедри Енерготехнологій 
________________  Геннадій КАЛЕЙНІКОВ 
                                                                                              “____” _____ 2024   р. 
 
ЗАВДАННЯ 
до магістерської кваліфікаційної роботи___ Козачинський Андрій Федорович __________ 
                                                     (прізвище, ім’я та по-батькові студента) 
1. Тема «Модернізація елементів технологічної схеми утилізації тепла викидних газів 
на сміттєспалювальному заводі» 
затверджена наказом ректора університету від “16” вересня 2024 р.,   № 272/04 
 
2. Термін здачі студентом завершеної роботи __10.12.2024__________________________ 
 
3. Вихідні дані: модель сміттєспалювального заводу   
 
4. Перелік питань, які повинні бути розроблені в роботі:  
створити, перевірити та налаштувати числовий макет паросилової установки 
сміттєспалювального заводу потужністю 15 МВт у програмному комплексі Thermoflow для 
спалювання середнього складу ТПВ;  
розробити технологію утилізації тепла відпрацьованих газів для сміттєспалювального 
заводу шляхом зволоження первинного повітря конденсатом водяної пари з димових газів 
та модернізації елементів технологічної схеми енергоблоку;  
розробити комплексну схему модернізації газоповітряного тракту енергоблоків, включаючи 
організацію охолодження відпрацьованих газів нижче точки роси за допомогою контактних 
теплообмінників. 
 
5. Перелік графічного матеріалу: Зміна точки роси відпрацьованих газів за допомогою 
різних систем сіркоочищення; принципова схема сміттєспалювального заводу; схема 
поверхонь нагріву котла сміттєспалювального заводу; принципова схема системи 
первинного зволоження повітря; схема газоповітряного тракту енергоблоку; розподіл 
теплосприйняття поверхонь нагріву котла; температура димових газів по тракту котла; 
залежність питомої теплової енергії газів від витрати конденсату; теплосприйняття 
нагрівачами системи опалення і енергії димових газів. 
 
6. Консультанти з роботи з зазначенням розділів роботи, які їх стосуються 
  Підпис, дата 
Розділ Консультант завдання  видав завдання прийняв 
Розділи 1-3 Беспалько С.А.   
ОП та безпека в НС Цікановський В.Л.   
Нормоконтроль    
 
7. Дата видачі завдання “_____”______. 2024 р. 
 
Керівник _____________________ 
Завдання прийняв до виконання _________________ 
   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
  
 
 
ВСТУП 
 
У магістерській кваліфікаційній роботі розглядається одна з 
найактуальніших проблем теплоенергетики – підвищення ефективності та 
екологічності вугільних електростанцій і сміттєспалювальних заводів.  
У зв'язку з майбутнім збільшенням числа вугільних електростанцій і 
сміттєспалювальних заводів, а також у зв'язку з моральним і фізичним 
старінням існуючих генеруючих потужностей однією з найважливіших 
завдань енергетичного сектора є підвищення ефективності та екологічності 
виробництва електроенергії і тепла шляхом застосування кращих світових 
практик і перспективних технологій в будівництві і модернізації.  
Діючі вугільні теплові електростанції і сміттєспалювальні заводи мають 
низький ККД і не оснащені системами газоочищення оксидів сірки. При цьому 
новозбудовані вугільні теплові електростанції та сміттєспалювальні заводи 
оснащені комплексними системами газоочистки, що дає можливість більш 
повно використовувати теплоту відпрацьованих газів і тим самим підвищувати 
ефективність роботи енергетичних об'єктів. Підвищення ефективності 
спалювання палива є актуальним завданням для електроенергетики. При 
спалюванні природного газу ККД підвищується за рахунок використання 
комбінованих циклів, які дозволяють збільшити ефективність виробництва 
електроенергії до 60% [1]. У разі спалювання твердого палива і твердих 
побутових відходів (ТПВ) ефективність згоряння може бути підвищена в 
основному за рахунок збільшення початкових параметрів гострої пари і 
застосування систем глибокої утилізації тепла.  
Одним з перспективних напрямків удосконалення технологій 
виробництва електричної і теплової енергії з вугілля і ТПВ є використання 
систем глибокої утилізації тепла димових газів. Конденсуючи водяну пару з 
продуктів згоряння при температурах нижче точки роси, може бути додатково 
корисно утилізувати значну кількість енергії спалюваного палива, включаючи 
приховану теплоту пароутворення. Завдяки використанню низькопотенційного 
 
 
тепла продуктів згоряння твердого палива в циклі електростанції вдається 
знизити витрату природного палива більш ніж на 2% [2]. При цьому ці 
технології застосовні як до новозбудованих, так і до існуючих енергоблоків.  
Використання систем глибокої утилізації тепла димових газів 
нерозривно пов'язане з розробкою систем очищення продуктів згоряння 
твердого палива, що в сукупності з підвищенням ККД енергоблоків за рахунок 
глибокої утилізації тепла дозволить знизити рівень викидів забруднюючих 
речовин в навколишнє середовище.  
Питання використання систем глибокої утилізації тепла при спалюванні 
вугілля і ТПВ, при яких димові гази охолоджуються нижче точки роси, на 
сьогоднішній день вивчені не до кінця і вимагають глибоких теоретичних і 
експериментальних досліджень. Зокрема, не вирішено низку принципових 
питань використання систем глибокої утилізації, наприклад як 
використовувати низькопотенційне тепло в циклі електростанції; як 
використовувати конденсат водяної пари, що утворюється у великих обсягах; 
як запобігти або захистити обладнання від низькотемпературної корозії; які 
технічні рішення по організації газоходів і димоходу повинні застосовуватися 
при охолодженні димових газів нижче точки роси. 
Таким чином, актуальним стає завдання розробки ефективних технічних 
рішень щодо використання низькопотенційного тепла димових газів у циклі 
електростанцій з використанням систем глибокої утилізації тепла на 
пиловугільних теплових електростанціях та сміттєспалювальних заводах.  
Метою роботи є розробка та вдосконалення систем глибокої утилізації 
тепла на базі контактних теплообмінників для підвищення ефективності 
виробництва теплової та електричної енергії при спалюванні твердого палива, 
підвищення ефективності спалювання побутових відходів, зниження викидів 
забруднюючих речовин.  
 
 
 
 
Для досягнення поставленої мети необхідно вирішити наступні 
завдання:  
1) створити, перевірити та налаштувати числовий макет паросилової 
установки сміттєспалювального заводу потужністю 15 МВт у програмному 
комплексі Thermoflow для спалювання середнього складу ТПВ;  
2) розробити технологію утилізації тепла відпрацьованих газів для 
сміттєспалювального заводу шляхом зволоження первинного повітря 
конденсатом водяної пари з димових газів та модернізації елементів 
технологічної схеми енергоблоку;  
3) розробити комплексну схему модернізації газоповітряного тракту 
енергоблоків, включаючи організацію охолодження відпрацьованих газів 
нижче точки роси за допомогою контактних теплообмінників. 
Наукова новизна: 
1. Запропоновано нові схеми організації глибокої утилізації тепла 
димових газів для сміттєспалювальних заводів на базі контактних 
теплообмінників, які дозволяють використовувати низькопотенційну енергію 
димових газів та конденсату в циклі електростанцій та забезпечувати 
підвищення ефективності виробництва теплової та електричної енергії за 
рахунок зменшення втрат з відпрацьованими газами.  
2. Запропоновано використовувати тепло і конденсат відпрацьованих 
газів для зволоження і нагріву первинного повітря, що дозволило зберегти 
низькопотенційне тепло в циклі роботи енергоблока і знизити тепловтрати з 
відпрацьованими газами. Розроблені рішення дозволяють експлуатувати 
агрегати цілий рік без прив'язки до системи опалення, а також корисно 
використовувати весь обсяг конденсату, що утворюється в циклі енергоблока.  
Теоретична значимість полягає в розробці методів утилізації тепла 
відпрацьованих газів при спалюванні твердого палива і ТПВ на базі 
контактних теплообмінників і розробці методів оцінки ефективності 
установок глибокої утилізації тепла. Отримані в роботі дані можуть бути 
використані для проектування систем глибокої утилізації тепла на базі 
 
 
контактних теплообмінників для сміттєспалювальних заводів, що дозволяють 
більш повно використовувати енергію спалюваного палива в циклі 
електростанцій.  
Методи дослідження:  
У даній роботі був використаний експериментальний метод дослідження 
діючого котла сміттєспалювального заводу і чисельне моделювання в 
спеціалізованому програмному пакеті Thermoflow 21.0, що включає 
регресійний аналіз, апроксимації та екстраполяції. Результати чисельного 
моделювання теплових схем варифікувалися з реальними показниками 
продуктивності енергетичних установок, отриманими на діючих об'єктах.  
Достовірність отриманих результатів  
Достовірність отриманих результатів забезпечується використанням 
перевірених математичних моделей і програмних продуктів, а також високим 
збігом результатів чисельного моделювання вихідних схем з реальними 
експлуатаційними даними.  
Структура та обсяг роботи. Магістерська робота містить вступ, чотири 
розділи, висновок і бібліографічний список джерел із 52 найменувань. 
Загальний обсяг роботи викладено на 85 сторінках, включно з 25 рисунками та 
10 таблицями. 
 
 
   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РОЗДІЛ 1. ІСНУЮЧИЙ РІВЕНЬ ТЕХНОЛОГІЙ 
ГЛИБОКОЇ УТИЛІЗАЦІЇ ТЕПЛА ДИМОВИХ 
ГАЗІВ 
  
МКР 24.144.92 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Козачинський А.Ф. 
Розділ 1. Існуючий рівень Літ. Арк. Акрушів 
 Перевір. Беспалько С.А.  
 Рецен з. технологій глибокої утилізації 
 
 Н. Контр.  тепла димових газів ЧДТУ, МТЕ-35 
 Затверд. Калейніков Г.Є. 
 
Розділ 1. Існуючий рівень технологій глибокої утилізації тепла димових 
газів 
  
Під технологією глибокої утилізації тепла димових газів розуміють 
більш повне використання теплоти спалюваного палива не тільки за рахунок 
охолодження димових газів (фізичний нагрів), але і за рахунок конденсації 
частини міститься в них водяної пари (прихована теплота).  
Утилізація тепла димових газів широко використовується в країнах 
Європейського Союзу для спалювання природного газу, біогазу, біомаси, ТПВ 
і значно підвищує ефективність використання палива. У Скандинавських 
країнах і Японії, які не мають великих запасів викопного органічного палива, 
найбільш поширені системи глибокої утилізації тепла. В даний час розробкою 
методів глибокої утилізації тепла активно займаються наукові групи Датського 
технічного університету [3] та університету Аалто [4]. Скандинавія має 
великий практичний досвід використання систем глибокої утилізації тепла на 
електростанціях на біомасі та сміттєспалювальних заводах. До 2015 року 
майже всі біогазові електростанції та сміттєспалювальні заводи у Швеції були 
оснащені системами глибокої утилізації тепла димових газів. У 2015 році цим 
агрегатам вдалося з користю утилізувати 2·1010 МДж низькопотенційної 
теплової енергії [5]. При цьому в переважній більшості випадків для нагріву 
зворотної мережевої води в системі опалення використовується 
низькопотенційне тепло, а в неопалювальний період такі системи не можуть 
експлуатуватися.  
Системи глибокої утилізації тепла (СГУТ) відпрацьованих газів успішно 
експлуатуються на ряді сміттєспалювальних заводів в Європі та Азії: Amager 
Bakke, Копенгаген, Данія [6]; Aarhus WTE facility, Орхус, Данія [7,8], 
Vestforbrending, Копенгаген, Данія [3], SYSAV, Мальме, Швеція [9], Bologna 
WTE plant, Болонья, Італія [10], Clean Plaza, Йокота, Японія [11], Joetsu Clean 
Center, Йоецу, Японія [11].  
 
 
На даний момент наукові групи в США (Ліхайський університет, 
Інститут газових технологій та ін.) [12-14], Польщі (Вроцлавський 
технологічний університет) [16-19] та Китаї (Шанхайський університет науки 
і технологій, Університет Цінхуа та інші) [20-24] активно займаються 
дослідженнями систем глибокої утилізації тепла димових газів при спалюванні 
вугілля, де вугільна генерація є значною частиною енергетичного балансу 
країни. Розробки цих наукових груп стосуються не тільки підвищення 
ефективності роботи теплових електростанцій, а й отримання побічних 
продуктів, таких як концентрована сірчана кислота. Запропоновані установки 
для пиловугільних станцій є складними, дорогими і вимагають використання 
додаткових реагентів.  
За останнє десятиріччя створено дослідні установки глибокої утилізації 
тепла відпрацьованих газів в Інституті газової технології, Чикаго, США [24], в 
Пекінському університеті науки та інформаційних технологій, м. Пекін, Китай 
[25], в Шаньдунському університеті науки і технологій, м. Цзінань, Китай [26], 
в Північнокитайському університеті електроенергетики, м. Пекін, Китай [27]. 
На даний момент тривають дослідження та нові розробки.  
 
1.1. Основні методи глибокої утилізації тепла відпрацьованих газів 
 
На підставі аналізу літератури [4] і виступів наукових груп на 
міжнародних конференціях можна виділити 3 основних методи глибокої 
утилізації тепла димових газів. Переважна більшість методів і схемних рішень 
для систем глибокої утилізації тепла пов'язана з системою теплофікації, і у всіх 
розглянутих нижче способах для нагріву зворотної мережі води 
використовується низькопотенційне тепло. Перший спосіб полягає у 
використанні латентної теплоти конденсації вологи з димових газів за 
допомогою контактного теплообмінника. Принципова схема Методу №1 
показана на рисунку 1.1, де в контактному теплообміннику димові гази 
 
 
омиваються оборотною водою, що призводить до зниження температури 
димових газів і конденсації водяної пари. Низькопотенційне тепло передається 
від оборотної води до мережевої води через поверхневий теплообмінник. Цей 
спосіб також може бути реалізований за допомогою скрубера, вбудованого в 
димову трубу. Таким чином, фізичне і приховане тепло утилізується за рахунок 
зниження температури димових газів [4].  
  
 
Рисунок 1.1 – Принципова схема Методу №1  
 
Другий метод (Метод №2) – конденсація димових газів за допомогою 
теплових насосів. Цей метод використовується, коли зворотна вода системи 
централізованого теплопостачання повертається недостатньо холодною для 
передачі низькопотенційного тепла конденсації з димових газів. У такій 
системі теплові насоси знижують температуру зворотної води перед системою 
глибокої утилізації, що збільшує кількість низькопотенційного тепла, що 
утилізується. Тепло, що виділяється при охолодженні зворотної мережевої 
води перед СГУТ, передається прямій мережевій воді на виході з контактного 
теплообмінника, як показано на рисунку 1.2. [4].  
 
 
  
Рисунок 1.2 – Принципова схема Методу №2 
 
Третій спосіб полягає у використанні зволожувача повітря, який служить 
для нагріву і збільшення вмісту води в первинному повітрі. Система 
зволоження первинного повітря (СЗП) являє собою блоки колон, схожих на 
скрубер, де повітря подається в нижню секцію і зволожується водою, 
розпорошеною з верхньої частини колони. Зволожене повітря забирається з 
верхньої секції колон і подається на пальники котла. Використання СЗП 
підвищує вологість димових газів і підвищує точку роси. Це означає, що 
конденсація димових газів починається при більш високій температурі, і в 
системі глибокого відновлення може бути використано більше тепла. 
Знижується і температура відпрацьованих газів, так як циркулююча вода в 
колонках зволожувача охолоджується первинним повітрям. Як показано на 
рисунку 1.3, СЗП інтегрується в СГУТ, побудований за Методом №1 або №2 і, 
як і інші методи, служить для підвищення ефективності роботи системи 
теплофікації.  
 
 
 
Рисунок 1.3 – Принципова схема Методу №3  
 
Як показано на рисунку 1.4, кількість утилізованого тепла значно вища 
при використанні системи зволоження та системи глибокої утилізації тепла 
димових газів разом, при однаковій температурі зворотної води та однакових 
параметрах димових газів [4].  
  
 
Рисунок 1.4 – Ефект від комбінованого використання Методів №1 і №3.  
 
 
1.2 Порівняльний аналіз розглянутих методів глибокої утилізації тепла 
відпрацьованих газів 
 
Аналіз потенціалу утилізації тепла проводився для прийнятого складу 
димових газів [4], компонентний склад і властивості яких представлені в 
таблиці 1.1.  
Таблиця 1.1 – Склад і характеристики димових газів (прийняті)  
Об'ємна Молярна Теплова 
Об'ємна 
Компонент концентрація маса ємність 
концентрація 
(сухі гази) (г/моль) (Дж/кг*К) 
СО2  0,104  0,132  44  844  
О2 0,055  0,069  32  918  
H2O 0,210  -  18  1850  
N2  0,631  0,799  28  1040  
  
Вихідні дані, прийняті для порівняльного аналізу методів [4]:  
1. Масова витрата димових газів – 183 т/год;  
2. Температура димових газів перед СГУТ –149°С;  
3. Температура води зворотної мережі становить 50,6°C.  
За результатами аналізу можна зробити висновок, що Метод №2 і метод 
№3 мають схожий потенціал для відновлення тепла (рисунок 1.5). Однак для 
роботи теплового насоса потрібна додаткова енергія (парова або електрична), 
що впливає на практичну доцільність реалізації даної системи. Метод №1 
обмежений температурою зворотної води, що значно зменшує кількість 
утилізованого тепла в міру її збільшення. Метод №3 більш ефективний, коли 
температура зворотної води висока, так як система зволоження додатково 
охолоджує циркулюючу воду контактного теплообмінника для випаровування 
води, яка використовується для зволоження первинного повітря.  
 
 
 
Рисунок 1.5 – Потенціал утилізації тепла для прийнятих вихідних даних 
при застосуванні розглянутих методів  
 
Враховуючи, що  на капітальні витрати залежать від складності процесу 
і кількості необхідного обладнання, Методи №2 і №3 є найбільш дорогими. 
Теплові насоси, як правило, є дорожчою системою, ніж колони СЗП, тому 
Метод №2 вимагає найвищих капітальних витрат. Метод №1 можна назвати 
найменш капіталомістким серед трьох розглянутих, але потенціал цієї системи 
значно нижче, ніж у інших.  
Переваги та недоліки кожного з розглянутих методів наведені в таблиці 1.2.  
 
Таблиця 1.2 – Порівняння методів глибокої утилізації тепла димових газів  
Метод Переваги Недоліки 
Метод №1 Утилізація латентного тепла Велика залежність від температури 
води зворотної мережі 
Метод №2 Утилізація латентного тепла Висока вартість 
Високий потенціал Додаткові енергозатрати 
Метод №3 Утилізація латентного тепла Збільшує масові витрати первинного 
повітря і димових газів, що збільшує 
Високий потенціал 
аеродинамічні втрати в 
газоповітряних трактах 
 
 
1.3 Особливості конструкцій димоходів при використанні систем 
глибокої утилізації тепла 
 
Використання скруберів як для систем глибокої утилізації тепла, так і 
для систем десульфуризації вологим вапном (ДВВ) димових газів призводить 
до зниження температури димових газів нижче точки роси, що викликає 
конденсацію водяної пари з потоку димових газів за скрубером. Температура 
газів, що знаходяться після системи ДВВ, становить 46-55°С для кам'яного і 
бітумінозного вугілля і 57-63°С для бурого і суббітумінозного вугілля [28]. Для 
розсіювання відпрацьованих газів з температурою нижче точки роси 
використовуються «мокрі» димові труби, застосування яких почалося більше 
30 років тому на електростанціях, що спалюють сірковмісне паливо, а також 
на хімічних підприємствах. Даний тип димоходів отримав широке поширення 
на вугільних електростанціях в США, де в результаті співпраці Electric Power 
Research Institute (EPRI) і New York State Electric & Gas (NYSEG) було 
випущено докладне керівництво по будівництву та експлуатації «мокрих» 
димових труб [28], засноване на великому накопиченому досвіді.  
«Мокра» димова труба призначений для забезпечення розсіювання в 
атмосфері відпрацьованих газів, що надходять в неї при температурі нижче 
точки роси.  
У керівництві [28] розрізняють 3 типи «мокрих» димових труб за 
матеріалом, з якого виготовлений ствол. Труби зі стволом з кислотостійкої 
цегли, труби зі стволом з армованого скловолокном пластику і труби з 
металевим стволом з корозійностійких сплавів або сталі із захисним 
покриттям. Кожен з цих матеріалів має ряд переваг і недоліків, а використання 
того чи іншого виду труб є техніко-економічною задачею.  
Впровадження систем глибокої утилізації тепла та/або систем 
десульфуризації вологим вапном не завжди вимагає використання «мокрих» 
димових стуб.  
 
 
Як правило, точку роси димових газів визначають виходячи з 
елементного складу палива за залежністю (1.1): 
3
200 √����
�� �� пр
���� = �� 2
конд + ��ун��                                                 (1.1)  
1,25 пр
�� ��
де �� 2
конд – температура точки роси водяної пари (50ºС-60ºС); 
����
пр і ��пр – приведений вміст сірки і золи в паливі, кг/кДж; 
��ун – це частка золи в паливі.  
При цьому точка роси продуктів згоряння вугілля залежить від 
концентрації сірчаного ангідриду SO3, який утворюється в результаті ланцюга 
хімічних реакцій [29]:  
  1) S + O2 = SO2   
  2) SO2 + 1/2 O2 = SO3 
Оскільки концентрація SO3 залежить від концентрації SO2 в димових 
газах, то залежність точки роси від концентрації діоксиду сірки описується 
емпіричним рівнянням (1.2): 
���� = 13,43 ln(����2) + 7,565                                                (1.2)  
де SO2 – концентрація діоксиду сірки в димових газах, мг/м3 [30].  
Відповідно до залежності (1,1), при початковій концентрації в сухих 
продуктах згоряння бурого вугілля SO2 = 700 мг/м3 [31] (α = 1,4), при 
використанні різних систем сіркоочистки, розглянутих в [32], температура 
точки роси буде змінюватися відповідно до діаграми на рисунку 1.6.  
Відповідно до рисунку 1.6, застосування систем сіркоочистки дозволяє 
значно знизити температуру точки роси, тим самим забезпечуючи 
застосування систем СГУТ без «мокрих» димових труб, якщо температура 
відпрацьованих газів перевищує температуру точки роси на 10-15°С.  
 
 
 
 
 
 
Рисунок 1.6 – Зміна точки роси відпрацьованих газів при спалюванні 
бурого вугілля за допомогою різних систем сіркоочищення  
 
Широко використовуються схеми з ДВВ, в яких димові гази, що виходять 
з скрубера, нагріваються газами, які направляються в скрубер. Така схема 
дозволяє забезпечити температуру димових газів перед димовою трубою вище 
точки роси і виключити можливість конденсації водяної пари. Теплообмін 
відбувається в трубчастому газо-газовому теплообміннику, встановленому 
безпосередньо перед скрубером системи ДВВ.  
Щоб уникнути конденсації водяної пари в димовій трубі, в переважній 
більшості існуючих систем глибокої утилізації тепла через контактний 
теплообмінник проходить тільки частина від загального обсягу димових газів, 
яка охолоджується нижче точки роси в результаті контакту з циркулюючою 
водою в скрубері. Після проходження СГУТ охолоджена частина газів 
змішується з іншим потоком, в результаті чого температура відпрацьованих 
газів перед димоходом на 10-15 ºС вище точки роси. В цьому випадку 
використання «мокрої» димової труби також не потрібно.  
 
 
 
 
 
 
1.4 Фактори, що впливають на хімічний склад димових газів, конденсату 
та циркулюючої води скруберів 
 
При проходженні потоку продуктів згоряння твердого палива через 
скрубери системи сіркоочистки і СГУТ в результаті контакту з циркулюючою 
водою у воді розчиняються забруднюючі корозійні речовини.  
Основними реакціями, що протікають в скруберах [4], є: 
 
де (g) – газоподібна форма, (l) – рідка форма, (aq) – розчинена в рідині 
речовина.  
Більшість забруднювачів – це кислоти, які знижують рН циркулюючої 
води. Абсорбція NH3 і SO2 в скруберах залежить від рН циркулюючої води. 
Зниження різних компонентів забруднюючих речовин і сприятливий для цього 
рН представлені в таблиці 1.3 [4].  
  
Таблиця 1.3 – Вплив рН на поглинання забруднюючих речовин скрубері 
Компонент  Поглинання  Рн  
SO2  +++  >5 
HCl  +++  Не впливає  
HF  +++  Не впливає 
Важкі метали  ++  Не впливає 
Попіл  ++  Не впливає 
NH3  +++  <7 
+++ висока абсорбція речовин   
+ низька абсорбція речовин   
 
 
Такі добавки, як гідроксид натрію (NaOH), зазвичай вводяться в 
циркуляційний потік для поліпшення видалення SO2. Оскільки для 
ефективного зниження рівня SO2 і NH3 оптимальний рівень рН різний, може 
виникнути необхідність у використанні двох окремих скруберів, при високих 
концентраціях діоксиду сірки і аміаку [33].  
Зола також може потрапити в скрубер. Частинки золи, на відміну від 
інших компонентів, не розчиняються в циркуляційному потоці, а осідають 
шляхом дифузії, поглинання і зіткнення. Ефективність осадження грубих 
частинок золи (>2 мкм) може досягати більше 90%. Ефективність видалення 
дрібних частинок нижча. Зазвичай використовуються методи збору сухої золи 
як первинне очищення від твердих речовин перед скрубером. При 
використанні системи первинного очищення якість конденсату значно вище, 
що корисно на наступних етапах водопідготовки.  
При використанні конденсатора димових газів утилізація тепла кожного 
1 м3 конденсату дозволяє отримати 1 МВт·год при зниженні температури газів 
з 120°С до 85°С. Хімічний склад конденсату залежить від складу димових газів 
і системи газоочистки. Забруднення конденсату відбувається в основному за 
рахунок частинок, що залишаються після системи газоочищення і 
потрапляють в циркуляційний контур скрубера. Оптимальний спосіб очистки 
конденсату залежить від його складу, а також від вимог до промислових стоків. 
Якість конденсату визначається характеристиками димових газів, системи 
очищення димових газів і ступенем уловлювання забруднюючих речовин в 
скрубері. У таблиці 1.4 [4] порівнюється якість конденсату в залежності від 
числа скруберів. У цьому випадку наводиться приклад одноступеневої системи 
(скрубер системи десульфуризації) і двоступеневої системи (скрубер системи 
десульфуризації і скрубер системи глибокої утилізації тепла).  
 
 
 
 
 
 
Таблиця 1.4 – Якість конденсату після роботи системи газоочистки  
  Сухе Мокре 
Компонент  золоуловлювання золоуловлювання 
1-ша ст.  2-га ст.  1-ша ст.  2-га ст.  
Рн    6-8  6-8  6-8  6-8  
Тверді домішки  мг/л  ***  **  *  *  
Електропровідність    ***  **  **  *  
Лужность мг/л  **  *  **  *  
Органічний вуглець  мг/л  *  *  *  *  
Cl мг/л  ***  **  **  *  
SO 2-
4   мг/л  ***  **  **  *  
SiO2  мг/л  ***  **  **  *  
NH3  мг/л  ***  **  ***  *  
Al мг/л  ***  *  *  *  
Fe мг/л  ***  **  *  *  
Ca мг/л  ***  **  *  *  
Mg мг/л  **  **  *  *  
Mn мг/л  ***  *  *  *  
Na мг/л  ***  **  **  *  
Важкі метали  мкг/л  ***  **  **  *  
***– високий вміст  
* – низький вміст  
 
 
 
 
 
 
 
1.5 Існуючі методи захисту від корозії 
 
Горіння енергетичного палива пов'язане з утворенням в продуктах 
згоряння агресивно-агресивних сполук, які можуть взаємодіяти з металевими 
елементами газового тракту і викликати їх корозійне руйнування [29]. 
Продукти згоряння сірковмісних палив містять оксиди сірки, які при реакції з 
водяною парою, що міститься в димових газах, утворюють слабкий розчин 
сірчаної кислоти H2SO4.  
Виходячи зі світового досвіду застосування систем сіркоочистки і систем 
глибокої утилізації тепла продуктів згоряння біомаси і ТПВ, можна виділити 
наступні методи захисту обладнання СГУТ від низькотемпературної корозії:  
1. Застосування кислотостійкої плитки/цегли;  
2. Використання корозійностійких легованих сталей;  
3. Використання дуплексних сталей;  
4. Використання армованого скловолокна;  
5. застосування боросилікатного скла;  
6. Використання гумових покриттів;  
7. Нанесення полімерних композиційних покриттів.  
Питання захисту елементів СГУТ слід розділити на два завдання:  
1. Захист внутрішньої поверхні газоходів, димової труби;  
2. Захист теплообмінних поверхонь.  
Захист поверхні металу, яка не бере участі в процесі теплообміну, може 
бути забезпечена застосуванням відносно недорогих матеріалів: кислотостійкої 
плитки, армованого скловолокна, гумуючих покриттів, полімерних 
композиційних покриттів на основі епоксидних або вінілефірних смол [28, 32]. 
Всі ці матеріали мають вкрай низький коефіцієнт теплопровідності (0,3-1 
Вт/м·К), що робить їх економічно виправданим використання для захисту 
внутрішньої поверхні газоходів і обладнання. В результаті забезпечується не 
тільки захист від агресивних середовищ, але і зниження тепловтрат в 
навколишнє середовище за рахунок збільшення термічного опору стінок 
 
 
газоходів і обладнання. Широке поширення отримали хімічно стійкі полімерні 
покриття холодного затвердіння на основі епоксидних і вінілефірних смол [33]. 
Перевагами цієї технології захисту металу є: хороша хімічна стійкість, високі 
робочі температури (180°C-240°C), відносно невисока вартість, простота 
нанесення, приблизно рівний сталі тепловий коефіцієнт лінійного розширення 
(20·10-6 1/°C), тривалий термін служби (10-20 років) і ремонтопридатність. На 
відміну від хімічно стійкої плитки і гумки, полімерні покриття не мають швів, 
які є найбільш вразливими ділянками для корозії. Покриття таких виробників, 
як International Paint, Corrocoat і Belzona, широко використовуються для захисту 
газоходів і скруберів ДВВ на електростанціях Великобританії, США та інших 
країн [34-36]. Зокрема, покриття Polyglass VE компанії Corrocoat Ltd. з хімічно 
стійким скляним сердечником використовувалося в якості захисного покриття 
на внутрішній поверхні скруберів для десульфуризації на декількох великих 
вугільних електростанціях у Великобританії, де сумарний термін експлуатації 
покриття склав більше 10 років без локального ремонту [35]. Сучасні технології 
виробництва полімерних композитних покриттів дозволяють розглядати їх як 
надійний і найбільш економічно вигідний спосіб захисту елементів СГУТ від 
корозії.  
Для захисту поверхонь нагріву газо-газових теплообмінників і 
теплообмінників, де відбувається передача тепла з агресивного конденсату, 
застосування полімерних композитних покриттів є нераціональним у зв'язку з 
вкрай низьким коефіцієнтом теплопровідності цих покриттів. Як правило, такі 
теплообмінні поверхні виготовляються з корозійностійких легованих сталей, 
таких як Х12Н13М2Т, 06ХН28МДТ, або з титану і його сплавів [33]. Крім того, 
з 80-х років XX століття широке поширення отримали теплообмінні поверхні 
з боросилікатного скла на електростанціях Великобританії, США, Канади та 
Франції [29]. Загальне зниження коефіцієнта теплопередачі при заміні сталі на 
скло становить 4,5-6% [29]. Це компенсується меншим аеродинамічним 
опором (на 20% менше для скляних труб, ніж для сталевих). Поломка скляних 
труб становить менше 1% на рік [29].  
 
 
1.6 Результати аналізу існуючих технологій 
 
На підставі аналізу літератури можна виділити основні проблеми, 
пов'язані з організацією систем глибокої утилізації тепла:  
1. Існуючі СГУТ інтегровані в систему опалення і не можуть 
експлуатуватися в неопалювальний період. Техніко-економічні показники 
роботи системи безпосередньо залежать від температури зворотної мережевої 
води;  
2. При спалюванні природного газу утворюється велика кількість 
водяної пари. В результаті охолодження продуктів згоряння нижче точки роси 
утворюється така кількість конденсату, яка значно перевищує втрати 
теплоносія і не може бути з користю використана в циклі силової установки. 
Велика частина конденсату відводиться у вигляді стічних вод;  
3. При спалюванні твердого сірковмісного палива існуючі розробки 
спрямовані на отримання побічного продукту (з використанням як 
некаталітичних методів, так і з використанням каталізаторів) і очищення 
конденсату димових газів до якості підживлювальної води. З огляду на це, 
запропоновані системи є надзвичайно капіталомісткими і набули широкого 
поширення лише на підприємствах хімічної промисловості, де концентрації 
забруднюючих речовин у газах, що підлягають утилізації, значно вищі, ніж у 
продуктах спалювання вугілля та мазуту, і використання таких технічно 
складних систем є економічно виправданим;  
4. Системи первинного зволоження повітря, що використовуються на 
електростанціях, які спалюють біомасу, не використовувалися на 
сміттєспалювальних заводах, хоча існуючі дослідження підтверджують 
доцільність та ефективність цих систем для сміттєспалювальних заводів. 
Ключовою проблемою використання цих систем є відсутність досліджень 
щодо впливу системи зволоження початкового повітря на роботу 
сміттєспалювальних заводів.  
 
 
Також необхідно відзначити практичний досвід впровадження СГУТ і 
питання, які відпрацьовані досить повно:  
1. СГУТ за Методом №1 широко поширені і експлуатуються вже 
більше 10 років в Скандинавських країнах [3, 6-8]. Накопичено великий досвід 
у проектуванні, будівництві та експлуатації даних систем на 
сміттєспалювальних заводах та електростанціях, що використовують біомасу 
як паливо. У той же час склад продуктів згоряння ТПВ гранично близький до 
складу продуктів згоряння вугілля, що дозволяє використовувати технології, 
розроблені на сміттєспалювальних заводах, по відношенню до вугільних 
електростанцій;  
2. На існуючих енергетичних об'єктах вдалося знизити температуру 
відпрацьованих газів практично до мінімально можливого рівня. Наприклад, 
завдяки багатоступеневій системі очищення газу та СГУТ при певних 
температурах зовнішнього повітря на сміттєспалювальному заводі Amager 
Bakke [6] у Копенгагені вдалося знизити температуру димових газів до 25°C, 
що є найкращим результатом у світі на даний момент;  
3. Накопичено значний досвід захисту обладнання СГУТ від корозії. 
Сучасний рівень хімічно стійких полімерних композитних покриттів дозволяє 
забезпечити надійний захист обладнання на тривалий час. При цьому покриття 
холодного затвердіння піддаються ремонтопридатності, що забезпечує 
надійність роботи СГУТ. У зв'язку з низьким коефіцієнтом теплопровідності 
цих покриттів їх застосування недоцільно для захисту теплообмінних 
поверхонь, але економічно вигідно для захисту внутрішньої поверхні 
газоходів, скруберів, теплообмінників, тягодуттєвих машин і насосів. 
Теплообмінні поверхні можуть бути виготовлені з корозійностійких легованих 
сталей, титану і його сплавів, а також боросилікатного скла. Ці матеріали 
також здатні забезпечити надійну роботу обладнання протягом тривалого часу.  
 
 
 
 
1.7 Техніко-економічний аналіз систем глибокої утилізації тепла 
 
Використання систем глибокої утилізації тепла відпрацьованих газів 
забезпечує підвищення економічної ефективності експлуатації ТЕС за рахунок 
наступних факторів:  
- зменшення споживання палива або генерація додаткового об’єму 
електроенергії, за рахунок використання низькопотенційної енергії газів;  
- генерація додаткової теплової енергії для системи 
централізованого теплопостачання за рахунок використання 
низькопотенційної енергії відпрацьованих газів;  
- зниження витрати води з системи водопостачання за рахунок 
використання конденсату, водяної пари, продуктів згоряння;  
- зменшення плати за викиди забруднюючих речовин, зменшуючи 
споживання палива.  
У той же час використання систем глибокої утилізації тепла 
відпрацьованих газів призводить до збільшення наступних експлуатаційних 
витрат:  
- витрати на утримання та ремонт додаткового обладнання;  
- збільшення власних потреб електростанції (споживаної 
електроенергії) за рахунок використання додаткових насосних груп і тягового 
обладнання;  
- збільшення витрат на систему водопідготовки у зв'язку з 
необхідністю очищення конденсату, водяної пари та продуктів згоряння перед 
використанням у циклі електростанції;  
- збільшення витрат на персонал за рахунок обслуговування 
додаткових одиниць обладнання.  
Для оцінки економічної доцільності використання систем глибокої 
утилізації тепла відпрацьованого газу було розглянуто ряд зарубіжних проектів 
щодо електростанцій, що спалюють тверде паливо.  
 
 
У дослідженні Університету Преторії (ПАР) [37] представлена система 
глибокої утилізації тепла продуктів згоряння за допомогою 
низькопотенційного тепла для нагріву основного конденсату пиловугільної 
електростанції потужністю 800 МВт. Газовий тракт блоку включає в себе 
електрофільтр, охолоджувач вихлопних газів і систему ДВВ. Температура 
вихлопних газів знижується з 150°C до 90°C. Використання системи глибокої 
утилізації тепла підвищує чисту ефективність виробництва електроенергії з 
40% до 40,53%. Капітальні витрати становлять 7610000 доларів США. Термін 
окупності проекту становить від 4,6 до 9,8 року в залежності від економічного 
сценарію і курсу національної валюти ПАР. Термін служби системи, за умови 
своєчасного обслуговування і планового ремонту, становить 40 років. 
Розрахунок економічних показників проекту здійснюється на основі 
наступних тарифів:  
- тариф на електроенергію – 0,028 $/кВт*год;  
- паливна складова (питома вартість вугілля) – 0,018 $/кВт·год;  
- вартість води – 1,06 $/м3;  
- оплата за викиди СО2 – 8,08 $/т (питомі викиди СО2 – 0,9 т/кВт·год).  
Аналогічна система глибокої утилізації тепла димових газів 
представлена в дослідженні Шанхайського університету науки і технологій 
(КНР) [38] щодо парової електростанції потужністю 600 МВт, що 
використовує вугілля в якості палива. Температура відпрацьованих газів 
знижується від 122°C до 90°C. Капітальні витрати складають $1690000. 
Чистий річний дохід від використання низькосортної енергії становить 
$490000. Термін окупності становить близько 4,5 років.  
У дослідженні Корейського університету науки і технологій [39] 
представлена система глибокої утилізації тепла продуктів згоряння на основі 
органічного циклу Ренкіна для вугільної електростанції потужністю 600 МВт. 
Температура відпрацьованих газів знижується з 150°С до 40°С. Капітальні 
витрати становлять $12000000. Операційні витрати становлять $300000. 
Чистий річний дохід від використання низькопотенційної енергії та конденсату 
 
 
водяної пари становить 3130000 доларів США. Термін окупності становить 
близько 5 років.  
У дослідженні Інституту газової технології (США) [24] представлені 
системи глибокої утилізації тепла продуктів згоряння за допомогою 
низькопотенційного тепла в циклі роботи парової електростанції потужністю 
550 МВт, що працює на бурому вугіллі. Температура частини потоку димових 
газів знижується з 167°C до 43°C. Капітальні витрати складають $18500000. 
Чистий річний дохід від використання низькопотенційної енергії та конденсату 
водяної пари становить $3240000. Термін окупності близько 6 років.  
У дослідженні Технологічного університету Лулео (Швеція) [40] 
запропонована система глибокої утилізації тепла продуктів згоряння деревних 
відходів на основі теплових насосів по відношенню до котла потужністю 
10 МВт.  
Низькопотенційне тепло використовується в системі опалення. 
Температура вихлопних газів знижується з 120°C до 50°C. Капітальні витрати 
становлять $480000. Термін окупності становить близько 6 років.  
Відповідно до проекту [41] Міністерства навколишнього середовища 
Данії, термін окупності системи первинного зволоження повітря по 
відношенню до сміттєспалювальних заводів в Данії становить 5-8 років при 
6000 годинах використання встановленої теплової потужності і тарифі на 
теплову енергію 41 $/МВт·год.  
Узагальнюючи результати досліджень [24, 37-41], проведених для 
економічних систем Азії, Африки, Північної Америки та Європи, середнє 
значення капітальних витрат на будівництво системи глибокої утилізації тепла 
продуктів згоряння вугілля коливається від $6150 до $26800 на 1 МВт 
встановленої електричної потужності; чистий річний дохід від $800 до $5500 
на 1 МВт встановленої електричної потужності в залежності від типу системи 
та глибини охолодження продуктів згоряння. Термін окупності даних проектів 
становить в середньому 5,5 років при середньому терміні служби 20 років, що 
 
 
говорить про економічну доцільність використання систем утилізації тепла 
глибокого димових газів.  
Проте, рентабельність таких проектів істотно залежить від цін на паливо, 
тепло і електроенергію, а також воду, що слід враховувати при побудові систем 
глибокої утилізації тепла відпрацьованих газів.  
   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РОЗДІЛ 2. МАТЕМАТИЧНЕ МОДЕЛЮВАННЯ 
ЕНЕРГОБЛОКУ СМІТТЄСПАЛЮВАЛЬНОГО 
ЗАВОДУ З ПЕРВИННОЮ СИСТЕМОЮ 
ЗВОЛОЖЕННЯ ПОВІТРЯ 
 
 
 
 
 
 
 
  
МКР 24.144.92 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Козачинський А.Ф. Розділ 2. Математичне Літ. Арк. Акрушів 
 Перевір. Беспалько С.А. моделювання енергоблоку  
 Рецен з.  сміттєспалювального заводу з 
 Н. Контр.  первинною системою ЧДТУ, МТЕ-35 
 Затверд. Калейніков Г.Є.  зволоження повітря 
 
Розділ 2. Математичне моделювання енергоблоку сміттєспалювального 
заводу з первинною системою зволоження повітря 
 
Об'єктом дослідження є блок №5 сміттєспалювального заводу (ССЗ). До 
складу ССЗ входять два паросилових агрегати (блоки №5 та №6), які служать 
для утилізації ТПВ та виробляють електроенергію і тепло для системи 
централізованого теплопостачання міста.  
 
2.1 Опис об'єкта дослідження 
 
Блок №5 сміттєспалювального заводу включає когенераційну парову 
турбіну протитиском потужністю 14,4 МВт. Принципова схема блоку №5 
наведена на рисунку 2.1. Характеристики досліджуваного агрегату, отримані 
на пульті управління, представлені в таблиці 2.1.  
 
  
Рисунок 2.1 – Принципова схема блоку №5 ССЗ 
  
 
 
 
Таблиця 2.1 – Характеристика агрегату №5 ССЗ 
Ознака Розмірність Показник 
Електроенергія (брутто)  МВт  14,4  
Електроенергія (нетто)  МВт  11,9  
Потужність системи МДж/с  80,2  
теплопостачання  
Власні потреби  МВт  2,5  
Коефіцієнт використання палива %  91,7  
(KВT)  
Чиста ефективність виробництва %  11,9  
електроенергії  
Температура прямої води в °C  119  
магістралі  
Температура зворотної води  °C  55  
Середня витрата палива в т/год  29  
номінальному режимі  
Парова ємність котла  т/год  108,4  
ККД котла  %  87,8  
Коефіцієнт надлишку повітря в 1,45  
��дг 
димових газах  
Температура гарячої пари  °C  380  
Тиск гарячої пари  бар  52  
Температура газів на виході з °C  175  
котла  
Температура димових газів після °C  85  
СГУТ  
  
 
 
Розглянутий в роботі енергоблок розрахований на спалювання ТПВ з 
підвищеною вологістю (Wp>30%) і низькою теплотворною здатністю (10-11 
МДж/кг). Спалювання ТПВ відбувається в топковій камері котла на 
колосникових гратах. Якщо склад ТПВ не забезпечує стабільність процесу 
горіння, ТПВ спільно спалюють з високореактивним паливом – природним 
газом або біогазом.  
Сміттєспалювальний завод з колосниковими гратами включає в себе 
наступні поверхні нагріву: решітки печі (Furn.), 1-ша і 2-га ступені 
конвективних випарних поверхонь (EV1,2), три пароперегрівачі (SH1,2,3) і два 
пакети економайзера (EC1,2), показані на рисунку 2.2. Котел також оснащений 
вбудованою системою селективного некаталітичного відновлення оксидів 
азоту (СНКВ) – DeNOx.  
 
Рисунок 2.2 – Схема поверхонь нагріву котла блоку №5 ССЗ 
 
Блок №5 оснащений розгалуженою системою очищення відпрацьованих 
газів, яка включає в себе: вбудовану в котел систему відновлення оксидів азоту 
DeNOx (СНКВ), електрофільтр, систему очищення від з’єднань хлору, систему 
десульфуризації вологим вапном (ДВВ) і рукавний фільтр. Існуюча система 
глибокої утилізації тепла димових газів включає контактний теплообмінник 
(рисунок 2.3) і димову трубу, в якій допускається конденсація водяної пари, що 
міститься в димових газах.  
 
 
  
Рисунок 2.3 – Загальний вигляд скрубера СГУТ 
 
Частина газів з температурою близько 115°С надходить у скрубер, де 
охолоджується до 48°С циркулюючою водою з температурою 47°С, після чого 
змішується з іншою частиною газів і при температурі 85°С виводиться в 
димову трубу. Низькопотенційне тепло конденсату (температура 60°С) 
використовується в системі теплофікації за допомогою теплових насосів. 
Конденсат, що утворився в СГУТ, після проходження системи хімічної очистки 
води використовується для живлення теплової мережі. З аналізу складу 
конденсату димових газів видно що конденсат підкислений (рН = 3,2), а 
концентрація зважених частинок дорівнює 34 мг/л, не дозволяє 
використовувати його для обігріву теплової мережі без попередньої обробки. 
Завдяки використанню цієї системи коефіцієнт використання палива (KВП) 
досягається на рівні 90%.  
Димові гази, що надходять у скрубер, виводяться через потік 
циркулюючої води, що розпорошується у верхній частині конденсатора 
димових газів. На вході скрубера встановлена труба Вентурі, в яку також 
 
 
закачується циркулююча вода. Для контролю рівня конденсату в скрубері 
передбачена можливість вилучення надлишку води в конденсаті парів з 
димових газів, а також технологічний водопровід (технічна вода з 
температурою 20 °С) для підтримки необхідної температури і рівня 
конденсату, якщо він з яких-небудь причин падає. Циркулююча вода після 
промивки димових газів і видалення надлишків води циркуляційним насосом 
подається в трубчастий теплообмінник, підключений до системи теплового 
насоса. Утилізоване тепло димових газів корисно використовується тепловими 
насосами для виробництва електроенергії, тоді як циркулююча вода 
охолоджується, замикаючи цикл. Основні технічні характеристики існуючого 
СГУТ при номінальному навантаженні блоку представлені в таблиці 2.2.  
 
Таблиця 2.2 – Основні технічні характеристики діючого СГУТ блоку №5  
Характеристика Розмір- Показник 
ність 
Витрата газу на вході скрубера  м3/год  150 000  
Витрата газу на виході з скрубера  м3/год  132 900  
Температура газів на вході в скрубер  °C  115  
Температура газів на виході з скрубера  °C  48  
Тиск газу на вході в скрубер  кПа  101,3  
Витрати циркулюючої води на вході в скрубер  м3/год  886  
Витрати циркулюючої води на виході з скрубера  м3/год  900  
Температ. циркулюючої води на вході до скрубера °C  47,6  
Температ. циркулюючої води на виході з скрубера  °C  60,2  
Тиск циркулюючої води на вході в скрубер  бар  1,8  
Тиск циркулюючої води на виході з скрубера  бар  0,08  
Концентрація води в газах перед скрубером  %  21  
Концентрація води в газах після скрубера  %  10,8  
Витрата конденсату димових газів  м3/год  14  
 
 
Існуюча СГУТ дозволяє знизити температуру відпрацьованих газів 
перед димоходом з 115°C до 85°C і забезпечує високий коефіцієнт 
використання палива (KВП = 91,7%). Тим не менш, характеристики цього 
енергетичного об'єкта можна поліпшити, добудувавши другу чергу СГУТ з 
СЗП. Така дія дозволить значно знизити температуру відпрацьованих газів і 
підвищити ефективність комбінованого виробництва електроенергії. При 
оцінці максимальної теоретичної кількості тепла, яке може бути відновлено в 
СГУТ, за мінімальну теоретичну температуру відпрацьованих газів береться 
25°С.  
 
2.2 Опис моделюємої системи первинного зволоження повітря  
 
Первинне зволоження повітря – це метод, який дозволяє збільшити 
кількість тепла, що утилізується в конденсаторі димових газів в когенераційній 
установці. СЗП працює шляхом конденсації водяної пари з потоку димових 
газів, охолоджених до 25°C, і рециркуляції конденсату в котел шляхом 
зволоження первинного повітря, як показано на рисунку 2.4.  
 
  
Рисунок 2.4 – Принципова схема системи первинного зволоження 
повітря. (СЗП показана червоним кольором) 
 
 
 
 
Конденсація водяної пари здійснюється шляхом контактного 
теплообміну з водою температурою 20°С у додатковому скрубера, 
встановленому перед димовою трубою, і подачею конденсату, що утворився, з 
температурою 50°С для зволоження первинного повітря. Кінцевим 
результатом є більш високий вміст вологи в димових газах, що при конденсації 
водяної пари з димових газів призводить до збільшення кількості 
відновлюваного тепла, що передається тепловими насосами зворотній 
магістральній воді, тим самим підвищуючи продуктивність системи 
центрального опалення. Охолодження циркулюючої води здійснюється за 
допомогою існуючих теплових насосів системи опалення. Надлишок 
конденсату використовується для заповнення втрат в системі опалення. 
Відведення газів в атмосферу організовано через існуючу «мокру» димову 
трубу, спільну з іншими блоками, де відпрацьовані гази охолоджуються нижче 
точки роси [41].  
На сьогоднішній день СЗП поки не використовуються на 
сміттєспалювальних заводах, в основному через відсутність комплексних 
досліджень впливу первинного зволоження повітря на роботу 
сміттєспалювальних котлів і газоповітряний тракт ССЗ.  
Передбачається, що впровадження СЗП на ССЗ призведе до таких 
наслідків [3]:  
1. зниження максимальної температури горіння на колосникових 
гратах і в топковій камері;  
2. збільшення витрати первинного повітря і витрат димових газів, 
збільшення вмісту водяної пари в димових газах в камері згоряння;  
3. порівняно невелике збільшення теплопоглинання в конвективній 
частині в порівнянні з поглинанням тепла в радіаційній частині котла;  
4. зниження температури димових газів після пакетів 
пароперегрівачів;  
5. збільшують поглинання тепла в зоні економайзера.  
 
 
Найбільшими змінами в порівнянні з вихідною схемою є зниження 
максимальної температури згоряння в камері печі і збільшення витрати 
димових газів. Хоча більшість змін у робочих умовах є відносно незначними, 
зміни місцевої температури та швидкості потоку можуть бути значними. У 
сучасній літературі не описано і невідомо, як ці зміни вплинуть на умови 
експлуатації. Газоочисне обладнання може бути виконано з дуже незначними 
модифікаціями. Однак зміни зачіпають блок СНКВ, в якому №х відновлюється 
до молекулярного азоту. Ефективна робота установки СНКВ забезпечується у 
вузькому діапазоні температур близько 700°С -1000°С. Було проведено ряд 
детальних досліджень з метою визначення впливу різних параметрів на 
ефективність роботи установок СНКВ на сміттєспалювальних заводах. ККД 
сучасних систем СНКВ на сміттєспалювальних заводах становить 45-70% [42]. 
Однак раніше не був вивчений вплив використання СЗП на систему СНКВ 
сміттєспалювальних заводів. Оскільки температурний профіль димових газів 
у камері згоряння змінюється, може виникнути необхідність переглянути 
точки впорскування та керування системами СНКВ для підтримки 
максимально можливого скорочення викидів №x.  
У даній роботі було проведено комплексне дослідження впливу СЗП на 
роботу котла сміттєспалювального заводу та газоповітряного тракту ССЗ, яке 
було проведено з використанням математичного моделювання теплових 
процесів у програмному комплексі Thermoflow.  
 
2.3 Побудова математичної моделі в середовищі Thermoflow 
 
Програмний комплекс Thermoflow допомагає вирішувати широкий 
спектр інженерних завдань, включаючи проектування, інжиніринг, повірочні 
розрахунки різних установок. Програмний комплекс включає в себе ряд 
спеціалізованих продуктів для вирішення технічних і економічних завдань 
будь-якої складності. Компанія Thermoflow була обрана в якості інструменту 
 
 
для математичного моделювання завдяки гнучкому програмному середовищу, 
багатому графічному інтерфейсу з набором більш ніж 185 елементів, великій 
вбудованій базі даних характеристик різного енергетичного обладнання, а 
також в зв'язку з поширеністю даного продукту в інжинірингових компаніях, 
співпраця з якими здійснювалася в рамках даного дослідження.  
Варіантні розрахунки в середовищі Thermoflow були проведені для 
визначення ступеня впливу конденсату, що впорскується в первинне повітря, 
на температуру газів по тракту котла, теплове сприйняття поверхонь нагріву 
котла, витрату і концентрацію водяної пари в димових газах, кількість 
утилізованого низькопотенційного тепла, а також для визначення кількості 
додаткового тепла, витраченого на нагрів первинного повітря і зміни техніко-
економічних показників роботи агрегату з використанням СЗП.  
Розроблена математична модель теплової схеми включає систему 
взаємопов'язаних лінійних і нелінійних алгебраїчних рівнянь, що описують 
матеріальний і тепловий баланси для кожного конструктивного елемента 
схеми.  
В основі математичної моделі лежать рівняння збереження маси та 
енергії:  
∑ ������ − ∑ �������� = 0                                            (2.1) 
де ∑ ������ – сумарна масова витрата на вході в елемент схеми, кг/с; 
∑ �������� – сумарна масова витрата на виході з елемента схеми, кг/с.  
�� ∙ �� = ∑ ������ ℎ���� − ∑ �������� ℎ������                              (2.2) 
де Q – тепло, що підводиться, кВт; W – виконана робота, кВт; ℎ����, ℎ������ – 
ентальпія на вході і виході з елемента схеми відповідно, кДж/кг; ������, �������� – 
масова витрата на вході і виході з елемента схеми, кг/с.  
Кількість низькопотенційного тепла, що виділяється вихідними газами 
при охолодженні в контактному теплообміннику (скрубері), описується 
рівнянням:  
�� = ��0[��������(��1 − ��2)��2 + ������(��1�� �� − ��2�� ��)]                       (2.3) 
2 2
 
 
 
де ��0 – об'ємна витрата сухих газів при нормальних умовах, м3/с; �������� – 
теплоємність димових газів, кДж/кг·°C; ��1 , ��2 – температура газів на вході і 
виході теплообмінника відповідно, ºC; ������ – початкова вологість димових газів 
(до скрубера), г/см3; ��1��2��, ��2�� ��, – початкова і кінцева ентальпія водяної пари, 
2
що міститься в продуктах згоряння, кДж/кг.  
Величина теплоємності димових газів визначається як теплоємність 
газової суміші за такою формулою:  
�� ��
������ = ��1����1 + ��2����2 + ⋯ + ���������� = ∑1 ����������                   (2.4) 
де ����  – масова частка компонента газової суміші; ������  – теплоємність 
компонента газової суміші, кДж/кг·°C.  
Масова витрата оборотної води розраховується за допомогою рівняння:  
��
������ =                            (2.5) 
��������(��2−����1)+(1−��)����(����2−����1)
де ψ – коефіцієнт випаровування (частка вологи, що виноситься з 
димовими газами з скрубера); ������  – питома теплоємність водяної пари, 
кДж/кг·°C; cw – теплоємність води, кДж/кг ∙ °C; ����1 ,  ����2  – температура 
оборотної води на вході і виході з теплообмінника, ºС.  
Вологість димових газів на виході з контактного теплообмінника 
розраховується за допомогою рівняння:  
��
�� ����
������ = ������ + ��                                            (2.6) 
��0����
де ���� – густина оборотної води, кг/м3.  
Обсяг газів на виході з скрубера розраховується за рівнянням:  
��
�� = �� ������(273,15+��2) ��
������ 0 (1 + ������ )                            (2.7) 
273,15(��������+������) 0,804
де ��������  – барометричний тиск, Па; ������  – тиск димових газів перед 
скрубером, Па.  
На рисунку 2.5 показаний газоповітряний тракт котла, який складається 
з топкової камери, 1-го пакету випарника (топкові екрани), першого, другого і 
третього ступенів пароперегрівачів, 2-го пакета випарника і двох пакетів 
 
 
економайзера. Після останнього етапу роботи економайзера димові гази 
надходять в електрофільтр, потім в систему очищення димових газів.  
 
Рисунок 2.5 – Газоповітряний тракт енергоблоку №5 ССЗ без СЗП 
 
Вихідними даними для моделі є показники роботи агрегату, отримані 
емпіричним шляхом і представлені в таблиці 2.3. Валідація чисельної моделі 
проводилася шляхом порівняння результатів моделювання з даними, 
отриманими на щиті керування ССЗ. Максимальне відхилення ключових 
показників (характеристики димових газів в різних точках шляху, водні і парові 
характеристики в різних точках шляху) склало не більше 4%.  
  
 
 
 
 
Таблиця 2.3 – Вихідні дані для моделювання  
  Параметр  Величина Розмірність 
1  Витрата палива 25257  кг/год  
2  Швидкість потоку первинного повітря  97033  нм3/год  
Температура первинного повітря (перед 
3  128  ºC  
камерою згоряння)  
4  Витрата вторинного повітря  13925  нм3/год  
5  Температура вторинного повітря  17  ºC  
6  Температура газів за камерою згоряння  800  ºC  
7  Температура газів перед 1-м пароперегрівачем  480  ºC  
8  Температура газів після 2-го випарника  313  ºC  
9  Температура газів після 2-го економайзера  174  ºC  
10  Витрата гарячої пари  110  т/год  
Основна температура конденсату перед 
11  135  ºC  
економайзером  
Основна температура конденсату позаду насосу 
12  129  ºC  
живлення 
Основний тиск конденсату позаду насосу 
13  82,3  бар  
живлення 
14  Температура води після економайзера  212  ºC  
15  Температура пари після 3-го пароперегрівача  307  ºC  
16  Температура пари після 2-го пароперегрівача  342  ºC  
Температура пари після впорскування води 
17  294  ºC  
(після перегрівача)  
18  Температура гарячої пари  370  ºC  
19  Тиск гарячої пари  53,4  бар  
Концентрація О2 на виході з котла (в сухих 
20  8,2  %  
газах)  
 
 
В якості вихідних даних модель включає в себе характеристики палива, 
витрата і термодинамічні параметри робочих середовищ пароводяного і 
газоповітряного трактів відповідно до даних з щита керування ССЗ.  
Моделювання проводиться в два етапи. На першому етапі для кожної 
поверхні нагріву котла задається його тип і різниця температур продуктів 
згоряння на вході і виході, на підставі чого програмний комплекс виконує 
термодинамічний розрахунок кожної поверхні нагріву, визначаючи коефіцієнт 
теплопередачі і площу поверхні. На другому етапі моделювання задаються 
витрати робочих середовищ, на основі чого програмний комплекс розраховує 
термодинамічні характеристики потоків рідини і газу, використовуючи для 
розрахунку параметри поверхонь нагріву, розраховані на першому етапі 
моделювання. Результатом другого етапу моделювання є визначення 
термодинамічних параметрів робочих середовищ в кожній точці 
газоповітряного і пароводяного тракту котла.  
Специфіка теплових розрахунків котлів, що використовують ТКВ в 
якості палива, полягає в постійній зміні складу і теплоти згоряння палива. У 
розробленій моделі враховуються усереднені дані про склад і більш низьку 
теплотворну здатність ТКВ, отримані в ході лабораторних випробувань 
(рисунок 2.6). Під час розробки вихідної моделі швидкість потоку ТПВ була 
скоригована методом послідовних ітерацій (щодо даних з пульту керування 
ССЗ) для досягнення відповідності між масовими витратами димових газів, 
отриманими за допомогою моделювання, та експериментально. В результаті 
налаштування моделі розбіжність між розрахунковими і експериментальними 
термодинамічними параметрами середовищ в газоповітряному і пароводяному 
трактах склало не більше 4%.  
 
 
 
Рисунок 2.6 – Налаштування елементарного складу і характеристик палива в 
середовищі Thermoflow  
 
Коригування характеристик кожного елемента теплової схеми 
проводилося шляхом порівняння результатів розрахунків в середовищі 
Thermoflow наступних параметрів з експериментальними даними:  
1. витрата первинного повітря;  
2. температура первинного повітря на вході в котел;  
3. температура первинного повітря перед краном;  
4. швидкість вторинного повітряного потоку;  
5. температура вторинного повітря на вході в котел;  
6. температура димових газів після камери згоряння;  
7. температура димових газів після 1-ї частини випарника;  
8. температура димових газів після 2-ї частини випарника;  
9. температура димових газів перед електрофільтром.  
  
 
 
Для моделювання СЗП в математичну модель додається рециркуляція 
конденсату димових газів і джерело тепла, що забезпечує конденсату теплову 
енергію, яка необхідна для випаровування води і її нагрівання до розрахункової 
температури первинного повітря перед котлом – 128°С. У реальній схемі це 
тепло передається зволоженому первинному повітрю в калорифері шляхом 
відбору пари з турбіни. Модель СЗП в середовищі Thermoflow показана на 
рисунку 2.7.  
 
 
Рисунок 2.7 – Початкова модель СЗП в програмі Thermoflex: 
 1 – елемент "вхід води"; 2 – регулюючий клапан; 3 – елемент 
 «джерело тепла»; 4 – точка вприску водяної пари в первинне повітря. 
 
Математична модель СЗП базується на рівняннях збереження маси та 
енергії. Низькопотенційна теплота димових газів передається первинному 
повітрю за наступним рівнянням:  
�������� = ������������(����2 − ����1)                                      (2.8) 
де ��  – частка циркулюючої води контактного теплообмінника, що 
надходить в зволожувач (частка конденсату); ������  – масова витрата 
циркулюючої води контактного теплообмінника (конденсату), кг/с; ����  – 
теплоємність води, кДж/кг·  ; ����1 , ����2 – температура циркулюючої води на 
вході і виході з контактного теплообмінника, ºC.  
Вміст вологи в повітрі на виході зі зволожувача розраховується за 
допомогою рівняння:  
 
 
����
�� = �� + �� ����
������.������ ������.���� ℎ                                        (2.9) 
��������0����
де ��������.����  – початкова вологість повітря (до зволожувача), г/см3; ��ℎ  – 
коефіцієнт випаровування в зволожувачі; ��������0  – об'ємна витрата сухого 
повітря за нормальних умов, м3/с; ����  – густина циркулюючої води 
зволожувача, кг/м3.  
Граничною умовою для розрахунків варіанту з СЗП є температура 
димових газів на виході з камери згоряння перед системою DeNOx. Згідно із 
заводською документацією, температура продуктів згоряння перед системою 
СНКВ (точка Р1а на рисунку 2.2) для забезпечення нормальної роботи системи 
повинна бути не нижче 760°С. З огляду на те, що стабільність спалювання ТПВ 
забезпечується, при необхідності, спільним згорянням з високореактивним 
паливом (природним або біогазом), впорскування конденсату в первинне 
повітря не порушить стале спалювання ТПВ, але знизить температуру в зоні 
горіння і на всьому тракту котла. Таким чином, дана гранична умова є 
основним фактором при визначенні максимальної кількості конденсату, що 
закачується в первинне повітря.  
Додатковою граничною умовою є концентрація кисню в сухих димових 
газах після котла, яка, відповідно до заводської документації обладнання, 
повинна бути на рівні 7-9%. Концентрація кисню в продуктах згоряння 
сигналізує про якість процесу горіння. При концентрації О2 нижче 7% може 
відбуватися підвищене хімічне недопаління, що тягне за собою викид 
небезпечних продуктів піролізу ТПВ. Концентрація вище 9% сигналізує про 
те, що в топку надходить надмірна кількість повітря, що тягне за собою 
додаткові втрати тепла в котлі і підвищення рівня утворення оксиду азоту.  
Збільшення вмісту вологи в димових газах призводить до збільшення 
кількості низькопотенційного тепла при конденсації в СГУТ. При моделюванні, 
з метою визначення потенціалу ефективності СЗП, передбачається, що весь 
потік димових газів, що проходить через скрубер СЗП, охолоджується до 25°C, 
що є температурою димових газів перед димовою трубою.  
 
 
2.4 Моделювання теплових процесів ССЗ в середовищі Thermoflow 
 
Варіантні розрахунки математичної моделі СЗП з різною кількістю 
конденсату, що впорскується, проводились для двох режимів роботи 
енергоблоку – з постійною витратою палива (далі – Режим №1) та з постійною 
пароємністю котла (далі – Режим №2). Змінюючи кількість конденсату, що 
нагнітається, визначають параметри димових газів в точках Р1-Р9 відповідно 
до рисунку 2.2. Між точками Р1 і Р1а встановлена система охолодження 
продуктів згоряння шляхом введення охолоджуючого повітря в газовий тракт, 
яка призначена для запобігання підвищення температури димових газів вище 
максимальної робочої температури системи (1000°С) перед системою DeNOx. 
На даний момент дана система вже не використовується на котлі блоку №5, 
тому параметри димових газів в точках Р1 і Р1а повністю ідентичні. На 
практиці температура продуктів згоряння перед системою DeNOx eNOx 
регулюється шляхом зміни витрати високореактивного палива.  
Для обох режимів витрата конденсату на закачування в первинне повітря 
варіювалася в розрахунках з кроком в 1 т/год до досягнення граничної умови – 
температури в точці Р1а рівна 760°С.  
На першому етапі моделювання швидкість потоку конденсату, що 
надходить в первинне повітря, була встановлена на рівні 1 т/год. У міру 
збільшення витрати пари контролювалися наступні параметри: концентрація 
О2 на виході з котла і температура до видалення системи №x. Контроль 
граничних параметрів в програмі Thermoflex здійснюється за допомогою 
функції «control loops». Температура до системи видалення №x знижується до 
760,6ºC при витраті конденсату 10 т/год. Таким чином, за допомогою 
послідовного збільшення витрати конденсату для закачування в первинне 
повітря визначається максимальна витрата, що задовольняє граничним умовам 
моделювання 10 т/год.  
 
 
Зниження температури димових газів в зоні СНКВ з 799°С до 760,6°С 
призведе до зниження ефективності відновлення оксидів азоту з 30% до 14% 
згідно з дослідженням [43], що призведе до збільшення концентрації №х у 
димових газах з 137 мг/нм3 до 169 мг/нм3. Відповідно до Директиви 
Європейського Союзу 2010/75/ЄС [44], гранично допустима концентрація 
становить №x у відпрацьованих газах по відношенню до об'єкта дослідження 
становить 200 мг/нм3. Впровадження СЗП з закачуванням 10 т/год конденсату 
в первинне повітря не перевищуватиме нормативні викиди №x в атмосферу.  
Крім зниження ефективності роботи СНКВ, зниження температури 
продуктів згоряння з 799 ° С до 760,6°С призведе до збільшення проникнення 
аміаку (NH3) в середньому на 28%, згідно з дослідженням [43]. Так, 
концентрація аміаку в димових газах при закачуванні 10 т/год конденсату в 
первинне повітря збільшиться з 0,09 мг/нм3 до 0,12 мг/нм3 при постійній 
витраті аміаку на СНКВ 294 л/год. Відповідно до [45], концентрація аміаку в 
димових газах при використанні СНКВ не повинна перевищувати 2-5 мг/ нм3 
в залежності від типу електростанції і спалюваного палива (сміттєспалювальні 
установки окремо не нормуються). Впровадження СЗП з уприскуванням 
10 т/год конденсату в первинне повітря не призведе до значного підвищення 
концентрації аміаку у відпрацьованих газах.  
 
 
 
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РОЗДІЛ 3. ДОСЛІДЖЕННЯ ВПЛИВУ СИСТЕМИ 
ЗВОЛОЖЕННЯ ПЕРВИННОГО ПОВІТРЯ НА 
ПАРАМЕТРИ РОБОЧИХ СЕРЕДОВИЩ ТА 
ОБЛАДНАННЯ СМІТТЄСПАЛЮВАЛЬНОГО 
ЗАВОДУ 
 
 
 
 
 
 
 
  
МКР 24.144.92 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Козачинський А.Ф. Розділ 3. Дослідження впливу Літ. Арк. Акрушів 
 Перевір. Беспалько С.А. системи зволоження первинного  
 Рецен з.  повітря на параметри робочих 
 Н. Контр.  середовищ та обладнання ЧДТУ, МТЕ-35 
 Затверд. Калейніков Г.Є. сміттєспалювального заводу 
 
Розділ 3. Дослідження впливу системи зволоження первинного повітря на 
параметри робочих середовищ та обладнання сміттєспалювального заводу 
3.1 Вплив системи зволоження первинного повітря на 
сміттєспалювальний котел з постійною витратою палива (Режим №1) 
 
Зміни, внесені в математичну модель енергоблоку №5 з постійною 
витратою ТПВ 25,5 т/год з впровадженням СЗП, здійснювалися шляхом 
випаровування конденсату і закачування водяної пари в первинне повітря з 
температурою 128°С і витратою в діапазоні від 1 т/год до 10 т/год. Проведено 
10 розрахунків з кроком 1 т/год до досягнення температури перед системою 
DeNOx, що дорівнює 760,6°С, що задовольняє граничним умовам. 
Концентрація кисню в сухих димових газах на виході з котла при закачуванні 
10 т/год конденсату становить 8,8%, що також відповідає граничним умовам 
моделі. Максимальний ефект від впровадження СЗП забезпечується за рахунок 
впорскування максимально можливої кількості конденсату – 10 т/год. 
З результатів розрахунків випливає, що збільшення вмісту вологи в 
димових газах, збільшення обсягу газів і, як наслідок, збільшення швидкості 
руху газів в тракті котла, призводить до зниження теплосприйняття 
радіаційних поверхонь нагріву і збільшення теплосприйняття конвективних 
поверхонь нагріву. На рисунку 3.1 показана зміна теплового сприйняття 
поверхонь нагріву котла при нагнітанні 10 т/год конденсату [48].  
Найбільше зміна теплосприйняття зачіпає топочні екрани (зниження 
теплосприйняття на 4,4%) і першу ступінь конвективних випарників 
(збільшення теплосприйняття на 5%), яка слідує відразу після топочних 
екранів по газовому тракту. Зміна теплосприйняття інших поверхонь нагріву 
незначна і становить від 0,01% до 0,27%. Сумарне теплосприйняття всіх 
поверхонь нагріву при використанні СЗП і вприскування 10 т/год конденсату 
знижується на 0,7% і показано на рисунку 3.2. У таблиці 3.1 наведено розподіл 
теплосприйняття поверхонь нагріву котла без СЗП і з нею. Повне 
теплосприйняття всіх поверхонь нагріву котла приймається за 100%.  
 
 
 
Рисунок 3.1 – Розподіл теплосприйняття поверхонь нагріву котла. Режим №1 
 
 
 
Рисунок 3.2 – Розподіл радіаційного і конвективного теплообміну. Режим №1 
 
 
Таблиця 3.1 – Зміни в теплосприйнятті поверхонь нагріву. Режим №1.  
Поверхня нагріву  Без СЗП  З СЗП  Різниця 
Топочні екрани  35,11%  30,7%  -4,41%  
Конвективний випарник 1  34,21%  39,17%  4,96%  
Пароперегрівач 3  8,51%  8,24%  -0,27%  
Пароперегрівач 2  3,98%  4,07%  0,09%  
Пароперегрівач 1  4,81%  4,67%  -0,13%  
Конвективний випарник 2  0,98%  0,71%  -0,27%  
Економайзер 2  6,86%  6,87%  0,02%  
Економайзер 1  5,55%  5,56%  0,01%  
  
 
 
Зниження температури в зоні горіння і зміна співвідношення 
теплосприйняття радіаційної і конвективної поверхонь нагріву призводить до 
зниження відносно початкової схеми температури димових газів аж до другого 
ступеня економайзера, після чого спостерігається більш висока температура 
газів на виході з котла, як показано на рисунку 3.3, де точки вимірювання 
вказані відповідно до рисунку 2.2.  
 
Рисунок 3.3 – Температура димових газів по тракту котла. Режим №1 
 
В результаті впровадження СЗП знижується радіаційна тепловіддача і 
збільшується конвективна тепловіддача. Підвищення температури димових 
газів на виході з котла відбувається за рахунок збільшення об’єму газів при 
постійній витраті і постійній початковій температурі живильної води на вході 
в економайзер. Підвищення температури димових газів на обох пакетах 
економайзера гарантує відсутність низькотемпературної корозії хвостових 
поверхонь котла при впровадженні СЗП [49].  
Впорскування 10 т/год конденсату в первинне повітря підвищує 
вологість продуктів згоряння, як показано на рисунок 3.4. При нагнітанні 10 
т/год конденсату вміст вологи на виході з котла збільшується на 38%, а 
кількість низькопотенційної енергії, яку можна відновити шляхом 
охолодження відпрацьованих газів до 25°С, збільшується на 33%.  
  
 
 
 
Рисунок 3.4 – Збільшення вологості і кількості низькопотенційної енергії в 
залежності від кількості конденсату, що впорскується. Режим №1 
 
В результаті зволоження повітря відбувається пропорційне збільшення 
питомої теплової енергії газів, які можуть бути з користю використані в 
системі теплофікації, як показано на рисунок 3.5. Під питомою енергією 
мається на увазі низькопотенційна теплота, яка виділяється при охолодженні 
1 т газів до 25 °С.  
 
Рисунок 3.5 – Залежність питомої теплової енергії газів від витрати 
конденсату  
 
 
Показник «питома енергія газів» дозволяє спростити розрахунок 
теплоти, що утилізується в СГУТ, коли через СЗП проходить тільки частина 
потоку димових газів. 
Підвищення вологості первинного повітря під час нагнітання конденсату 
в СЗП призводить до збільшення потоків первинного та вторинного повітря, 
як показано на рисунку 3.6. Підвищення вологості повітря призводить до 
звуження площі стійкого згоряння ТПВ на колосникових гратах за рахунок 
витрати частини тепла на нагрівання водяної пари. З цієї причини для 
збереження стабільності процесу згоряння без збільшення витрати 
високореактивного палива витрата первинного повітря збільшується на 3,8% 
при закачуванні 10 т/год конденсату [51].  
 
Рисунок 3.6 – Зміна масової витрати первинного і вторинного повітря при 
впровадженні СЗП 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.2 Вплив системи зволоження первинного повітря на роботу 
сміттєспалювального котла при постійній паропродуктивності (Режим №2) 
 
Зміни, внесені в математичну модель блоку №5 МЗ з постійною 
паропродуктивністю котла на рівні 104,2 т/год при впровадженні СЗП, 
здійснювалися шляхом випаровування конденсату і нагнітання водяної пари з 
температурою 128°С в первинне повітря з витратою в діапазоні від 1 т/год до 
10 т/год. Проводилися 10 розрахунків з кроком 1 т/год до досягнення 
температури перед системою DeNOx рівної 762,4°C, яка задовольняє 
граничним умовам. Концентрація кисню в сухих димових газах на виході з 
котла при вприскуванні 10 т/год конденсату становить 8,8%, що також 
відповідає граничним умовам моделі. Максимальний ефект від введення СЗП 
забезпечується за рахунок впорскування максимально можливої кількості 
конденсату – 10 т/год.  
Зміна теплосприйняття поверхонь нагріву котла аналогічно режиму №1 
– зволоження первинного повітря призводить до зниження теплосприйняття 
променистих поверхонь нагріву і збільшення теплосприйняття конвективних 
поверхонь нагріву, як показано на рисунку 3.7.  
 
Рисунок 3.7 – Розподіл теплосприйняття поверхонь нагріву котла. Режим №2 
 
У таблиці 3.2 наведено розподіл теплосприйняття поверхонь нагріву 
котла без СЗП і з нею для Режиму №2. Розподіл радіаційного і конвективного 
 
 
теплообміну для Режиму №2 повністю ідентичний розподілу для Режиму №1, 
показаного на рисунку 3.3.  
Таблиця 3.2 – Зміна теплосприйняття поверхонь нагріву. Режим №2.  
Поверхня нагріву  Без СЗП  З СЗП  Різниця 
Топочні екрани  35,11%  30,6%  -4,51%  
Конвективний випарник 1  34,21%  39,17%  4,96%  
Пароперегрівач 3  8,51%  8,33%  -0,18%  
Пароперегрівач 2  3,98%  3,91%  -0,07%  
Пароперегрівач 1  4,81%  4,81%  0%  
Конвективний випарник 2  0,98%  0,76%  -0,21%  
Економайзер 2  6,86%  6,86%  0,01%  
Економайзер 1  5,55%  5,55%  0,01%  
  
На рисунку 3.8 показаний профіль температури димових газів по тракту 
котла при збереженні постійної паропродуктивності і вприскуванні 10 т/год 
конденсату в первинне повітря. Аналогічно Режиму №1, відбувається 
зниження відносно початкової схеми температури димових газів до другого 
ступеня економайзера, після чого спостерігається більш висока температура 
газів на виході з котла.  
  
 
Рисунок 3.8 – Температура димових газів по тракту котла. Режим №2 
 
 
 
Аналогічно Режиму №1, збільшення низькопотенційної теплоти 
димових газів при їх подальшому охолодженні до 25°С пропорційно 
збільшенню вологості газів. Впорскування 10 т/год конденсату при збереженні 
постійної пароємності призводить до збільшення вологості газів на виході з 
котла на 37% і збільшення одержуваного низькопотенційного тепла на 33%, як 
показано на рисунку 3.9.  
 
Рисунок 3.9 – Зміна вологості і низькопотенційної теплоти димових газів при 
нагнітанні 10 т/год конденсату. Режим №2 
  
3.3 Вплив системи зволоження первинного повітря на техніко-економічні 
показники блоку №5 сміттєспалювального заводу 
 
Низькопотенційне тепло димових газів корисно використовується в 
системі централізованого теплопостачання сміттєспалювального заводу 
шляхом передачі тепла до зворотної водопровідної води за допомогою 
теплових насосів [50]. Максимальна теплова потужність системи опалення 
розраховується як сума теплової потужності мережевих нагрівачів і енергії 
димових газів, що видобувається при їх охолодженні до 25 ºC, за вирахуванням 
теплоти, витраченої на випаровування води в СЗП, як описано в рівнянні:  
������
������ = ��пм1 + �� + ��д.г. СЗП
пм2 25°С − ��вип                                   (3.1) 
 
 
де ��пм1 і ��пм2 – теплова потужність 1-го і 2-го мережевого нагрівача; 
��д.г.
25°С – тепло димових газів, при охолодженні до 25 ºC; ��СЗП
вип  - теплота, що 
витрачається на випаровування води в СЗП (теплота калориферів).  
Цей максимум характеризує кількість тепла, яке може бути досягнуто в 
системі опалення при охолодженні всього потоку димових газів до 25 ºC.  
При передачі тепла від СЗП до зворотної мережевої води її температура 
підвищується, в результаті відбувається зменшення відбору пари від турбіни 
до мережевих нагрівачів, як показано на рисунку 3.10.  
 
Рисунок 3.10 – Залежність відбору пари для мережевих нагрівачів від зміни 
кількості конденсату, що впорскується для турбіни протитиском 
 
Використання низькопотенційного тепла димових газів призводить до 
зниження теплової потужності мережевих нагрівачів. В тепловій схеми 
агрегату парова турбіна має відбір для групи теплових насосів, де теплота пари 
використовується для вироблення електроенергії. У зв'язку з тим, що 
розглянутий силовий агрегат оснащений турбіною протитиску, весь 
відпрацьований пар надходить в мережевий нагрівач №2, де конденсується. 
Зменшення теплової потужності мережевих нагрівачів призводить до 
 
 
зменшення електричної потужності парової турбіни, як показано на рисунку 
3.11. При цьому це зниження (до 1,1%) компенсується виробленням 
електроенергії на теплових насосах, видобуток пари для яких збільшується 
пропорційно зменшенню відбору пари для мережевих нагрівачів (до 0,9%).  
 
Рисунок 3.11 – Залежність потужності системи теплопостачання і 
електричної потужності брутто від витрати конденсату 
 
Зі збільшенням вмісту вологи відбувається збільшення енергії димових 
газів, яка видобувається в СЗП, і зменшення теплової потужності мережевих 
нагрівачів, як показано на рисунку 3.12. При цьому також збільшує кількість 
тепла, необхідного для випаровування конденсату та перегріву пари до 128°C 
перед впорскуванням у первинне повітря [51].  
В цілому вприскування 10 т/год конденсату, відповідно до раніше 
наведеного рівняння (1.2), збільшує теплову потужність системи теплофікації 
блоку на 5,1% в Режимі №1 і на 6% в Режимі №2. 
 
 
 
Рисунок 3.12 – Теплосприйняття нагрівачами системи опалення і енергії 
димових газів 
 
Впровадження СЗП пов'язане з використанням додаткової насосної 
групи та збільшенням енергоспоживання приводу димососу, що, відповідно до 
результатів моделювання, призводить до збільшення кількості електроенергії, 
що споживається на власні потреби агрегату. При цьому при впорскуванні 
10 т/год конденсату, за рахунок більш повного використання енергії спаленого 
палива, сумарний коефіцієнт використання палива збільшується на 3,4%, як 
показано в таблиці 3.3.  
Таблиця 3.3 – Зміни техніко-економічних показників блоку №5  
Параметр  Без СЗП  З СЗП  Різниця 
Електрична потужність 16860 кВт  16673 кВт  -187 кВт  
парової турбіни  
Теплова потужність  57006 кВт  60443 кВт  3437 кВт  
Власні потреби в 10,94%  13,24% 2,3%  
електроенергії  (1845,2 кВт)  (2232,3 кВт)  (387,1 кВт)  
Коефіцієнт використання 86,38%  89,82%  3,43%  
палива 
  
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РОЗДІЛ 4. ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В 
НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ 
  
МКР 24.144.92 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Козачинський А.Ф. 
Розділ 4. Охорона праці та Літ. Арк. Акрушів 
 Перевір. Цікановський В.Л  
 Реценз. безпека в надзвичайних 
  
 Н. Контр.  ситуаціях ЧДТУ, МТЕ-35 
 Затверд. Калейніков Г.Є. 
 
Розділ 4 Охорона праці та безпека в надзвичайних ситуаціях 
4.1 
 
 
 
 
 
 
 
 
  
 
 
ВИСНОВКИ 
 
1. Розроблені числові моделі для розрахунку основних робочих 
параметрів блоку №5 сміттєспалювального заводу з використанням системи 
глибокої утилізації тепла. Результати розрахунків в програмному комплексі 
ThermoFlow показали хорошу відповідність з даними випробувань, 
отриманими на енергетичних об'єктах, що дозволяє судити про достовірність 
результатів моделювання енергоблоків з системами глибокої утилізації тепла.  
2. Максимальний ефект, який можна отримати при охолодженні 
всього обсягу димових газів в системі зволоження повітря до 25ºС, досягається 
за рахунок впорскування в первинне повітря 10 т/год конденсату і забезпечує 
збільшення теплової ємності системи опалення на 5-6%. 
3. Застосування первинної системи зволоження повітря призводить 
до збільшення масової витрати повітря на 4% і димових газів на 10%, але не 
призводить до істотної зміни режиму роботи котла. Температура димових газів 
в районі першого пакета економайзера підвищується відносно вихідної моделі, 
забезпечуючи відсутність низькотемпературної корозії.  
4. Розроблений варіант модернізації системи глибокої 
теплоутилізації сміттєспалювального заводу показав принципову можливість 
та доцільність використання системи первинного зволоження повітря для 
підвищення ефективності спалювання побутових відходів, не надаючи 
суттєвого впливу на роботу основного обладнання та надаючи мінімального 
впливу на вторинні системи.  
 
  
 
 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. Breaking the power plant efficiency record. Articles. USA, 2016: GE Ltd, 
[Электронный ресурс] URL: https://www.ge.com.  
2. Russell Noble. Development of a Field Demonstration for Cost-Effective 
Low-Grade Heat Recovery and Use Technology Designed to Improve Efficiency 
and Reduce Water Usage Rates for a Coal-Fired Power Plant. U.S. Department of 
Energy National Energy Technology Laboratory. Final Report. – 2016.  
3. Research plan «Combustion air humidification at Waste-to-Energy 
facilities»: CHEC Research Centre, DTU. Denmark, 2015.  
4. Juuso Uotila. Heat recovery and environmental impacts of flue gas 
condensing: Aalto University, School of Chemical Technology, Finland, 2015.  
5. Sven Werner. District heating and cooling in Sweden: Energy, Sweden, 
2017.  
6. Tore Hulgaard, Inger Søndergaard. Integrating waste-to-energy in 
Copenhagen, Denmark. Proceedings of the Institution of Civil Engineers. - 2018. 
doi: 10.1680/jcien.17.00042.  
7. Francis Chinweuba Eboh, Bengt-Åke Andersson, Tobias Richards. 
Economic evaluation of improvements in a waste-to-energy combined heat and 
power plant. Waste Management №100. -2019. 75–83.  
8. Armin Main, Thomas Maghon. Concepts and experiences for higher plant 
efficiency with modern advanced boiler and incineration technology. Proceedings of 
the 18th Annual North American Waste-to-Energy Conference. – 2010.  
9. Edmund Fleck. Energy-Efficient and Climate-Friendly Recycling Plant and 
Pollutant Sink. Waste Incineration in the 21st Century. -2021.  
10. Lisa Branchini. Research Doctorate: «Advanced Waste-To-Energy 
Cycles». Università di Bologna. – 2012.  
11. Chen Liu, Toru Nishiyama, Katsuya Kawamoto. CCET guideline series 
on intermediate municipal solid waste treatment technologies: Waste-to-Energy 
Incineration. The International Environmental Technology Centre. – 2020.  
12. Christopher Samuelson. Recovery of water from boiler flue gas: Theses 
and Dissertations, Lehigh University, USA, 2008.  
 
 
13. Edward Levy, Harun Bilirgen and John DuPont. Recovery of water from 
boiler flue gas using condensing heat exchangers: Technical report, Lehigh 
University, USA, 2011.  
14. Edward Levy, Carlos Romero, Harun Bilirgen, Joshua Charles. Reducing 
mercury emissions from coal-fired power plants using condensing heat exchangers: 
ASME 2013 Power Conference report, Lehigh University, USA, 2013.  
15. Daniel David Hazell. Modeling and Optimization of Condensing Heat 
Exchangers for Cooling Boiler Flue Gas: Theses and Dissertations, Lehigh 
University, USA, 2011.  
16. Piotr Szulc, Tomasz Tietze, Daniel Smykowski. The impact of the 
condensation process on the degree of cleaning of flue gases from acidic compounds: 
3rd International Conference on Energy and Environmental Protection, Wroclaw 
University of Science and Technology, Poland, 2018.  
17. Edyta Dudkiewicz, Paweł Szałański. A review of heat recovery possibility 
in flue gases discharge system of gas radiant heaters: E3S Web of Conferences, 
Wroclaw University of Science and Technology, Poland, 2019.  
18. Krzysztof Polko. Condensing Heat Exchanger in Coal-Fired Power Plant: 
MultiScience - XXIX. microCAD International Multidisciplinary Scientific 
Conference, Wroclaw University of Science and Technology, Poland, 2019.  
19. Adéla Macháčková. Numerical and experimental investigation of flue 
gases heat recovery via condensing heat exchanger: International Journal of Heat 
and Mass Transfer, Poland, 2019.  
20. Ma L, Zhao Z, Tian C, Wang H, Liu Y. Soot elimination and heat recovery 
of industrial flue gas by heterogeneous condensation: Scientific Reports, East China 
University of Science and Technology, China, 2020.  
21. Jiayou Liu, Xiaoyun Gong, Wenhua Zhang. Experimental Study on a Flue 
Gas Waste Heat Cascade Recovery System under Variable Working Conditions: 
Energies, China, 2020.  
22. Kai Li, Li Deli. Numerical and experimental investigation on water vapor 
condensation in turbulent flue gas: Applied Thermal Engineering, China, 2019.  
23. Youfu Ma, Zirui Wang, Junfu Lu. Techno‐economic analysis of a novel 
hot‐air recirculation process for exhaust heat recovery from a 600‐MW hard coal–
fired boiler: Wiley Energy Research, China, 2018.  
 
 
24. Doe Netl, Barbara Carney. Simultaneous Waste Heat and Water Recovery 
from Power Plant Flue Gases for Advanced Energy Systems. Gas Technology 
Institute. Final Report. – 2016.  
25. Peiyuan Pan, Meiyan Zhang, Gang Xu. Thermodynamic and Economic 
Analyses of a New Waste-to-Energy System Incorporated with a Biomass-Fired 
Power Plant. Energies №13. - 2020.  
26. Jiayou Liu, Fengzhong Sun. Experimental Study on Operation Regulation 
of a Coupled High–Low Energy Flue Gas Waste Heat Recovery System Based on 
Exhaust Gas Temperature Control. Energies. – 2019.  
27. Chao Cheng, Dehua Liang, Yuntao Zhang. Pilot-scale study on flue gas 
moisture recovery in a coal-fired power plant. Separation and Purification 
Technology №254 - 2021.  
28. Revised Wet Stack Design Guide. Electric Power Research Institute: USA, 
2012.  
29. Енергетичні ресурси та потоки За заг. ред. А.К. Шидловського. – К.: 
Українські енциклопедичні знання, 2003. – 472 с. 
30. Мисак Й.С. та ін. Пристрої для утилізації теплової енергії: 
навчальний посібник / Й. С. Мисак, Я. М. Гнатишин, В. Ф. Близнюк, В. Ю. 
Крук. Львів: Видавництво Львівської політехніки, 2006. 152 с. 
31. Чепурний М. М. Теплові розрахунки парогенераторів : [навчальний 
посібник] / М. М. Чепурний, Д. В. Степанов, Є. С. Корженко. – Вінниця : ВНТУ, 
2006. – 155 с. 
32. Shan Zhao, Yi Zhao, Yinghui Han. Prevention of stack corrosion under 
wet flue gas desulfurization conditions in a coal-fired power plant: performance 
analysis and comparative study: North China Electric Power University, China, 
2016.  
33. Dermot Roddy. Advanced Power Plant Materials, Design and Technology: 
USA, 2010.  
34. Case study: High temperature protection in a desulphurisation plant. 
Czech Republic, 2004: Corrocoat Ltd, [Электронный ресурс] URL: 
https://www.corrocoat.com.  
35. Case study: Corrocoat ‘E’ series for a venturi. UK, 2004: Corrocoat Ltd, 
[Электронный ресурс] URL: https://www.corrocoat.com.  
 
 
36. Demonstrated longevity in an FGD repair. USA, 2005: Belzona Ltd, 
[Электронный ресурс] URL: https://www.belzona.com.  
37. L. Pang. Influence of a low pressure economizer on the thermal cost-
effectiveness of its unit at a constant power output. Journal of Engineering for 
Thermal Energy and Power, 31 - 2016.  
38. Youfu Ma, Lijuan Yang, Junfu Lu. Techno-economic comparison of boiler 
cold-end flue gas heat recovery processes for efficient hard-coal-fired power 
generation. INTERNATIONAL JOURNAL OF ENERGY RESEARCH. – 2016. 
doi: 10.1002/er.3692.  
39. Syed Safeer Mehdi Shamsi, Assmelash A. Negash. Waste Heat and Water 
Recovery System Optimization for Flue Gas in Thermal Power Plants. 
Sustainability. – 2019.  
40. B. Hebenstreit, R. Schnetzinger, R. Ohnmacht. Techno-economic study of 
a heat pump enhanced flue gas heat recovery for biomass boilers. Biomass and Bio 
Energy. - №71 – 2014. 12 -22.  
41. Development of combustion air humidification at WtE facilities. 
Remediation of negative effects of future waste management strategies. 
Environmental project No. 1843. Danish Environmental Protection Agency: 
Denmark, 2016.  
42. John L. Sorrels. Selective Noncatalytic Reduction. U.S. Environmental 
Protection Agency. – 2019.  
43. Marek Pronobis, Robert Wejkowski, Katarzyna Jagodzińska. Simplified 
method for calculating SNCR system efficiency. Energy and Fuels. Web of 
Conferences 14. – 2017.  
44. DIRECTIVE 2010/75/EU of the European parliament and of the council 
of 24 November 2010 on industrial emissions (integrated pollution prevention and 
control).  
45. Best Available Techniques for Large Combustion Plants. Final Report. 
European Integrated Pollution Prevention and Control Bureau (EIPPCB). – 2014.  
46. Волощук В.А., Денісов А.К., Трофимчук І.П. Котельні установки 
промислових підприємств: навч. посіб. / В.А. Волощук, А.К. Денісов, 
І.П.Трофимчук. – Рівне: НУВГП, 2013. – 227 с. 
 
 
47. Константінов С.М. Теплообмін: Підручник.- К.: ВПІ ВПК 
„Політехніка”, 2015.- 304с. 
48. CFD-моделювання процесів теплообміну і гідродинаміки засобами 
програмного комплексу : монографія / О. В. Баранюк, М. В. Воробйов, А. Ю. 
Рачинський. – Київ : КПІ ім. Ігоря Сікорського, Вид-во  «Політехніка», 2023. – 
164 с.  
49. Ткаченко, В.М. Математичне моделювання, ідентифікація та 
управління технологічними процесами теплової обробки матеріалів[Текст] / 
В.М. Ткаченко. – Київ: Наукова думка. – 2008. – 244 с  
50. Білуха М.Т. Методологія наукових досліджень: Підручник. – К.: АБУ, 
2002. – 480 с. 
51. Шейко В.М., Кушнаренко Н.М. Організація та методика науково-
дослідницької діяльності: Підручник. – 2-ге вид., перероб. і доп. – К.: Знання-
Прес, 2002. – 295 с. 
52. Варламов Г. Б. Теплоенергетичні установки та екологічні аспекти 
виробництва енергії / Г. Б. Варламов – К. : ІВЦ “Видавництво «Політехніка»”, 
2003. – 232 с.
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
