--PAGE_BREAK--
Резервная мощность котельной складывается из явного и скрытого резерва. Она используется при аварийном выходе из строя одного из котлоагрегатов путём догрузки остальных работающих. Скрытый резерв – разность между установленной и рабочей мощностью. Явный резерв составляет суммарная номинальная мощность котлоагрегатов, не работающих в данный период времени и находящихся в холодном состоянии.
Рабочая мощность КУ – суммарная мощность работающих котлоагрегатов при фактической нагрузке в данный период времени. Рабочая мощность определяется исходя из суммы тепловой нагрузки потребителей и тепловой энергии, используемой на собственные нужды котельной.
Согласно [2, п. 4.1] необходимость резервного или аварийного вида топлива для котельных устанавливается с учётом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации, по согласованию с топливоснабжающими организациями.
В данной курсовой работе считаем, что рассматриваемая котельная установка по надёжности отпуска теплоты относится к 1 категории (см. [2, п. 1.12]). Таким образом, для КУ производительностью более 20 Гкал/ч, для которой газовое топливо установлено в качестве основного, необходимо предусматривать резервное топливо — топочный мазут. Для КУ производительностью до 20 Гкал/ч резервное топливо к природному газу не предусматривается, однако может предусматриваться аварийное жидкое топливо (топочный мазут, лёгкое нефтяное топливо) по согласованию с заказчиком.
3 Описание конструкции и принимаемой компоновки котельного агрегата.
Технические характеристики выбранного котла
Основной элемент производственно-отопительной КУ – паровой котельный агрегат. Приводим технические характеристики устанавливаемых в КУ котлоагрегатов: ДКВр-6,5-13 двухбарабанный котёл водотрубный, реконструированный
Номинальная производительность котельного агрегата составляет 6,5 т пара в час – это количество вырабатываемого пара в единицу времени, которое обеспечивается при длительной эксплуатации при сжигании основного топлива при номинальных параметрах пара и питательной воды.
Номинальные параметры вырабатываемого теплоносителя— насыщенный влажный водяной пар низкого давления (рабс = 1,4 МПа), температура пара на линии насыщения – 194,1°С (см. [11, табл. 3.1, С.47]).
По рекомендации завода-изготовителя котлоагрегаты ДКВр могут эксплуатироваться при повышенной сверх номинальной паропроизводительности. Максимальная производительность котла ДКВр-6,5-13: при работе на твёрдом топливе составляет 1,8 кг/с или 6,5 т/ч. Повышение нагрузки котлоагрегатов ДКВр сверх номинальной требует соблюдения следующих условий:
1. проведение докотловой обработки питательной воды, организация контроля за её качеством и безнакипным состоянием поверхностей нагрева котла (особенно при сжигании газа);
2. при сжигании газа: изоляция обогреваемых частей верхнего барабана, расположенных в топке и камере догорания, применение короткопламенных горелок;
3. Температура газов за КА перед хвостовыми поверхностями нагрева не должна быть выше 400-450°С как по условиям циркуляции, так и вскипания воды в чугунных водяных экономайзерах.
Для поверочного теплового расчета КА необходимы следующие данные: объем топочной камеры, площади поверхности стен топочной камеры, тип экранов, расстояние экранных труб от обмуровки стен топки, наружный диаметр и толщина стенки экранных труб, расположение горелок, продольный и поперечный шаг труб, живое сечение для прохода продуктов сгорания, площадь поверхности нагрева конвективного газохода, наружный диаметр и толщина стенки труб конвективных пучков, расположение труб, продольный и поперечный шаг труб, число труб в ряду, число рядов труб по ходу продуктов сгорания, площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания конвективных пучков и др.
Указанные конструктивные характеристики определяем из чертежа рассчитываемого котла, остальные характеристики представлены в табл. 1 по [11].
Вспомогательное оборудование: по данным завода-изготовителя.
Дымосос: ВДН-8 электродвигатель-тип и мощность АО62-8 (4,5кВт)
Вентилятор: Ц4-70 электродвигатель-тип и мощность АО-51-4 (4,5 кВт)
Эскиз водяного котла ДКВр-6,5-13
Все котлы ДКВР имеют общую конструктивную схему. Это двухбарабанные котлы с естественной циркуляцией, экранированной топкой, продольным расположением барабанов и коридорным расположением труб (кипятильных).
Для осмотра барабанов и расположенных в них устройств, а также для очистки труб шарошками на задних днищах имеются лазы; у котла ДКВР-6,5-13 с длинным барабаном имеется еще лаз на переднем днище верхнего барабана.
Для наблюдения за уровнем воды в верхнем барабане установлены два водоуказательных стекла и сигнализатор уровня. Из переднего днища верхнего барабана отведены импульсные трубки к регулятору питания. В водном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба, у котлов ДКВР 6,5-13 — труба для непрерывной продувки; в паровом объеме — сепарационные устройства. В нижнем барабане установлены перфорированная труба для периодической продувки, устройство для прогрева барабана при растопке и штуцер для спуска воды.
Боковые экранные коллекторы расположены под выступающей частью верхнего барабана, возле боковых стен обмуровки. Для создания циркуляционного контура в экранах передний конец каждого экранного коллектора соединен опускной необогреваемой трубой с верхним барабаном, а задний конец — перепускной трубой с нижним барабаном.
Вода поступает в боковые экраны одновременно из верхнего барабана по передним опускным трубам, а из нижнего барабана по перепускным. Такая схема питания боковых экранов повышает надежность работы при пониженном уровне воды в верхнем барабане, увеличивает кратность циркуляции.
Экранные трубы паровых котлов ДКВр изготовляют из стали 51´2.5 мм.
В котлах с длинным верхним барабаном экранные трубы приварены к экранным коллекторам, а в верхний барабан вальцованы.
Шаг боковых экранов у всех котлов ДКВр 80 мм, шаг задних и фронтовых экранов — 80 ¸130 мм.
Пучки кипятильных труб выполнены из стальных бесшовных гнутых труб диаметром 51´2.5 мм.
Концы кипятильных труб паровых котлов типа ДКВР прикреплены к нижнему и верхнему барабану с помощью вальцовки.
Циркуляция в кипятильных трубах происходит за счет бурного испарения воды в передних рядах труб, т.к. они расположены ближе к топке и омываются более горячими газами, чем задние, вследствие чего в задних трубах, расположенных на выходе газов из котла вода идет не вверх, а вниз.
Топочная камера в целях предупреждения затягивания пламени в конвективный пучок и уменьшения потери с уносом ( — от механической неполноты сгорания топлива), разделена перегородкой на две части: топку и камеру сгорания. Перегородки котла выполнены таким образом, что дымовые газы омывают трубы поперечным током, что способствует теплоотдаче в конвективном пучке.
Таблица 1
Характеристики ДКВр-6,5-13.
Таблица 2
Конструктивные характеристики котлоагрегата ДКВР-2,5-13
Схема циркуляции ДКВр-6,5-13
1-барабан котла верхний;
2-барабан котла нижний;
3-трубы котельных пучков подъёмные;
4-трубы боковых экранов топки подъёмные;
5-коллектор экранных труб боковой;
6-труба поперечная из нижнего барабана котла в боковой коллектор;
7-труба опускная в коллектор боковых экранных труб;
8-трубы подъёмные фронтового экрана топки;
9-коллектор фронтовых экранных труб;
10-грубы опускные для фронтового экрана;
11 -трубы подъёмные заднего экрана тонки;
12-коллектор ;
4 Выбор топки КА. Выбор типа топливосжигающих устройств
Топочные устройства подразделяются на камерные и слоевые. Топки с пневмомеханическими забрасывателями, в которых значительное количество мелких частиц топлива сгорает в топочной камере над слоем, занимают промежуточное положение и классифицируются как факельно-слоевые.
Выбор способа сжигания и типа топочного устройства определяется видом топлива, его реакционными свойствами и физико-химическими свойствами золы, а также производительностью и конструкцией КА. Схема и оборудование топливоприготовления выбираются в соответствии с принятым типом топочного устройства.
Топочное устройство должно обеспечивать экономичность работы КУ в необходимых пределах регулирования нагрузки, бесшлаковочную работу поверхностей нагрева, отсутствие газовой коррозии экранных труб, минимальное содержание оксидов азота и сернистых соединений в уходящих газах в уходящих газах.
Основные положения, которые следует учитывать при выборе способа сжигания: выбор способа сжигания топлива и типа топочных устройств производится с учётом заводской комплектации котлоагрегатов топками; сжигание жидкого и газообразного топлива осуществляется в камерных топках котлоагрегатов любой производительности;
Преимущества камерного сжигания: малая инерционность топок, возможность совместного сжигания различных видов топлива и перехода с одного вида топлива на другой, механизация всех топочных процессов и возможность их автоматизации. Недостаток – неустойчивость работы при снижении нагрузки, вызывающая необходимость подсвечивания топки мазутом.
Слоевые топки целесообразно применять для котлов паропроизводительностью до 35 т/ч при сжигании сортированных и рядовых углей (содержание мелких фракций 0-6 мм не более 60%, выход летучих на горючую массу 20% и выше), сортированных антрацитов и полуантрацитов, сланца и различных древесных отходов.
Преимущества слоевого сжигания: возможность работы топок в широком диапазоне нагрузок, невысокий расход электроэнергии на собственные нужды.
Для заданной марки котла и вида топлива рекомендуется камерная топка.
На котле устанавливается горелка типа ГМГ-1, согласно [11, табл.3].
Таблица 3
Газомазутная горелка типа ГМГ-1,5м при сжигании природного газа (мазута)
5 Выбор вспомогательной поверхности нагрева
Котлы малой производительности поставляются котлостроительными заводами без комплектации их экономайзерами или воздухоподогревателями, поэтому при разработке проекта необходимо определить вид и компоновку хвостовой поверхности нагрева, а также провести их поверочно-конструктивный расчёт. Также к вспомогательной поверхности нагрева относят пароперегреватели.
Водяной экономайзер и пароперегреватель, отнимая теплоту от отходящих газов, передают его непосредственно теплоносителю, нагревая питательную воду или пар. Воздухоподогреватель, отнимая теплоту от отходящих газов, непосредственно её теплоносителю не сообщает, а нагревает дутьевой воздух для улучшения горения топлива.
В агрегатах малой мощности применяются как комбинированные хвостовые поверхности, состоящие из экономайзера и воздухоподогревателя, так и один только экономайзер или воздухоподогреватель. В котлах мощностью менее 10 МВт устанавливать комбинированные хвостовые поверхности нагрева нецелесообразно, т.к. их трудно компоновать с маломощными агрегатами, а их установка увеличивает капитальные и эксплуатационные затраты. Поэтому такие котлы имеют лишь одну хвостовую поверхность нагрева — экономайзер или воздухоподогреватель.
Для снижении температуры дымовых газов, уходящих из котла, и подогрева питательной воды применяют водяные экономайзеры, название которых связано с экономией топлива получаемой при их установке [15, С 189]. Водяные экономайзеры изготавливаются из чугунных или стальных труб. Из-за большой толщины стенки труб чугунные экономайзеры более долговечны, чем стальные, даже при наличии внешней и внутренней коррозии труб. Это обстоятельство привело к их широкому распространению в небольших котельных установках (при давлениях до 2,3 МПа (23 кгс/см2)). Основными недостатками их являются большие удельные габариты и масса, обусловленные невысокими значениями коэффициентов теплопередачи.
При сжигании высоковлажных топлив (бурые угли марки Б1, фрезерный торф, древесные отходы) широко применяются воздухоподогреватели. Подача горячего воздуха в топку котлоагрегата ускоряет воспламенение топлива и интенсифицирует процесс его горения, уменьшая потери теплоты от химической и механической неполноты и повышая КПД.
В случае сжигания топлив с высоким содержанием влаги или твёрдого топлива в камерной топке подогрев воздуха является обязательным. При сжигании твёрдого топлива в слое или жидких и газообразных топлив в камере в большинстве случаев для котельных агрегатов малой производительности можно ограничиться установкой только водяного экономайзера.
При слоевом сжигании топлива с забрасыванием новых порций сверху на горящий слой условия зажигания топлива достаточно благоприятны, и можно обходиться без горячего дутья даже при сжигании сырых и многозольных топлив. На механических топках типа цепной решетки или ступенчато-переталкивающей решетки условия зажигания топлива значительно менее благоприятны, и для успешной работы обязательно требуется горячее дутье. То же следует сказать и про условия горения пылевидного топлива, где с целью повышения теплового напряжения объема топочного пространства также применяется горячее дутье.
Для котлов с водяным экономайзером.
В качестве вспомогательной поверхности нагрева предварительно принимаем блочный водяной чугунный экономайзер некипящего типа марки ЭП2-94.
Характеристики:
Поверхность нагрева 94,4 м2.;
Количество труб в ряду 2 шт.;
Количество рядов по группам 4+4 шт.;
Количество групп в колонках 4+4, 2шт.;
Длина трубы 2000 мм.;
Номер обдувочного устройства 2;
Количество обдувочных устройств 2 шт.;
Количество сопл в обдувочном устройстве-24 шт.;
Аэродинамическое сопротивление, 343 Па (35 мм.вод.ст.);
Гидравлическое сопротивление 0,2 МПа ( 2,0 кгс/см2 );
Тип короба при топливе мазут: 01;
Габаритные размеры: ширина 850 мм.
Высота 1970 мм.
Масса экономайзера без короба не более
Чугунный водяной экономайзер представляет собой поверхность нагрева, собираемую из горизонтально лежащих труб, на которых имеются поперечные ребра квадратной формы, расположенные с шагом по длине. Каждая из труб соединяется с другой (соседней) трубой специальным чугунным коленом - «калачом» так, что вода последовательно проходит все трубы нижнего ряда, затем переходит в следующий ряд и т. д. вплоть до верхнего ряда, откуда она направляется в барабан.
Блочные экономайзеры скомпонованы из последовательных по ходу газов колонок. ЭП1 (экономайзер питательный) – одноколонковый, ЭП2- двухколонковый. Колонки могут быть выполнены в общей двойной металлической обшивке с совелитовыми трубами внутри и со стальной перегородкой между колонками.
В чугунных экономайзерах нельзя допускать закипания воды, поэтому конечная температура воды, поступающей в котел, должна быть ниже на 20-40°С температуры насыщенного пара в котле. При закипании воды возможны гидравлические удары и разрушение чугунных труб.
Проверочно-конструктивный расчёт экономайзера представлен далее.
6 Выбор характерных сечений газового и воздушного трактов.
Расчет коэффициента расхода (избытка) воздуха в них
При работе КУ необходимо обеспечивать непрерывную подачу в топочную камеру воздуха, необходимого для горения топлива и удаления в атмосферу продуктов сгорания (дымовых газов) после их охлаждения в хвостовых поверхностях нагрева (водяном экономайзере, воздухоподогревателе и др. теплоутилизаторах), а также после экозащитного оборудования (золоуловители, катализаторы и др.). Движение газовоздушной смеси и дымовых газов представлено на принципиальной схеме (см. рис. 1 для котлов на твёрдом топливе и рис. 2 для котлов на газе и мазуте).
На схеме показана осевая линия движения дымовых газов и реперные точки, в которых определяются параметры рабочих тел и коэффициенты расхода воздуха.
КА работает под разрежение (давление в газоходах меньше давления окружающего воздуха), т.е. через неплотности в обмуровке происходят присосы атмосферного воздуха в газовый тракт агрегата. Это означает, что действительный расход воздуха на горение ( продолжение
--PAGE_BREAK--) больше теоретически необходимого (). Т.о. присос воздуха определяется по формуле:
,
(8)
где — количество воздуха, присасываемого в соответствующий газоход агрегата на 1 м3 газа при нормальных условиях.
Рис. 1. Принципиальная схема газовоздушного тракта котельного агрегата, работающего
на твёрдом топливе
Воздух из воздухозаборной шахты подаётся на горение с помощью дутьевого вентилятора по воздуховодам, расположенным с правой стороны от продольной оси барабана, если смотреть на котёл с фронта. Топливо (каменный уголь) из двух каскадно-лотковых угольных ящиков с помощью пневмомеханических забрасывателей ЗП-600 с пластинчатым питателем поступает на колосниковую решётку обратного хода ТЛЗ-2,7/4,0, где смешивается с воздухом. В процессе горения газовоздушной смеси образуются дымовые газы. Дымовые газы, пройдя камеру догорания (КД), первый и второй кипятильный пучок (IКП и IIКП) выходят из котла и направляются по газоходам через вспомогательное оборудование к дымовой трубе.
Первым продукты сгорания проходят поверхностный водяной экономайзер, где отдают свою теплоту воде через поверхность трубок, которая используется для питания котлов. Котёл комплектуется блочным чугунным водяным экономайзером ребристым, системы ВТИ некипящего типа. Нагрев воду, продукты сгорания охлаждаются до температуры 170°С. Далее они поступают в сухой золоуловитель (блок циклонов), для очистки от твёрдых частиц и продуктов неполного сгорания топлива, затем в дымосос и после него в дымовую трубу. Дымовая труба установлена одна на все котлы.
Рис. 2. Принципиальная схема газовоздушного тракта котельного агрегата, работающего на природном газе
Воздух дутьевым вентилятором подаётся в газовую горелку, где смешивается с природным газом и подается на горение в топку. В процессе горения газовоздушной смеси образуются дымовые газы. Дымовые газы, пройдя первый и второй кипятильный пучок (IКП и IIКП) выходят из котла и направляются по газоходам через вспомогательное оборудование к дымовой трубе. Продукты сгорания проходят поверхностный водяной экономайзер, где отдают свою теплоту воде через поверхность трубок, которая используется для питания котлов. Котёл комплектуется блочным чугунным водяным экономайзером ребристым, системы ВТИ некипящего типа. Нагрев воду, продукты сгорания охлаждаются до температуры 130°С.
При сжигании природного газа в продуктах сгорания не наблюдается твёрдых частиц, а при сжигании мазута содержание их незначительно, поэтому необходимости в дополнительной очистке дымовых газов в золоуловителе нет. Т.о. при работе КУ на газовом топливе продукты сгорания после водяного экономайзера будут поступать непосредственно в дымовую трубу. Дымовая труба установлена одна на все котлы.
Определяем коэффициенты избытка воздуха α в характерных сечениях газовоздушного тракта котельного агрегата. Расчеты начинаем с выбора коэффициента избытка воздуха на выходе из топки a"т и величин нормативных присосов воздуха по элементам газового тракта котла Da.
Значения a"т принимаем в зависимости от типа топочного или горелочного устройства, вида сжигаемого топлива и конструкции топки в соответствии с разделом 5 данной пояснительной записки.
Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением к a"т соответствующих присосов воздуха:
,
(9)
где i – номер поверхности нагрева после топки по ходу продуктов сгорания, — нормированная величина присоса воздуха, принимаем по [12, табл.XVI, С.198 или 13, табл. 3.1, С.35].
1. Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки: т.1
2. Коэффициент избытка воздуха на входе в первый конвективный пучок:
3. Коэффициент избытка воздуха на выходе из первого конвективного пучка. Для первого котельного пучка по [13, табл. 3.1, С.35] для котлов с паропроизводительностью принимаем .
4. Коэффициент избытка воздуха на выходе из второго конвективного пучка (на выходе из котла). Для второго котельного пучка принимаем .
5. Коэффициент избытка воздуха на входе в водяной экономайзер (или воздухоподогреватель). Принимаем для стального газохода на 2м.
6. Коэффициент избытка воздуха на выходе из водяного экономайзера (или из воздухоподогревателя). Принимаем для чугунного экономайзера котлов с обшивкой
.
7. Коэффициент избытка воздуха на входе в дымосос. Принимаем для стального газохода на 2 м
.
8. Коэффициент избытка воздуха на входе в дымовую трубу. Принимаем для кирпичного газохода из расчёта на 10 м (для котлов на твёрдом топливе расстояние от дымососа до дымовой трубы составляет около 15 м).
9. Коэффициент избытка воздуха на выходе из дымовой трубы. Присос в дымовую трубу не допустим, т.е. она должна быть с газоплотными стенками.
7 Материальный баланс КА. Расчет объёмов, энтальпий воздуха и продуктов сгорания в реперных точках газовоздушного тракта КА
7.1 Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания
Теоретический объём воздуха, необходимого для полного сгорания 1 м3 газового топлива (1 кг твёрдого топлива или мазута) определяем на основе реакции горения топлива рабочего состава:
при сжигании твёрдого топлива или мазута:
, м3/кг
Примечание. Для мазута за кислород принимать Оr+Nr.
Определяем теоретический объём азота в продуктах сгорания:
при сжигании твёрдого топлива или мазута:
, м3/кг
Определяем объём трехатомных газов:
при сжигании твёрдого топлива или мазута:
, м3/кг
, м3/кг
Определяем теоретический объём водяных паров:
при сжигании природного газа:
(10)
где dг – влагосодержание газа, кг/м3 при 0°С и 101 кПа. Принимаем: dг = 0,005 кг/м3.
при сжигании твёрдого топлива или мазута:
где Wr– влагосодержание, %. Для мазута принимаем по [12, табл. 1, С.164]: Wr= 3 %.
Примечание: эта формула справедлива при беспаровом распылении мазута и влагосодержании воздуха dв=10 г/кг сух.воздуха. В ином случае:
где dв– влагосодержание воздуха, г/кг, Wф – количество пара, расходуемого на распыление 1 кг топлива, кг/кг.
Последующий расчёт сводим в таблицу 5.
Определяем избыточное количество воздуха для каждого газохода:
, м3/м3
(11)
Определяем действительный объём водяных паров:
, м3/м3
(12)
Определяем действительный суммарный объём продуктов сгорания
, м3/м3
(16)
Определяем объёмные доли трехатомных газов и водяных паров, а также их суммарную долю:
; ; ,
(13)
Масса дымовых газов:
при сжигании мазута:
, кг/кг
Концентрация золы в дымовых газах при сжигании твёрдого топлива или мазута:
, кг/кг
(14)
где аун — доля золы топлива в уносе. Для камерных топок аун =0,85, для слоевых аун =0,2-0,3 (см. п. 4).
Парциальное давление водяных паров:
, кгс/см2
(15)
где р=0,1 МПа = 1 кгс/см2 – давление в топочной камере котлоагрегата (для котлов, работающих без наддува).
Точку росы дымовых газов, образующихся при сжигании сернистых топлив, можно определить по формуле ВТИ:
, °С
(16)
продолжение
--PAGE_BREAK--
где – точка росы водяных паров, °С; А – коэффициент, зависящий от избытка воздуха в топке. При αт=1,2: А=121, при αт =1,4÷1,5: А=129; Srпри Аrпр – приведенное содержание серы и золы в топливе, кг·%/МДж (см. п. 1 данной записки); аун – доля золы топлива в уносе.
Таблица 4
Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания
Величины
Размер-
ность
Топка
α"т=1,1
I КП
α"I КП=1,15
II КП
α"II КП=1,2
α'ВЭ=1,202
ВЭ
αВЭ=
1,252
α"ВЭ=
1,302
Дымосос
α'дым
=
1,304
Дым.труба
α"ДТ=
1,354
Избыточное количество воздуха (α — 1) Vo
м3/кг
1,045
1,57
2,09
2,11
2,63
3,16
3,18
3,67
Объём водяных паров VН2O
м3/кг
1,48
1,49
1,49
1,49
1,5
1,51
1,51
1,52
Объём дымовых газов Vг
м3/кг
4,18
4,72
5,24
5,26
5,79
6,33
6,35
6,85
Объёмные доли трёхатомных газов:
rRO2
-
0,36
0,33
0,3
0,3
0,27
0,25
0,25
0,23
rН2О
-
0,35
0,32
0,28
0,28
0,24
0,24
0,24
0,22
rп
-
0,71
0,65
0,58
0,58
0,51
0,49
0,49
0,45
Парциальное давление водяных паров
кгс/см2
0,35
0,32
0,28
0,28
0,24
0,24
0,24
0,22
Точка росы водяных паров
°С
72,2
70,1
67,1
67,1
63,6
63,6
63,6
61,7
Точка росы дымовых газов
°С
271,45
270,35
267,35
279,5
276
276
276
274,1
Масса дымовых газов Gг
кг/м3
15,94
16,62
17,23
17,23
18,00
18,68
18,71
19,39
--PAGE_BREAK--
Рис. 3.Энтальпия продуктов сгорания в реперных точках
газовоздушного тракта котельного агрегата
8 Тепловой баланс котельного агрегата
При работе котельного агрегата вся тепловая энергия, образовавшаяся при сжигании топлива, расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре или горячей воде, и на покрытие различных потерь теплоты: с уходящими газами (q2), от химической (q3) и механической (q4)неполноты сгорания топлива, от наружного охлаждения (q5) (потери теплоты в окружающую среду) и потери теплоты со шлаком (q6).
Потери теплоты с уходящими газами (q2)обусловлены тем, что температура продуктов сгорания, покидающих котельный агрегат, значительно выше температуры окружающего атмосферного воздуха. q2 зависит от вида сжигаемого топлива, коэффициента избытка воздуха в уходящих газах, температуры уходящих газов, чистоты наружных и внутренних поверхностей нагрева, температуры воздуха поступающего на горение. Минимизация потерь теплоты q2ведёт к снижению парникового эффекта вследствие уменьшения выброса углекислого газа, сокращению теплового загрязнения атмосферы в результате снижения температуры уходящих газов.
Потери теплоты от химической неполноты сгорания (q3)обусловлены появлением в продуктах сгорания горючих газов СО, Н2, СН4 и др. q3 зависит от вида топлива и содержания в нём летучих, способа сжигания топлива и конструкции топки, коэффициента избытка воздуха в топке, от уровня и распределения температуры в топочной камере, организации смесеобразовательных процессов в топке (горелке и топочной камере). Потери теплоты с химическим недожогом ведут к повышению загрязнения атмосферы такими токсичными веществами.
Потери теплоты от механической неполноты горения (q4) наблюдаются только при сжигании твёрдого топлива и обусловлены наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Потери (q6) в виде физической теплоты шлаков имеют место при жидком шлакоудалении, а иногда и при сухом, если сжигается высокозольное топливо.
Потери теплоты от наружного охлаждения (q5)обусловлены передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру. Потери теплоты от наружного охлаждения зависят от теплопроводности обмуровки, ее толщины, поверхности стен, приходящейся на единицу паропроизводительности парового или теплопроизводительности водогрейного котла.
Снижения потерь теплоты q5 можно добиться герметизацией газовоздушного тракта. Необходимо следить за герметичностью обмуровки котлоагрегата, не допускать поступление неорганизованного воздуха в топку и газоходы. Т.к. повышение коэффициента избытка воздуха на 0,1 % вызывает снижение КПД установки на 0,6 %.
8.1 Выбор и обоснование принимаемой температуры уходящих газов
Температура уходящих газов после последней поверхности нагрева (водяного экономайзера или воздухоподоревателя) выбирается по условию эффективного использования теплоты топлива и расхода металла на хвостовые поверхности нагрева. Оптимальное её значение выбирается на основе технико-экономического расчёта.
θух определяется точкой росы водяных паров и паров серной кислоты (при наличие серы в топливе) и составляет от 120°С до 230°С в зависимости от вида сжигаемого топлива. θух должна быть выше точки росы, чтобы не допустить конденсацию водяных паров в уходящих дымовых газах.
Согласно [10, табл. 9-28, С. 174] и [11, табл. 9.12, С. 324] по характеристикам котла и установленного водяного экономайзера выбираем значение θух.
При сжигании сернистого мазута температура уходящих газов составляет
160-180°С [11, табл. 9.12, С. 324]. Принимаем для марки котлоагрегата ДКВр-2,5-13 и установленного водяного экономайзера ЭП2-94: θ"ВЭ = 170°С [11, табл. 8.20, С. 250
8.2 Расчёт потерь теплоты в котельном агрегате
Суммарное количество теплоты, поступившее в котельный агрегат, называют располагаемой теплотой и обозначают . Располагаемая теплота определяется по формуле:
(21)
где — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива; — теплота, внесенная поступающим в котлоагрегат воздухом; — физическая теплота топлива, учитывается только при сжигании мазута при предварительном подогреве его от постороннего источника теплоты, а также при отсутствии постороннего подогрева для топлива влажностью , % где Qirв ккал/кг); — теплота, вносимая в агрегат через форсунку при паровом распыливании жидкого топлива (мазута).
Определение низшей теплоты сгорания рабочей массы топлива
Для мазута низшая теплота сгорания рабочей массы топлива определяется по формуле:
, кДж/кг
кДж/кг
(22)
Определение теплоты, внесённой поступающим в котлоагрегат воздухом
При отсутствии воздухоподогревателя теплота, внесённая поступающим в КА воздухом определяется по формуле:
(23)
где — энтальпия теоретического объема холодного воздуха, кДж/м3 (кДж/кг); α'т — коэффициент избытка воздуха на входе в топочную камеру.
, кДж/м3 (кДж/кг)
(24)
где св = 1,2981 кДж/(м3°С) – теплоёмкость воздуха; tхв – температура холодного воздуха. Принимаем при отсутствии специальных требований tхв = 30°С; V0– теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 м3 газа (1 кг мазута или твёрдого топлива), м3/м3 (м3/кг).
Определение физической теплоты топлива
Для обеспечения нормальной работы мазутных форсунок мазут необходимо подогревать до температуры, обеспечивающей требуемую его вязкость. В данном случае физическую теплоту мазута можно определить по формуле:
кДж/кг
(25)
где tтл – температура топлива, °С (для мазута в зависимости от его вязкоски 90-130°С); стл = =(1,74+0,0025×tтл) – удельная теплоёмкость мазута, кДж/(кг°С).
При отсутствии постороннего подогрева для топлива влажностью , % где Qirв ккал/кг, физическая теплота топлива определяется аналогично по ф-ле (33):
где tтл – температура топлива, °С. Принимаем tтл =20°С; стл – удельная теплоёмкость топлива, (кДж/кг°С).
Теплоёмкость рабочей массы твёрдого топлива рассчитывается по выражению:
, кДж/кг
(26)
где сстл – теплоёмкость сухой массы топлива, ккал/(кг°С). Принимается по [12, табл.3-1, С.15]
Определение теплоты, вносимой в агрегат паровым дутьём
Теплота, вносимая в КА паровым дутьём («форсуночным» паром), Qф определяется по формуле:
(27)
где Wф – расход пара, кг/кг. Принимаем по характеристике газомазутной горелки, либо Wф =0,30-0,35 кг/кг; hф – энтальпия пара, расходуемого на распыливание топлива (по характеристике газомазутной горелки), кДж/кг.
Тепловой баланс котла по обратному методу составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах располагаемой теплоты:
,
(28)
Потери теплоты с уходящими газами определяются по формуле:
,
(29)
где — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, берется из табл. 5 в сечении газохода после последней поверхности нагрева (после водяного экономайзера или воздухоподогревателя); НУХ – энтальпия уходящих газов, определяется по табл. 6 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, кДж/м3; q4– потери теплоты от механической неполноты сгорания.
При отсутствии эксплуатационных данных значения q3, q4 рекомендуется принимать в соответствии с Методикой определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 Гкал в час, табл. В1, прил. В:
— при сжигании мазута: q3 = 0,2%, q4 = 0,1%;
Потери теплоты от наружного охлаждения котла: [12, рис.5-1 или 13, табл. 4.5, С. 50].
8.3 Определение КПД брутто котельного агрегата
КПД парового котла определяем по уравнению обратного баланса:
, %
(30)
Полученное значение коррелирует с номинальным КПД по технической характеристики котла (см. табл. 2).
8.4 Расчёт расхода топлива, сжигаемого в топке котельного агрегата
Расход топлива, подаваемого в топочную камеру, определяется по формуле:
, м3/с (кг/с)
(31)
где Qка— теплопроизводительность котельного агрегата (см. ф-лу (5)), кВт.
Полученное значение коррелирует с номинальным расходом топлива по технической характеристики горелки (см. табл. 4).
При сжигании твёрдого топлива и мазута необходимо определить расчётный расход топлива. Он учитывает потери теплоты на механическую неполноту сгорания (q4), т.к. в продуктах сгорания твёрдого топлива и мазута содержатся частицы несгоревшего топлива:
, кг/с
(32)
При сжигании газа: Вр=В
Условное топливо используется для сравнения расходов разных видов топлива. Расход топлива КА в пересчёте на условное топливо (у.т.) составляет:
, кг у.т./ч
(33)
где 29308 — низшая теплота сгорания условного топлива в пересчёте на рабочее состояние, кДж/кг (или 7000 ккал/кг).
Коэффициент сохранения теплоты:
(34)
продолжение
--PAGE_BREAK--
9 Поверочный расчёт топкикотельного агрегата
Цель поверочного расчёта – определить температуру дымовых газов на выходе из топки при известной конструкции топки, т.е. проверить данную конструкцию топочной камеры для выявления условий экономичности и надежности её работы, рационального использования поверхностей нагрева.
Расчет ведется методом последовательных приближений:
1. 1. Задаемся температурой на выходе из топки. Согласно [10, табл. 10-6, С.187] температура газов на выходе из топочной камеры при сжигании различных видов топлива составляет:
Мазут -1050-1100 °C
2. Для принятой температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по табл. 6:
3. Подсчитываем полезное тепловыделение в топке по формуле:
, кДж/м3 (кДж/кг)
кДж/м3
(35)
По рассчитанной величине полезного тепловыделения определяем теоретическую (адиабатическую) температуру горения (табл. 6). Для этого приравниваем Qт к энтальпии продуктов сгорания На при избытке воздуха в конце топки α"т.
4. Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов:
;
(36)
где х – угловой коэффициент экрана, определяемый по [12, н.1, С.240 или 13, рис. 5.3, С. 57]; ζ – коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева вследствие их загрязнения наружными отложениями или закрытия изоляцией поверхностей. По [13, табл. 5.1, С. 62] ζ =….
Угловой коэффициент х поверхности, проходящей через первый ряд труб котельного пучка, расположенных в выходном окне топки, равен 1.
5. Эффективная толщина излучающего слоя дымовых газов в топочной камере определяется по формуле:
, м
(37)
где Vт– объем топочной камеры, Vт= м3 [11, табл. 8.20, С. 248]; Fст – поверхность стен топочной камеры, Fст= м2 [13, табл. 2.9, С. 33].
м
6. Определяем коэффициент ослабления лучей:
(38)
где –суммарная объёмная доля трехатомных газов, берется по табл. 5. = 11,7(м×МПа)-1 – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами по [13, ф.5.12, С. 62] и проверяется по [13, рис. 5.4, С. 63], (м×МПа)-1; – коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, (м×МПа)-1:
(39)
где Сr, Нr – содержание углерода и водорода в рабочей массе топлива.
7. Степень черноты факела:
(40)
где m – коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела; – степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, какой обладал бы факел при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящимися трехатомными газами.
Коэффициент m определяем по [13, табл. 5.2, С.65] в зависимости от удельной нагрузки топочного объёма:
qv=, кВт/м3
qv= кВт/м3
(41)
Тогда с помощью интерполяции определяем m=0,19.
8. Определяем степень черноты топки:
(42)
9. Параметр, учитывающий расположение максимума температур пламени по высоте топки, определяем в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки:
М = 0,54 – 0,2·хт
(43)
где хт – относительное положение максимума температуры пламени по высоте топки:
хт = хг + Δх; хг = hг/Hг
(44)
где хг – относительный уровень расположения горелок; hг – расстояние от пода топки до оси горелки; Hг – расстояние от пода топки до середины выходного окна топки; Δх=0,15 – поправка при сжигании газа и мазута.
М = 0,54 – 0,2· 0,14 = 0,512
10. Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1 кг сжигаемого твёрдого и жидкого топлива или на 1 м3 газа при нормальных условиях:
, кДж/(м3К)
(45)
11. Действительная температура на выходе из топки:
(46)
1172-1100 =72
12. По диаграмме Н-θ (табл. 6) определяем действительную энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки: .
13. Количество теплоты, воспринятой в топке на 1 м3 топлива, определяем по формуле:
(47)
10 Теплообмен в конвективных поверхностях нагрева
котельного агрегата
Конвективные поверхности нагрева играют важную роль в процессе получения пара, а также для использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топку. Они передают теплоту наружной поверхности труб путем конвекции и лучеиспускания.
Поверочный тепловой расчет конвективных поверхностей нагрева выполняется с целью определения при известной конструкции испарительных поверхностей температуру дымовых газов на выходе из котельных пучков.
В данной курсовой работе температуру дымовых газов на выходе из котла принимаем по рекомендациям завода-изготовителя. Для котлов типа ДЕ, КЕ, ДКВр температура θ"кп дана в [11]. Например, для котла марки ДКВр-2,5-13 по [11, табл. 8.20, С.250] температура дымовых газов на выходе из котла при сжигании мазута составит .
По Н-θ диаграмме определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из котла (при α"КП): .
Количество теплоты, отданное продуктами сгорания, приравниваем к теплоте, воспринятой водой или паром через конвективные поверхности нагрева, и определяем по формуле:
, кДж/м3 (кДж/кг)
где φ=0,966– коэффициент сохранения теплоты, см. ф.(42); Н'– энтальпия продуктов сгорания перед входом в конвективный пучок, кДж/м3 (кДж/кг). Приравниваем к энтальпии продуктов сгорания на выходе из топкиН'КП=Н"т= 7973 кДж/м3; ΔαКП=0,05+0,1=0,15 – присос воздуха в конвективные поверхности нагрева котла; Нопрс. = Нов – энтальпия воздуха, присосанного в конвективную поверхность нагрева, кДж/м3 (кДж/кг). Определяем по ф-ле (32) Нопрс. = Нов = 406,9 кДж/м3.
кДж/м3
11 Поверочно-конструктивный расчет водяного экономайзера
Питательная вода перед поступлением в котёл последовательно проходит по трубам водяного экономайзера снизу вверх. Такое её движение необходимо, т.к. при нагревании воды падает растворимость находящихся в ней газов, они выделяются из неё в виде пузырьков и удаляются через воздушный сборник. Чтобы лучше омывать трубы, скорость движения воды следует принимать не менее 0,3 м/с до 1,5 м/с. Скорость движения газов принимают не менее 3 м/с (оптимальная скорость 6-9 м/с). Число труб в ряду должно быть не менее 3 (2 для малых типоразмеров котлов) и не более 10.
Чтобы обеспечить незакипание воды и не допустить разрушение чугуна экономайзера, температуру на выходе из экономайзера принимаем на 20°С ниже температуры насыщения при заданном давлении в барабане котла:
t"ВЭ
Последовательность расчёта:
1. Определяем количество теплоты, которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов:
, кДж/м3 (кДж/кг)
(48)
где φ= – коэффициент сохранения теплоты, см. ф.(34); Н'ВЭ– энтальпия продуктов сгорания на входе в водяной экономайзер, кДж/м3 (кДж/кг). Определяем по табл. 6 по температуре продуктов сгорания на выходе из котла θ"кп и α'ВЭ: Н'ВЭ= 2584 кДж/м3; Н"ВЭ — энтальпия дымовых газов на выходе из экономайзера, кДж/м3 (кДж/кг). Определяем по табл. 6 для ранее выбранной температуры θ"ВЭ (см.п.9.1) и α"ВЭ: Н"ВЭ = 1398 кДж/м3; ΔαВЭ=0,1 – присос воздуха в экономайзер; Нов – энтальпия воздуха, кДж/м3 (кДж/кг), по ф-ле (25): Нов = 406,9 кДж/м3.
2. Приравняв теплоту, отданную продуктами сгорания, к теплоте, воспринятой в водяном экономайзере, определяем энтальпию воды после водяного экономайзера по формуле:
, кДж/кг
(49)
где h'вэ – энтальпия воды на входе в водяной экономайзер: h'вэ=418,7 кДж/кг; DКА –паропроизво-дителъностъ котла: DКА = 1,8 кг/с; Dпр– расход продувочной воды, определяется по формуле:
Dпр = 0,01 р∙DКА, кг/с
(50)
где р – процент продувки котлоагрегата, р = 10 % (cм. ф.(5)).
Dпр = 0,1 ∙ 1,8 = 0,18 кг/с
кДж/кг
Таким образом, температура воды после экономайзера составит: , что меньше 174°С. Для установки принимаем чугунный водяной экономайзер некипящего типа.
4. Определяем температурный напор:
, °С
(51)
где Δtб, Δtм— большая и меньшая разности температур между продуктами сгорания и водой в экономайзере, °С: Δtб = 355-171 =184 °С; Δtм = 184 -100= 84 °С
продолжение
--PAGE_BREAK--