Введение
Теплогенерирующейустановкой называют совокупность устройств и механизмов для производстватепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха.Водяной пар используют для технологических нужд промышленности и сельскомхозяйстве, для приведения в движения паровых двигателей, а также для нагреваводы, направляемой в дальнейшем на нужды отопления, вентиляции и горячеговодоснабжения. Горячую воду и подогретый воздух используют для отопленияпроизводственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых нужд населения.Теплогенерирующие установки предназначены для производства тепловой энергии,которыми являются: органическое и ядерное топлива, солнечная и геотермальнаяэнергия, горючие и тепловые отходы промышленных производств.
Тепловаяэнергия – один из основных видов энергии используемой человеком для обеспечениянеобходимых условий его жизнедеятельности, как для развития и совершенствованияобщества, в котором он живёт, так и для создания благоприятных условий егобыта. Тепловая энергия, производимая человеком из первичных источников энергии,в основном используется для получения электрической энергии на тепловыхэлектростанциях, для технологических нужд промышленных предприятий, дляотопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.
Комплексыустройств, при производящих в тепловую энергию и доставляющих её в видеводяного пара, горячей воды и подогретого воздуха потребителю, называютсясистемами теплоснабжения. В зависимости от мощности систем и числапотребителей, получающих от них тепловую энергию, системы теплоснабженияподразделяют на централизованные и децентрализованные. Условно принято считатьсистему теплоснабжения централизованной, если единичная мощность включенных внеё теплогенерирующих установок равна или превышает 58 МВт. если мощностьустановок, производящих тепловую энергию в системе, меньше 58 МВт, то систематеплоснабжения считается децентрализованной.
Автоматизация-этоприменение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственныепроцессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизацияпроизводственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижениюсебестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численностьобслуживающего персонала, повышает надежность и долговечность машин, даетэкономию материалов, улучшает условия труда и техники безопасности.
Автоматизацияосвобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами.В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировке,обслуживании средств автоматизации и наблюдению за их действием. Еслиавтоматизация облегчает физический труд человека, то автоматизация имеет цельоблегчить так же и умственный труд. Эксплуатация средств автоматизации требуетот обслуживающего персонала высокой техники квалификации.
По уровнюавтоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущихмест среди другихотраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуютсянепрерывностью протекающих в них процессов. При этом выработка тепловой иэлектрической энергии в любой момент времени должна соответствоватьпотреблению(нагрузке). Почти все операции на теплоэнергетических установкахмеханизированы, а переходные процессы в них развиваются сравнительно быстро.Этим объясняется высокое развитие автоматизации в тепловой энергетике.
Автоматизацияпараметров дает значительные преимущества:
обеспечиваетуменьшение численности рабочего персонала, т.е. повышение производительностиего труда,
приводит кизменению характера труда обслуживающего персонала,
увеличиваетточность поддержания параметров вырабатываемого пара,
повышаетбезопасность труда и надежность работы оборудования,
увеличиваетэкономичность работы парогенератора.
Автоматизацияпарогенераторов включает в себя автоматическое регулирование, дистанционноеуправление, технологическую защиту, теплотехнический контроль, технологическиеблокировки и сигнализацию.
Автоматическоерегулирование обеспечивает ход непрерывно протекающих процессов в парогенераторе(питание водой, горение, перегрев пара и др.)
Дистанционноеуправление позволяет дежурному персоналу пускать и останавливатьпарогенераторную установку, а так же переключать и регулировать ее механизмы нарасстоянии, с пульта, где сосредоточены устройства управления.
Теплотехническийконтроль за работой парогенератора и оборудования осуществляется с помощьюпоказывающих и самопишущих приборов, действующих автоматически. Приборы ведутнепрерывный контроль процессов, протекающих в парогенераторной установке, илиже подключаются к объекту измерения обслуживающим персоналом илиинформационно-вычислительной машиной. Приборы теплотехнического контроляразмещают на панелях, щитах управления по возможности удобно для наблюдения иобслуживания.
Технологическиеблокировки выполняют в заданной последовательности ряд операций при пусках иостановках механизмов парогенераторной установки, а так же в случаяхсрабатывания технологической защиты. Блокировки исключают неправильные операциипри обслуживании парогенераторной установки, обеспечивают отключение внеобходимой последовательности оборудования при возникновении аварии.
Устройстватехнологической сигнализации информируют дежурный персонал о состоянииоборудования (в работе, остановлено и т.п.), предупреждают о приближениипараметра к опасному значению, сообщают о возникновении аварийного состоянияпарогенератора и его оборудования. Применяются звуковая и световаясигнализация.
Эксплуатациякотлов должна обеспечивать надежную и эффективную выработку пара требуемыхпараметров и безопасные условия труда персонала. Для выполнения этих требованийэксплуатация должна вестись в точном соответствии с законоположениями,правилами, нормами и руководящими указаниями, в частности, в соответствии с «Правиламиустройства и безопасной эксплуатации паровых котлов» Госгортехнадзора, «Правиламитехнической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами техническойэксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей» и др.
На основеуказанных материалов для каждой котельной установки должны быть составленыдолжностные и технологические инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту,технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварий и т.п. Должны бытьсоставлены технические паспорта на оборудование, исполнительные, оперативные итехнологические схемы трубопроводов различного назначения. Знание инструкций,режимных карт работы котла и указанных материалов является обязательным дляперсонала. Знания обслуживающего персонала должны систематически проверяться.
Эксплуатациякотлов производится по производственным заданиям, составляемым по планам играфикам выработки пара, расхода топлива, расхода электроэнергии на собственныенужды, обязательно ведется оперативный журнал, в который заносятся распоряженияруководителя и записи дежурного персонала о работе оборудования, а так жеремонтную книгу, в которую записывают сведения о замеченных дефектах имероприятиях по их устранению.
Должнывестись первичная отчетность, состоящая из суточных ведомостей по работеагрегатов и записей регистрирующих приборов и вторичная отчетность, включающаяобобщенные данные по котлам за определенный период. Установка котлов впомещении должна соответствовать правилам Госгортехнадзора, требованиям техникибезопасности, санитарно-техническим нормам, требованиям пожарной безопасности.
Паровымкотлом называется комплекс агрегатов, предназначенных для получения водяногопара. Этот комплекс состоит из ряда теплообменных устройств, связанных междусобой и служащих для передачи тепла от продуктов сгорания топлива к воде ипару. Исходным носителем энергии, наличие которого необходимо для образованияпар из воды, служит топливо.
Основнымиэлементами рабочего процесса, осуществляемого в котельной установке, являются:
1) процессгорения топлива,
2) процесстеплообмена между продуктами сгорания или самим горящим топливом с водой,
3) процесспарообразования, состоящий из нагрева воды, ее испарения и нагрева полученногопара.
Во времяработы в котлоагрегатах образуются два взаимодействующих друг с другом потока:поток рабочего тела и поток образующегося в топке теплоносителя.
В результатеэтого взаимодействия на выходе объекта получается пар заданного давления итемпературы.
Одной изосновных задач, возникающей при эксплуатации котельного агрегата, является обеспечениеравенства между производимой и потребляемой энергией. В свою очередь процессыпарообразования и передачи энергии в котлоагрегате однозначно связаны сколичеством вещества в потоках рабочего тела и теплоносителя.
Горениетоплива является сплошным физико-химическим процессом. Химическая сторонагорения представляет собой процесс окисления его горючих элементов кислородом.проходящий при определенной температуре и сопровождающийся выделением тепла.Интенсивность горения, а так же экономичность и устойчивость процесса горениятоплива зависят от способа подвода и распределения воздуха между частицамитоплива. Условно принято процесс сжигания топлива делить на три стадии:зажигание, горение и дожигание. Эти стадии в основном протекают последовательново времени, частично накладываются одна на другую.
Расчетпроцесса горения обычно сводится к определению количества воздуха в м3, необходимогодля сгорания единицы массы или объема топлива количества и состава тепловогобаланса и определению температуры горения.
Значениетеплоотдачи заключается в теплопередаче тепловой энергии, выделяющейся присжигании топлива, воде, из которой необходимо получить пар, или пару, еслинеобходимо повысить его температуру выше температуры насыщения. Процесстеплообмена в котле идет через водогазонепроницаемые теплопроводные стенки,называющиеся поверхностью нагрева. Поверхности нагрева выполняются в виде труб.Внутри труб происходит непрерывная циркуляция воды, а снаружи они омываютсягорячими топочными газами или воспринимают тепловую энергию лучеиспусканием.Таким образом, в котлоагрегате имеют место все виды теплопередачи:теплопроводность, конвекция и лучеиспускание. Соответственно поверхностьнагрева подразделяется на конвективные и радиационные. Количество тепла,передаваемое через единицу площади нагрева в единицу времени носит названиетеплового напряжения поверхности нагрева. Величина напряжения ограничена,во-первых, свойствами материала поверхности нагрева, во-вторых, максимальновозможной интенсивностью теплопередачи от горячего теплоносителя к поверхности,от поверхности нагрева к холодному теплоносителю.
Интенсивностькоэффициента теплопередачи тем выше, чем выше разности температуртеплоносителей, скорость их перемещения относительно поверхности нагрева и чемвыше чистота поверхности.
Образованиепара в котлоагрегатах протекает с определенной последовательностью. Уже вэкранных трубах начинается образование пара. Этот процесс протекает при большихтемпературе и давлении. Явление испарения заключается в том, что отдельныемолекулы жидкости, находящиеся у ее поверхности и обладающие высокимискоростями, а следовательно, и большей по сравнению с другими молекуламикинетической энергией, преодолевая силовые воздействия соседних молекул,создающее поверхностное натяжение, вылетают в окружающее пространство. Сувеличением температуры интенсивность испарения возрастает. Процесс обратныйпарообразованию называют конденсацией. Жидкость, образующуюся при конденсацииназывают конденсатом. Она используется для охлаждения поверхностей металла впароперегревателях.
Пар,образуемый в котлоагрегате, подразделяется на насыщенный и перегретый.Насыщенный пар в свою очередь делится на сухой и влажный. Так как натеплоэлектростанциях требуется перегретый пар, то для его перегрева устанавливаетсяпароперегреватель, в данном случае ширмовой и коньюктивный, в которых дляперегрева пара используется тепло, полученное в результате сгорания топлива иотходящих газов. Полученный перегретый пар при температуре Т=540 С и давленииР=100 атм. идет на технологические нужды.
1. Общаячасть
1.1 Характеристикакотла
Котельныйагрегат водочный конструкции типа БКЗ-75–39ФБ предназначена для работы набурных и каменных углях на торфе, антрацитовым штыбе и тощих углях.
Котел –однобарабанный, с естественной циркуляции, выполнены по П – образном схеме.
Топочнаякамера объемом 454 м3 полностью экранирована 3 мм, а приработе котла на АШ и торфе частично трубами диаметром 60 мм, толщинойстенки 4 мм, расположенными с шагом 75 – 90 мм, Трубы фронтового изаднего экранов и нижней части трубы заднего экранов в нижней части образуютэкрана разведены в четырехрядный фестон. Экраны разделены на 12 самостоятельныхциркуляционных контуров по числу поставочных блоков топки.
Для сжиганиякаменных углей топка котла оборудуется тремя пылеугольными горелками,расположенными с фронта котла, или четырьмя пылеугольными горелками,расположенными сносно по две горелки на каждый боковой стенке.
Для сжиганияфрезерного торфа топка оборудуется двумя мельничными шахтами, расположенными сфронта котла, с подачей топлива и воздуха тонкими струями. С целью обеспеченияустойчивого сгорания фрезерки торфа часть поверхности боковых экранов топки науровне амбразур утепляется. Для этого нижняя часть боковых экранов выполняетсяиз трубы диаметром 60 мм и толщиной стенки 4 мм с приваренными к нимишипами и покрывается хромитовой массой.
Для сжиганияАШ выполнена модификация котла ЬКЗ-75–39ФБ жш с жидким шлакоудалением. В этомслучае для устойчивого сжигания АШ холодная воронка топки полностью утепляется,т.е. нижняя часть топки выполняется из трубы диаметром 60 мм и толщинойстенки 4 мм, шипуется и покрывается хромитовой массой, а скаты холоднойворонки закрываются кирпичной кладкой. Топочная камера оборудуется четырьмяпылеугольными горелки, распложенными по две боковых стенах топки.
Схемаиспарения – трехступенчатая, рассчитана на питательную воду с солесодержаниемплотного остатка до 350 мг/л.
Барабан котлавнутренним диаметром 1500 мм и толщиной стенки 36 мм выполнен изстекла 16ГС. В барабане имеется чистый отсек первой ступени испарения и двасоленых отсека первой ступени испарения и два соленых отсека второй ступенииспарения по торцам барабана, оборудования внутрибарабанными циклонами. Третьяступень испарения включает два выносных циклона диаметром 337 мм. Пар изциклонов поступает в барабан.
Пароперегреватель– конвекционный, вертикального типа, с коридорным расположением труб диаметром38 мм и толщиной 3 мм выполнен из двух блоков, расположенных поворотомгазоходе между топкой и опускным газоходом. Температура перегрева регулируетсяповерхности пароохладителем, расположенным в рассечке пароперегревателя.
Водянойэкономайзер – кипящего типа, гладкотрубный, змеевиковый, выполнен из трубдиаметром 32 мм и толщиной стенки 3 мм. Состоит из трех блоков,распложенных в опускном газоходе котла.
Трубчатыйвоздухоподогреватель – вертикального типа, выполнен из труб диаметром 40 мми толщиной стенки 1,5 мм имеет четыре хода по воздушной стороне. Состоит изтрех блоков.
Принеобходимости котлоагрегат может быть оборудован устройством для дробовой очисткиповерхности нагрева водяного экономайзера и воздухоподогревателя, а так жезащитой от дробового наклепа.
Каркас котла– металлический, сварной конструкции, с обшивкой. Обмуровка – трехслойная,выполнена виде плит облегченного типа, закрепляемых на каркасе котла. Толщинаобмуровки 265 мм, в местах, не закрытых трубами, – 320 мм.
Котлоагрегатпоставляется крупными транспортабельными блоками.
1.2 Техническаяхарактеристика котла
Таблица 1.1 –Техническая характеристика котла типа БКЗ-75–39ФБНаименование Обозначение 1. Паропроизводительность, т/ч 75
2. Давление пара, на выходе из котла МПа (кгс/см2) 40
3. Температура, 0С перегретого пара 440 питательной воды 145 уходящих газов 131 4. Расчетный к.п.д. % 89,3 5. Габаритные размеры, мм Верхняя отметка 24535 Ширина по осям колони 7430 Глубина по осям колони 11120 6. Все металла котла в объеме поставки завода. 340
1.3 Характеристикатоплива
Принято твердое органическое топливо по степени углефикации исходногоорганического материала делят на древесину, торф, бурый уголь, каменный уголь иантрацит
Марки угля различают по выходу летучих и характеру летучегоостатка. Характеристики угля в пределах одних и тех же марок определяются длякаждого угольного бассейна отдельно.
Петрографический состав угля. Уголь по своей природе являетсявеществом, неоднородным по цвету, блеску, твердости, пористости и другимпараметрам
Твердое топливо способно удерживать в своем объеме определенноеколичество влаги в результате химического и физико-химического гетерогенноговзаимодействия с веществом угля. Влагу общую W\, удерживаемую веществомугля, условно делят на внешнюю Wcx и гидратную Wm. К внешней влаге относят влагу, попавшуюв массу угля в пласте, а также влагу, попавшую при добыче, хранении итранспортировке топлива за счет грунтовых вод и из атмосферного воздуха(свободная влага); сортированную влагу и заполняющую капилляры и открытые порымассы угольного вещества (связанная влага). Внешняя влага легко удаляется изугля механическими средствами и термической сушкой при температуре до 105 °С.К гидратной влаге относят влагу, входящую в состав кристаллогидратовминеральных примесей топлива, и коллоидную влагу, являющуюся составной частьюугольного вещества. Гидратная влага выводится из топлива для большинствакристаллогидратов при температурах 150–200 °С, а при кратковременномпребывании в высокотемпературной среде полное выделение гидратной влагипроисходит при температурах среды свыше 600 °С. Гидратная влага составляетлишь несколько процентов от общего содержания воды в топливе. При увеличениизольности топлива доля гидратной влаги растет.
Твердое органическое топливо является термически нестойкимвеществом, которое при нагревании разлагается, в результате чего происходитдеструкция (распад) термически нестойких сложных углеводородсодержащихсоединений массы топлива с выделением горючих (водорода, углеводородов, окисиуглерода) и негорючих (углекислоты и водяных паров) газов. Для полученияуглевой пыли, уголь измельчается в шаровых мельницах.
1.4 Топочное устройство
На агрегате большой производительности устанавливают мощные одно идвух улиточные, лопаточные и улиточно-лопаточные пылеугольные круглые горелки. Прилюбой конструкции круглой горелки потоки пылевоздушной смеси и вторичноговоздуха закручиваются в одном направлении. В горелке ОРГРЭС (см. рис. 4.12,а), вторичный воздух, получивший вращение в улиточном устройстве, встречаясь спылевоздушной смесью, увлекает ее. В горелках ТКЗ, ЗИО и ЦКТИ (см. рис. 4.12,б, в) оба потока закручиваются вследствие улиточного или лопаточного подвода.Потоки образуют в топке два концентрически расходящихся усеченных конуса, какбы опирающихся малыми основаниями на кольцевые выходы из горелки (рис. 4.13).Внутри образуется конус пылевоздушной смеси, снаружи к нему примыкаетконусообразный поток вторичного воздуха. По мере движения в топке оба потокапроникают один в другой, перемешиваются, увлекая за собой топочные газы. Чембольше горячих топочных газов вовлекается в этот процесс, тем быстреевоспламеняется и сгорает топливо. Для увеличения угла раскрытия факела мощныегорелки имеют коническую выходную насадку. С этой же целью выходящую частьамбразуры часто также выполняют конической, расширяющейся к устью. При этомдостигается лучшее сочетание форм развития факела и амбразуры, увеличиваетсяповерхность контакта факела, ускоряется воспламенение топлива.
На полноту сгорания топлива сильное влияние оказывают скоростивдувания в топку первичной смеси и вторичного воздуха. При малой скоростипервичной смеси возможны выпадение из потока крупных частиц топлива и обгораниевыходных патрубков горелки. Слишком большая скорость первичной смеси ухудшаетусловия воспламенения и увеличивает длину факела, i Скорость вторичноговоздуха так же, как и первичного, выбирается в зависимости от выхода летучих w\ – 12 – 25 м/с, 12) 2=18–4–30 м/с.Круглые горелки универсальны и применимы для любого твердого топлива, нонаибольшее распространение они получили для топлива с малым выходом летучих.Единичная мощность круглых горелок достигает 14 т/ч (по углю АШ).
/>
Рис. 4.12.Схема различных круглых пылеугольных
горелка с лопаточнымаппаратом
1-ствол дляаэропыли; 2 – улитка первичного воздуха;
3 – улиткавторичного воздуха; 4 – рассекатель;
5 – порог; 6– амбразура; 7 – лопаточный аппарат;
8 – мазутнаяфорсунка; 9 – подвод воздуха к мазутной
форсунке; I – подвод пылевоздушнойсмеси;
II – подвод вторичноговоздуха
1.5 Сепаратор пыли
Сепараторыприменяются для выделения из патока пыли крупных частиц и возврата их вмельницу на домол. В зависимости от конструктивного выполнения – они бываютцентробежные, гравитационные и инерционные.
Центробежныесепараторы применяются в системах с шаровыми мельницами, реже с быстроходными исреднеходными.
Центробежныесмесь поступает во входной патрубок со скоростью 15–22 м/с. В сепараторескорость падает до 2–6 м/с, а результате чего выпадают наиболее крупных частицыи по патрубок поступают обратно на домол в мельницу. Далее пылевоздушная смесьприходит по кольцевому каналу вверх и через окна поступает во внутренний конус.В окнах пыль закручивается благодаря направленности, созданной поворотнымилопатками. В результате центробежных сил теряется скорость. Крупных частицывыпадают из потока и по патрубку поступают на домол. Готовая кондиционная пыльпо выходной трубе направляется в пылесистему.
Гравитационныесепараторы представляет собой прямоугольную вертикальную шахту 2 из листовстали высотой от 4 до 8 м и более. Отделения крупных частиц осуществляетсяв шахте под действием сил тяжести. Количества воздуха, подаваемого в шахту,определяется расчетом. По расходу сушильной среды и скорости рассчитываетсяплощадь сечения сепаратора. Размолотое топливо с сушильной средой выбрасываетсябилами в шахту, часть пылевоздушной среды подсасывается за счет подсоса воздухаротором молотковой мельницы вдоль противоположной стенки обратно в мельницу.
Инерционныесепараторы применяются с молотковыми мельницами при работе на бурных углях исланцах с тонкостью пыли R90 › 40%, а также на фрезерном торфе. На показаноконструкция инерционного сепаратора. Пылевоздушная смесь поступает из мельницывверх и после двойного поворота выходит через выходной патрубок, а крупныечастицы возвращаются обратно в мельницу. Тонкость помола пыли регулируетсяспециальными шибером. Скорость в канале применяется 4,5–7,5 м/с, внаибольшем сечении сепаратора 2–3 м/с, воздуха входном патрубке 12–18 м/с.
2.Специальная часть
2.1Исходные данныеТип котла – БКЗ-75–39Тип топки – ТЛЗМ-2700/3000Паропроизводительность номинальная – 75т/чДавление насыщенного пара в барабане котла – 3,9мПаТемпература питательной воды – 1450СТопливо – Итатское (каменные уголь)Хвостовые поверхности нагрева – В/Э, ВЗПТемпература уходящих газов – 141
Расчётныехарактеристики топлива
По табл. 4.1 для Итатское каменное угля
Wр = 40,5% Aр =6,8% Sрор+ к = 0,4% Cр=36,2%
Hр =2,6% Nр = 0,4% Oр=12,7%
Qрн =12,820 Vг=48,0
Характеристики плавкости золы: t1 =1200
t2 =1220
t3 =1240
Приведённая зольность:
Aп = 10³ ·Aр/Qрн =103*6,8/12820=0,53(2.1)
Приведённая влажность:
Wп = 10³ · Wр/ Qрн =103*40,5/12820=3,91(2.2)
Приведённая сернистость:
Sп = 10³ · Sрор +к / Qрн =103*0,4/12820=0,031 (2.3)
Расчётные характеристики топки
По табл. 5.1. для топки ……ТЛЗМ-2700/3000……………….:
Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки – αт=1,2
Тепловое напряжение площади зеркала горения – qR=1200/1300кВт/м2
Тепловое напряжение объёма топки – qV=180кВт/м3
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания –q3 =0,5
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания–
q4 =1
Для золы топлива, уносимая газами – αун=0,95
Коэффициенты избытка воздуха в газовом трактеустановки
Присосы воздуха в отдельных элементах котельнойустановки согласно табл. 5.4.:
В конвективном пучке – Δαкп=0,1
В чугунном водяном экономайзере – Δαэ=0,1
В золоуловителе – Δαзу =0,05
В стальных газопроводах длиной L≈10 м– Δαг =0,01
Коэффициенты избытка воздуха:
За котлом (перед экономайзером) – αк= α'э = αт + Δαкп=1,3 (2.4)
За экономайзером – α«э= α'э + Δαэ =1,4 (2.5)
Перед дымососом – αg = α«э+ Δαзу + Δαг =1,46 (2.6)
2.2 Объёмы воздуха и продуктов сгорания
Топливо – Итатское угол.
Теоретический объём воздуха: объём воздуха (V0, м3/кг),необходимый для полного сгорания 1 килограмма твердого или жидкого топливазаданного состава определяются по уравнению:
V0= 0,0889 (Ср+0,375Spор+к)+ 0,265Нр – 0,0333Ор (2.7)
Теоретическиеобъемы продуктов сгорания (при α=I) при сжигании жидких топлив (Vi0, м3/кг)рассчитывается по соотношениям:
а) объемазота
VN20= 0,79 V0+ 0,008Np; (2.8)
б) объемтрехатомных газов
/> (2.9)
в) объемводяных паров
V0H2O=0,111Hp+ 0,0124W+ 0,0161 V0 (2.10)
Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров, равные ихпарциальным давлениям при общем давлении 0,1 Мпа, вычисляются по соотношениям:
/> (2.11)
/> (2.12)
/> (2.13)Средняя плотность продуктов сгорания(pr, кг/м3) определяется как:
/> (2.14)
Где массагазов(Gr, кг/кг или кг/м3) при сжигании жидких топливнаходится из выражения:
Gr= 1 – 0,01· Ар+1,306· α· V0. (2.15)
Vо = 0,0889 (Cр + 0,375 · Sрор+ к) + 0,265 · Hр – 0,0333 · Oр = 0,889(36,6+0,375*0,4)+0,265*2,6–0,0333*12,7=3,57 (2.16)
Теоретический объём азота:
VоN2 = 0,79 · Vо + 0,008 · Nр =0,79*3,53+0,008*0,4/>=2,793 (2.17)
Объём трёхатомных газов:
VRO2 = 1,866 ·(Cр + 0,375 ·Sрор + к /100) =1,866*/>=0,69 (2.18)
Теоретический объём водяных паров:
VоH2O = 0,111 · Hр + 0,0124 · Wр + 0,0161 · Vо=0,111*2,6+0,0124*40,5+0,0161*3,5=0,848 (2.10)
Таблица 1.1Высчитываемая величина Размерность Коэффициент избытка воздуха
αт=1,2
αк=α'э=1,3
α«э=1,4
αg=1,46
Vн2о=V0н2о+0,0161 (α-1)· V0
м3/кг 0,859 0,865 0,870 0,874
Vr=VRO2+V0N2+V0H2O+1,0161·(α-1) V0
, 5,045 5,404 5,783 5,978
ЧRO2 = VRO2 / Vг - 0,136 0,128 0,119 0,115
ЧH2O = VH2O / Vг - 0,170 0,160 0,150 0,146
Чп= ЧRO2+ Ч Н2О - 0,306 0,288 0,269 0,261
Gг =1–0,01·Ар+1,306·α·V0 кг/кг 6,464 6,925 7,386 7,662
ρг = Gг / Vг
кг/м3 1,281 1,282 1,284 1,286
2.3 Расчётэнтальпий воздуха и продуктов сгорания
Энтальпияпредставляет собой теплосодержание единицы объема топлива, при определённойтемпературе.
Энтальпияполного объёма газообразных продуктов сгорания.
Ir= I0r+I∆Vв+I∆ H2O (2.20)
В твёрдомтопливе, в продуктах горения присутствуют частицы золы, которые тоже обладаютэнтальпией.
Ir =I0r+I∆в+I∆ H2O+ IЗЛ (2.21)
Энтальпияесть производственной теплоёмкости, тогда энтальпия теоретического объёма газа.
I0r=VRO2(СU)RO2+V0N2·(CU)N2+ V0H2O (СU)H2O (2.22)
Энтальпияизбытка количества воздуха.
I∆в = (α-1) V0·(CU)в (2.23)
Таблица 1.2. Энтальпиидымовых газов
υ, оC
VRO2 =0,69
VоN2 =2,79
VоH2O =0,84
Jог,
кДж/кг
Vо =
3,53
м³/кг
JоB,
кДж/кг
Jг = Jог + (α – 1) JоB />
αт =1,2
αк = α'э =1,3
α«э =1,4
αg =1,46 />
(Cυ)CO2
(Cυ)N2
(Cυ)H2O
(Cυ)B
100 169 130 151 606 132 465 699 745 792 819
200 357 260 304 1227 266 938 1414 1502 1602 1658
300 559 392 463 1867 403 1422 2151 2293 1435 2521
400 772 527 626 2528 542 1913 2910 3101 3293 3407
500 996 664 794 3206 684 2414 3791 3903 4171 4316
600 1222 804 967 3898 830 2929 4483 4776 5069 5245
700 1461 946 1147 4610 979 3455 5301 5646 5992 6199
800 1704 1093 1335 5346 1130 3988 6143 6542 6941 7180
900 1951 1243 1524 6094 1281 4521 6998 7380 7902 8173
1000 2203 1394 1725 6858 1436 5069 7871 8378 8885 9189
1100 2457 1545 1926 7623 1595 5630 8749 9312 9875 10212
1200 2717 1695 2131 8393 1754 6191 9631 10250 10869 11240
1300 2976 1850 2344 9183 1931 6816 10546 11227 11909 12318
1400 3240 2009 2558 9984 2076 7155 11415 12130 12846 13275
1500 3504 2164 2779 10789 2239 7903 12369 13159 13950 14424
1600 3767 2323 3001 11601 2403 8482 13279 14145 14993 15502 /> 1700 4035 2482 3227 12418 2566 9057 14229 15131 16040 16584 /> 1800 4303 2642 3458 13244 2729 9633 15170 16133 17097 17675 />
2.4 Тепловой баланс котлоагрегата
Определение расхода топлива.
Тепловой баланс, как известно [α] составляется дляустановившегося теплового режима работы котлоагрегата на 1 кг твёрдого илижидкого и 1м3 газообразного топлива.
Тепловой баланс дает представление о характере распределениятеплоты вносимой в котлоагрегат (располагаемой теплоты – Qрр, кДж/кг или кДж/м3)на полезно использованную теплоту (Q1, кДж/кг или кДж/м3) и тепловые потери(∑QПОТ= Q2+ Q3+Q4+Q5+Q6, кДж/кг или кДж/м3):
QPP=Q1+∑QПОТ= Q1+ Q2+ Q3+Q4+Q5+Q6, (2.24)
где Q2 – потеря теплоты с уходящими газами, кДж/кг иликДж/м3;
Q3 – потеря теплоты от химической неполнотысгорания, кДж/кг или кДж/м3;
Q4 – потеря теплоты от механической неполнотысгорания, кДж/кг или кДж/м3;
Q5 – потеря теплоты в окружающую среду, кДж/кг иликДж/м3;
Q6 – потеря с физической теплотой шлака, кДж/кг иликДж/м3;
Теплота, вносимая в котлоагрегат (распологаемая теплота), вобщем случае определяется как:
QPP= QН+ QФB+QФТ+QП-QЖД (2.25)
Здесь QН низшая теплота сгорания топлива (для твердого ижидкого топлива – QPH, кДж/кг; для газообразного – QPH, кДж/м3).
При выполнении теплового расчета потери теплоты вкотлоагрегате чаще всего выражаются относительными величинами (в процентах отраспологаемой теплоты QPP):
qi=/> (2.26)
Потеря теплоты с уходящими газами (q2=/>)
– наибольшая из тепловых потерь, обусловлена превышениемтемпературы уходящих газов над температурой окружающего воздуха и определяетсякак разность энтальпий продуктов сгорания на выходе из котла и холодноговоздуха, поступающего в агрегат:
/> (2.27)
I0хв – энтальпия теоретически необходимого количествавоздуха (кДж/кг или кДж/м3), рассчитываемая по выражению:
I0хв= V0∙CB∙tB, (2.28)
где СВ – теплоемкость воздуха, кДж/(м3К);
tB – температура холодного воздуха, поступающего вкотлоагрегат (при отсутствии специальных указаний принимается tB=300, длякоторой теплоёмкость воздуха СВ = 1,3 кДж/(м3 К)). Потерятеплоты от химической неполноты сгорания (/>) обусловлена наличием вдымовых газов продуктов неполного горения (Н2, СО, СmНn и др.) и определяетсякак одна из расчётных характеристик топки в зависимости от её конструкции ивида сжигаемого топлива по данным таблиц 5.1–5.3. Потеря теплоты отмеханической неполноты сгорания (/>)обусловлена недожогом твёрдого топлива топочной камере (удалением из топкинесгоревших топливных частиц со шлаком, выносим их с дымовыми газами илипровалом через щели колосниковой решетки). Потеря теплоты в окружающую среду(/>) обусловлена наружнымохлождением котлоагрегата (потерей теплоты через его обмуровку) и привыполнении теплового расчёта определяется в зависимости от тепло- илипаропроизводительности котла. В ходе расчёта суммарная потеря теплоты вокружающую среду распределяется по отдельным элементам котельного агрегата(топке, конвективному пучку и т.д.) пропорционально количеству теплоты,отдаваемой газами соответствующим поверхностям нагрева, и учитывается введениемкоэффициента сохранения теплоты:
/> (2.29)
где ηка – к.п.д. котлоагрегата, %. Потеряс физической теплотой шлака (/>)
вводится в расчёт только при сжигании твёрдых топлив иобуславливается тем, что удаляемый шлак, имея высокую температуру, выносит изтопки определённое количество теплоты. Величина потери q6 рассчитывается поформуле:
/> (2.30)
где αшл= 1-αун – доля золытоплива в шлаке (αун – доля золы в топливе уноса, определяемаяпо данным таблицам 5.1, 5.2); Коэффициент полезного действия котлоагрегата (ηка,%), характеризующий эффективность использования располагаемой теплоты как:
Ηка= 100 – ∑qпот= 100 – (q2+q3+q4+q5+q6), (2.31)
Полное количество теплоты, полезно использованное в паровомкотле (QКА, кДж/ч), (теплоты воспринятой поверхностями нагрева и переданнойрабочему теплу), находится по уравнению:
QKA= D∙(in∙iПБ)+ Dпр∙(iI – iпв), (2.32)
Dпр – расход воды на продувку котла, кг/ч,определяемый по соотношению:
/> (2.33)
где Р – величина непрерывной продувки, % (при отсутствииданных по величине продувки принимается Р= 5%.
Для водогрейного котлоагрегата полное количество полезно использованнойтеплоты (QКА, кДж/ч) принимаются равным его номинальнойтеплопроизводительности, а расход воды через котел (G, кг/ч) рассчитывается поформуле:
/> (2.34)
где i1 и i2 – энтальпия воды на входе в котел и на выходе изнего, кДж/кг, определяемые в зависимости от ее температуры и расчетногодавления по данным таблицы 8.4.
Полный расход топлива, подаваемого в топку на горение (В,кг/с или м3/с), определяется по уравнению:
/> (2.35)
Расчетный расход твердого топлива (Вр, кг/с)учитывающий механическую теплоту сгорания и используемый в дальнейшем дляопределения суммарных объемов дымовых газов и теплоты, передаваемой вповерхностях нагрева котла, вычисляется по формуле:
/> (2.36)
Расчёттеплового баланса котла БКЗ – 75 – 39 Таблица 1.3
Рассчитываемая величина Обозначение Размерность Формула или обоснование Расчёт Результат
Располагаемая теплота
Qрр кДж/кг
Qрр = Qнр – 12820
Температура уходящих газов
υух
оC По заданию – 141
Энтальпия уходящих газов
Jух кДж/кг По табл. 1.2.
При υух =1410С
αух = α«э =1,4 1150
Температура холодного воздуха
tB
оC По § 8 – 30
Энтальпия теоретически необходимого количества воздуха
JоXB кДж/кг
Vо · CB · tB
CB = 1,3 кДж/м³ · K
при tB =300С
3,53*1,3*30 137,7
Потеря теплоты:
А) от химического недожога
q3 % Из расчётных характеристик топки – 0,5
Б) от механического недожога
q4 % «» – 1
В) с уходящими газами
q2 %
(Jух – αух · JоХВ)
– · (100 – q4)
Qрр
/> 7,39
Г) в окружающую среду
q5 % По рис. 8.1. При D =75т/ч 0,7 Д) с физической теплотой шлака
q6 %
αшл · (Cυ)шл · Aр / Qрр
αшл = 1 – αун =1–0,95*0,92
(Cυ)шл =0,05*6,8*561 0,014
Сумма тепловых потерь
Σ qпот "
q2 + q3 + q4 + q5 + q6 0,5+1+6+7,39+0,7+0,014 9,6
КПД котлоагрегата
ηка "
100 – Σqпот 100–9,6 90,4
Энтальпия вырабатывемого пара
i"п кДж/кг По табл. 8.2.
Пар насыщенный
P = 3,9мПА 2799
Энтальпия котловой воды
i' " По табл. 8.2. При P =3,9мПа 1080
Энтальпия питательной воды
iпв " По табл. 8.4.
При tпв =1450С
P =3,9 600
Расход воды на продувку котла
Dпр кг/ч
P · D/100
P = 5% D =10000 кг/ч 5*75000/100 3750
Теплота, полезно использованная в котлоагрегате
Qка кДж/ч
D ·(iп – iпв) + Dпр ·(i' – iпв) 75000*(2799–600)+3750*(1080–600) 166725000
Полный расход топлива B кг/с
Qка /36 · Qрр · ηка 166725000/36*12820*90,4 3,996
Расчётный расход топлива
Bр "
B · (1 – (q4/100) 3,996 (1–1/100) 3,95
Коэффициент сохранения теплоты φ –
q5
1 – –
ηка + q5
1-/> 0,992
/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
2.5 Расчет теплообмена в топке
Расчёт теплообмена в топке целесообразно начинать с проверкивеличин видимых тепловых напряжений топочного объёма – qV (кВт/м3) изеркала горения (только для
/> или
/>/>
Значения qV и qR, найденные по уравнениям (9.1) и (9.2), недолжны выходить за пределы рекомендуемых тепловых напряжений. Отклонениерасчётных тепло напряжений от рекомендованного диапазона значенийсвидетельствует о недопустимых условиях организации топочного процесса.
Целью поверочного теплового расчёта топки заданнойконструкции является определение температуры дымовых газов на выходе из неё (UIIT, 0C), которая находится из уравнения:
/>
/>
1) Адиабатическая(теоретическая) температура горения
Тα, К (Uα, %).
Адиабатическая температура горения – это такая температура,которая развивалась бы в топке при отсутствии теплообмена между топочнымигазами и луче воспринимающими поверхностями (экранами, обмуровкой и др.).Значение Uα определяется по величине полезного тепловыделения в топке – QТ (кДж/кг; кДж/м3):
/>
При отсутствии подогрева воздуха, для слоевых и газомазутныхтопок, величина QВ может определятся по упрощённой формуле:
QB= αT· CB · tB,
В которой температура воздуха – tВ=30 0С, атеплоёмкость воздуха – СВ=1,3 кДж/(м3 К).
По найденному значению полезного тепловыделения в топке QТ, равному энтальпиидымовых газов Iα при коэффициенте избытка воздуха αТ, используя I-U – таблицу находятвеличину адиабатической температуры горения Uα, 0С или Тα=Uα+273, K.
Параметр М, учитывающий влияние характера распределениятемператур в топке на интенсивность лучистого теплообмена, определяется взависимости от конструктивных особенностей и конфигурации топочной камеры, видасжигаемого топлива и способа его сжигания.
В частности, в «вертикальных» топках с верхним выходом газовпараметр М находится по следующим эмпирическим уравнениям:
а) при сжигании газа и мазута:
М= 0,54 – 0,2·ХТ;
б) при камерном сжигании малореакционных твердых топлив (АШ,Т), а также каменных углей с повышенной зольностью (типа Экибастузских):
М= 0,56–0,5·ХТ;
ХТ – относительное положение максимума температурпо высоте топки.
/>,
2) Рассчитываемтепловой рассчитываема экранов Ψср.
_ассчитывае тепловой _ассчитываема экранов (Ψс) характеризуетсяотношением количества лучистой теплоты воспринятой экранной поверхностью, ипоступающему на ее рассчитыва тепловому потоку:
Ψi=xiּξi
4) Степеньчерноты топки αТ.
Степень черноты топки определяется структурой, физическимисвойствами топочной среды и лучевоспринимающих поверхностей.
5) Средняясуммарная теплоемкость продуктов сгорания VCср, кДж/(кгּ0С) или кДж/(м3ּ0С). Величина VCср, входящая в уравнение(9.3), определяется по соотношению:
/>
При выполнении проверочного теплового расчета топки, дляопределения численных величин коэффициентов ослабления лучей трехатомнымигазами КГ, золовыми частицами Кзл и частицами сажи Кс,а также величины средней суммарной теплоемкости газов VCср, необходимопредварительно задаваться температурой газа на выходе из топки UTIIи осуществлять расчетметодом последовательных приближений. Значения температуры UTII рекомендуется приниматьв диапазоне 900+1150 0С. Если расчетная температура газов UTII, полученная по уравнению(9.3) или по номограммой отличается от принятой предварительно более чем на 1000С, задаются новой величиной UTII и вычесления повторяют.Если разница между принятыми предварительно вычесленным значениями UTIIне привышает 1000С,то расчет топочной камеры считают _ассчитывае и в дальнейшем используютрасчетное значение температуры газов на выходе из топки.
Таблица 1.4 Расчёт теплообмена втопке котла БК3 – 75 – 39
Рассчитываемая величина Обозначение Размерность Формула или обоснование Расчёт Результат
Видимое тепловое напряжение топочного объёма
qV кВт/ м³
B · Qнр/ Vт
/> 53,7
Теплота, вносимая в топку воздухом
QB кДж/кг
αт· Vо · CB · tB 1,2*1,3*30 46,8
Полезное тепловыделение в топке
QT "
100-q3-q4-q6
Qрр · – + QB
100-q4
/> 12753
Адабатическая (теоретическая) температура горения
υа
оС По табл. 1.2
При αт =1,2
И Qт = Jа 1550
Относительное положение максимума температур
Xт – По § 9 – 0,1
Параметр M –
0,59 – 0,5 · Xт 0,59–0,5*0,1 0,54
Коэффициенты, учитывающие загрязнение:
А) для открытых экранов
ξоткр – По табл. 9.1 – 0,45
Б) для экранов закрытых изоляцией
ξзакр – По табл. 9.1 – 0,1
Средний коэффициент тепловой эффективности экранов
Ψср –
ξоткр ·ΣHл.откр+ξзакр·ΣHл.закр
–
Fст – R
/> 0,21 Температура газов на выходе из топки
υт»
оС Принимается предварительно – 850
Произведение
Pn · S м · МПа
P · Rn· S 0,1*0,306*5,04 0,15
Коэффициенты ослабления лучей:
А) трёхатомными газами
Kг 1/ м · МПа По рис. 9.5
При RH2O =0,17 2
Б) эоловыми частицами
Kзл " По рис. 9.6 – 1,53
В) частицами кокса
Kкокс " По § 9 – 10
Безразмерные параметры
æ1
æ2 –
По § 9
" –
0,5
0,3
Концентрация эоловых частиц в топочных газах
μзл г/ м³
10 · Aр · αун
Vг
/> 12,8
Суммарная поглощающая способность топочного объёма K · p · S –
(Kг··Ζn+kзл·μзл+kкокс·æ1·æ2)··p·S (2*0,8+1,53+12,8*0,5+0,3)*0,5*0,10 10,93
Степень черноты факела
αф – По рис. 9.4 – 1
Отношение площади зеркала горения к поверхности стен топки p –
R/Fст
Тепловое напряжение стен топки
qFст кВт/м²
Bр · Qт
–
Fст
/>3,95*12820
660,96 76,21
Расчётная температура газов на выходе из топки
υтр»
0C По рис. 9.1 – 840
Энтальпия газов на выходе из топки
Jт» кДж/кг По табл. 1.2
При αт = 1,2 6400
Количество теплоты, переданное экранам
Qл "
φ ·(Qт – Jт») 0,992 (12320–6400) 6302
/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
2.6 Тепловой расчёт поверхности нагрева котла
Общие положения методики.
Для расчета конвективных поверхностей нагрева используютсяуравнения теплового баланса и теплообмена.
В уравнениях теплового баланса определяется количествотеплоты Qб, отданное греющей средой – дымовыми газами или воспринятое нагреваемойсредой – водой, паром и воздухом:
В уравнениях теплового баланса определяется количествотеплоты Qб, отданное греющей средой – дымовыми газами или воспринятоенагреваемой средой – водой, паром и
Qб= У(II – III+Δα· I0ХВ),
Qб=/>(iII-iI),
Qб=αВПСР·(IВ0II – IВ0I).
По уравнению теплообмена находится количество теплоты QТ переданное в процессетеплопередачи от греющей среды (дымовых газов) и к нагреваемой среде (воде,пароводяной смеси, пару, воздуху):
По уравнению теплообмена находится количество теплоты QТ переданное в процессетеплопередачи от греющей среды (дымовых газов) и к нагреваемой среде (воде,
QТ=/>
В уравнениях приняты следующие обозначения:
У – коэффициент сохранения теплоты;
II и III – начальная и конечная энтальпии дымовых газов;
∆α – присос воздуха на рассчитываемом участкегазохода;
I0КВ – энтальпия теоретического количества воздуха,необходимого для горения, кДж/кг или кДж/м3;
D – расход нагреваемого теплоносителя (воды или пара) нарассчитываемом участке, кг/ч;
Вр – расчетный расход топлива, кг/с или м3/с;
iIи iII – начальная и конечнаяэнтальпии нагреваемого теплоносителями (воды и пара), кДж/кг;
αвпср – среднее значениекоэффициента избытка воздуха в воздухоподогревателе;
I0IВ и I0IIВ – энтальпиитеоретического количества воздуха, необходимого для горения, при температуре навходе в воздухоподогреватель и на выходе из него, кДж/кг или кДж/м3;
К – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2К);
Н – поверхность нагрева рассчитываемого участка, м2;
∆t – температурный напор, 0С.
Порядок расчета пароперегревателя.
Для пароперегревателей котлов как правило выполняетсяконструктивный тепловой расчет, поскольку температура перегрева пара обычнозадана, а величина поверхности нагрева пароперегревателя в значительной степенизависит от вида сжигаемого топлива.
В котельных агрегатах низкого и среднего давлении обычноприменяются конвективные пароперегреватели [2], представляющие собойпараллельно включенные змеевики составленные из труб малого диаметра (dr= 28:42 мм) ирасположенные после топки после первых рядов труб кипятильного пучка.
Для расчета пароперегревателя используются уравнения
Для расчета пароперегревателя используются уравнения
Порядок расчета конвективных пучков паровых и водогрейныхкотлов.
При поверочном тепловом расчете все конструктивныехарактеристики конвективного пучка (поверхность нагрева, диаметр и шаги труб,поперечное сечение газохода и др.) определяются из чертежа котла или по егопаспортным данным, а температура и энтальпия продуктов сгорания перед котельнымпучком принимаются из расчета топки или предшествующей поверхности нагрева.
Порядок расчета водяных экономайзеров.
Паровые котлы малой и средней мощности поставляются заводамиизготовителями без хвостовых поверхностей нагрева и комплектуются отдельностоящими, как правило, чугунными водяными экономайзерами ВТИ [3]. Для такихкотельных установок выполняется конструктивный тепловой расчет экономайзеров,поскольку последние должны обеспечивать заданное снижение температуры уходящихгазов и подогрев питательной воды.
В основу расчета водяного экономайзера закладываются условныеравенства количеств теплоты, определяемых по уравнениям
Для пароперегревателей котлов как правило выполняетсяконструктивный тепловой расчет, поскольку температура перегрева пара обычнозаданапаропеПорядок расчета
Паровые котлы малой и средней мощности поставляются заводамиизготовителями без хвостовых поверхностей нагрева и комплектуются отдельностоящими, как В
Порядок расчета воздухоподогревателей.
С целью улучшения условий воспламенения и горения влажных
С целью улучшения условий воспламенения и горения влажных ималореакционных топлив, а также при необходимости снижения потерь теплоты суходящими газами, котлоагрегаты оборудуются воздухоподогревателями. Дымовыегазы в таких воздухоподогревателях проходят внутри расположенных в шахматномпорядке вертикальных труб диаметром 29:40 мм, омываемых снаружи впоперечном направлении воздушным потоком [3]. Скорость газов ввоздухоподогревателях принимаются в пределах
WГ= 8:12 м/с, а скорость воздуха-
WB= (0,5·0,7)· WГ.
Расчет воздухоподогревателя, по аналогии с расчетом водяного экономайзера,основывается на условии равенства количества теплоты, определяемых поуравнениям Поверочный тепловой расчет воздухоподогревателя, ведется сцелью определения конечных температур нагреваемого воздуха и дымовых газов.
Таблица 1.5. Расчёт теплообмена вгазоходах котла, твёрдое топливоРассчитываемая величина Обозначение Размерность Формула или обоснование Расчёт Результат Первый котельный пучок (первый газоход) Температура газов перед котельным пучком
υ1,
0С
υ1, = υтр» – 840 Энтальпия газов на выходе в котельный пучок
J1' кДж/кг
J1' = Jт» – 6400 Температура газов на выходе из пучка
υ1»
0С Задаёмся двумя значениями – 400:600 Энтальпия газов на выходе из пучка
J1» кДж/кг По табл. 1.2
При αт =1,2
2910
4483 Тепловосприятие пучка (по уравнению теплового баланса)
Q1б "
φ·(J1' – J1»)
0,98 (6400–2910)
0,98 (6400–4483)
3462,08
1901,66 Температура насыщения
tн
0С По табл. 8.2 При Р =3,9 248,8 Температурный напор на входе в пучок
Δtб "
υ1, – tн 840–248,8 591,2 /> /> /> /> /> /> />
Проверочныйтепловой баланс.
ΔQ=Qррηка – (Qл+ QI+ QII+ Qэ)∙/>/>=12820∙0,728– (3468+664+3436+1204) ∙(/>=7,8
/>
2.7 Аэродинамический расчёт газо-воздушного тракта
Как известно, в зависимости от типа и конструкции котельногоагрегата, его мощности, сложности газового и воздушного трактов могутприменятся различные схемы тяги и дутья в котельных установках.
При незначительной величине суммарного аэродинамическогосопротивления газового и воздушного трактов используется обычно схема сестественной тягой и дутьём. В некоторых случаях осуществляется толькоискусственная тяга. В большинстве же котельных установок используется схема такназываемой уравновешенной тяги, в которой дутьевой вентилятор преодолеваетсопротивление воздуховодов, калорифера, воздухоподогревателя и топочногоустройства, а дымосос – всего газового тракта таким образом, что в верхнейчасти топки создаётся небольшое, близкое к нолю разряжение.
В любом случае тяга – дутьевые устройства должны обеспечиватьперемещение требуемых количеств воздуха и дымовых газов в котельной установке.Выбор типа этих устройств осуществляется при аэродинамическом расчёте котельнойустановки на основе определения производительности тягодутьевых систем иперепада полных давлений в газовом и воздушном трактах.
В котлах с уровновешанной тягой аэродинамический расчётвыполняется раздельно для воздушного и газового трактов, а в установках,работающих под наддувом, весь газовоздушный тракт рассчитывается совместно.
Производительность тягодутьевой системы Q, м³/ч определяетсяпо данным теплового расчёта для номинальной нагрузки котельного агрегата.
Перепад полных давлений по тракту котельной установки ∆Нп,Па находятся по общей формуле:
∆Нп = ∆Н – Нс
Слив происходит под действием силы тяжести, как в обычномводосливе, только сила тяжести обычной текущей пароводяной смеси, погружённыйпар, равна (ρСТ-ρ″).Сечение сливных коробов должна бытьдостаточным для того, чтобы скорость воды в них не превышала 0,1 м/с,иначе возможны значительный захват пара с опускающейся водой, подъём уровня вкоробе выше кромки водослива и затопление промывочного устройства.
3. Организация производство
3.1 Схемы приготовления пылевидного топлива
Схемы пылеприготовления могут быть индивидуальные илицентральные.
При индивидуальной схеме пылеприготовительное оборудованиярасположено непосредственно перед котлом, пневмотранспорт и сушка топливапроизводится горячими воздухом или дымовыми газами котла.
При центральной схеме подготовка пыли для всей котельнойосуществляется на специальном заводе. Готовая пыль в котельную подается спомощью специальных устройств. Эта схема применяется для котлов большойпроизводительности.
При индивидуальной схеме системы пылеприготовленияразделяются на системы с промежуточным пылевом бункером и системы прямымвдувания топлива в топку. Система с промежуточном пылевом бункером имеют запаспыли в бункере и, с случае отключения одной или нескольких мельниц, могутснабжать некоторые время котлы пылью. Запас пыли в бункерах должны бытьрассчитан на работу котлов в течения менее 2 ч. При переполнении одногобункера пылью и невозможности передачи ее другой мельница, производящая размол,останавливается. Таким образом, мельница работает в экономичном режиме, причемработа котла не зависит от остановки мельницы, что является большимпреимуществам этой схемы. Недостатком её является громоздкость, наличиебольшого количества оборудования, повышенный расход электроэнергии, большойобъем здания.
Индивидуальные схемы пылеприготовления с промежуточнымпылевым бункером применяются для котлов производительностью от 20 т/ч пара ивыше.
На рис. 7.1 показано схема с промежуточными пылевымбункером для шаровых барабанных мельниц и транспортировкой выли от мельничноговентилятора. Схема применяется для сухих углей с рабочей влажностью Wp
Индивидуальные схемы пылеприготовления с прямыми вдуваниемтоплива в топку. В таких схемах подача пыли к горелкам осуществляется дутьевымвентилятором котлов или специального установленными мельничными вентиляторами.В первом случае система работает подавлениям, во втором – под разрежением. Всхеме с мельницей – вентилятором размол топливо, а также подача пыли в топкуосуществляются самой мельницей.
На рис. 7.5, а показана индивидуальная схемапылеприготовления с прямыми вдуванием топлива для молотковой мельницы сгравитационным сепаратором, а на рис. 7.5, б – с центробежным сепаратором.Сушка топлива в мельницах обеспечивают горячим воздухом котла температурой350–400 °С. Подача пыли в топку осуществляется за счет напора,создаваемого дутьевым вентилятором.
При использований такой же схеме для молотковых мельница синерционном сепаратором горячий воздух для сушки поступает в сепаратор. Вмельницу поступает холодный воздух, взятый перед воздухоподогревателям. Часто всхемах для понижения температуры аэросмеси добавляют слабоподогретый воздух,взятый после 1-й ступени воздухоподогревателя.
При работе системы под давлением подача воздуха в мельницу итранспортировку пыли в топку осуществляются дутьевым вентилятором,установленным перед мельницей. Температура сушильного агента по условиямнадежности работы оборудования не должна превышать 400 °С. Системасчитается взрывоопасным, поэтому взрывные клапаны не устанавливаются.
Проверка готовности к пуску оборудования пылеприготовительныхустановок. В предпусковой период проверяются привязка оборудования согласнопроекту, правильность установки на фундаменте, крепление отдельных узлов идеталей, зазоры между элементами согласно паспортным данным, уплотнения, узлырегулирования количества подаваемого топлива, запорные органы, установленные навходе и выходе топлива, запорные органы, установленные на входе и выходетоплива, система охлаждения подшипников или валов, система смазки узлов,приводы оборудования, обеспечения взрывными клапанами, установка контрольно –измерительных приборов и расположение приборов аварийной остановки. Кроме того,проверяется техническая характеристика оборудования, обращается внимание напроизводительность, для некоторого оборудования а зависимости от применяемоготоплива должна быть пересчитана.
3.1 Предохранительные клапаны
Предохранительные клапаны должны устанавливаться на всехпылеприготовительных установках, работающих под разрежением или при давлении 15кПа и выше, кроме установок, работающих на антрацитах и полуантрацитах.Конструкция клапанов должна обеспечивать плотность системы и надежностьоткрытия при их срабатывании.
Проверка правильности установки предохранительных клапановявляется важной работой важной работой накладного персонала, проводимой впредпусковой период. Для проверки составляется таблица, в которой указываетсярасположения клапанов, их сечение согласно проекту и действительные размеры поданным замера.
Диафрагмы клапанов при диаметре на более 1 м выполняютсяиз мягкой жести толщиной 0,5 мм с одинарным надрезом посредине. Жестьиногда заменяется алюминиевым листом толщиной 0,8 – 1 мм. При этом листдолжен иметь надрез по диагоналям на глубину 40–50%. Диафрагмы, неподвергающиеся воздействию атмосферных осадков, могут быть выполнены изасбестового плотного картона толщиной 3–5 мм. При этом они должныподдерживаться металлическими сетками.
Все клапаны должны быть установлены так, чтобы можно былолегко производить замену диафрагм после хлопка. К местам установки клапановдолжен быть обеспечен свободной доступ. Площадки и лестницы должны иметь ограждения.
4.Экология региона
4.1 Схемаочистки сточных вод от нефтепродуктов
Каждый изметодов очистки сточных вод от нефтепродуктов наиболее эффективен вопределенным диапазоне исходных концентраций и дисперсного составанефтепродуктов. Так, нефтеловушки эффективно улавливают частицы 80–100 мкм ивыше. Стремление к уменьшению размеров улавливаемых частиц приводит кнеоправданному увеличению объема нефтеловушек. По этому следующей ступеньюочистки должна быть флотация нефтепродуктов, позволяющая резко увеличиватьскорость выделения более мелких частиц из воды. Наиболее же мелкие частицыудаляются из воды методом фильтрования.
Такимобразом, применение всех этих методов при очистке воды может составить полнуюсхему ее очистки. Однако состав схему очистных сооружений может быть и неполнымв зависимости от конкретных условий на ТЭС. Но в любом случае очищенная попринятой схеме вода должна удовлетворять качествам, к ней предъявляемым.
Полнаятиповая схема очистки сточных вод, содержащих вод, содержащих нефтепродукты,показана на рис. 8.18. Так как загрязненные нефтепродуктами сточные водыпоступают на очистные сооружения из разных источников и характеризуютсянепостоянством расхода и концентраций нефтепродуктов, то перед очисткой онисобираются в буферные усреднительные баки (дав бака), рассчитываемые надвухчасовую производительность каждый.
В бакахпроисходит выделение части наиболее крупных грубодисперсных примесей и частицнефтепродуктов. Сточная вода, частично освобожденная от примесей, направляетсяв нефтеловушек, где выделяются наиболее крупные частицы нефтепродуктов иосаждаются грубодисперсные примеси. Затем вода поступает в промежуточный бак иоттуда насосом подается на флотатор.
В приведеннойсхеме показан флотатор ЦНИИ-5, работающий по принципу напорной флотации свозможностью рециркуляции части очищенной воды обратно через флотатор с цельюповышения её очистки. При необходимости использования коагуляция вофлотационном процессе в схеме предусмотрено реагентное хозяйство дляприготовления и подачи коагулянта (сернокислый алюминий). Выделенныенефтепродукты направляются в мазутоприемник, куда также подаются всплывающиенефтепродукты из усреднительного бака и нефтеловушки. Эти нефтепродуктыподогреваются паром для снижения вязкости и эвакуируются из установки дляутилизации (сжигания).
Очищеннаявода поступает во второй промежуточной бак и оттуда насосом подается нафильтровальную установку, состоящую из двух ступеней очистки. Первая ступеньпредставляет фильтр с двухслойной загрузкой из кварцевого песка и антрацита.Сорбционный фильтр загружают активированным углем высотой слоя до 2,5 м.Вместо сорбционных фильтров на последней ступени очистки можно применятьнамывные фильтры.
В схеме нарис. 8.19 промывка фильтрующих загрузок осуществляется горячей водойтемпература 60 – 70 °С, для чего предусмотрен ее подогрев. Предусмотренатакже возможность интенсификации промывки сжатым воздухом. Промывочная водасбрасывается в усреднительный бак и вторично проходит очистку.
Ступеньочистки воды по этой схеме составляет около 95% и мало зависит от исходнойконцентрации нефтепродуктов. Поэтому последняя накладывает известныеограниченная на возможность дальнейшего использования воды. Так, при наличиифоновый концентрации нефтепродуктов в водоеме, равной или выше ПДК, возможностьэтого водоема к разбавлению сточной воды равна нулю, и сбор очищенной воды вводоем может быть осуществлен с концентрацией нефтепродуктов в ней также невыше этой ПДК. Для получения остаточной концентрации, равной 0,005 мг/кг, насооружения должна поступать сточная вода с концентрацией не более 1 мг/кг,которая практически не встречается в условиях работы ТЭС.
При реальныхисходных концентрациях до 30 мг/кг по полной схеме очистки можно получитьостаточную концентрацию нефтепродуктов в очищенной воде не выше 1 мг/кг, чтодает возможность использовать ее, например, для подпитки теплосетей, что ужеприменяется на некоторых ТЭС. При наличии в схеме водоподготовительныхустановок предочистки, включающих коагуляцию и известкования, такая вода можетподмешиваться к природной, направляемой на водоподготовительные установки.Состав и схемы очистных сооружений могут видоизменяться в зависимости отконцентрации нефтепродуктов в исходной воде и степени ее очистки.
Литература
1.Ю.М. Костриков «Водоподготовка и водный режим энергообъектов», –Энергоатомиздат, 1990.
2.Г.Н. Делягин, В.И. Лебедев, Б.А. Пермяков «теплогенерирующиеустановки», – Госиздат, 1986.
3.«Тепловой расчёт» – нормативный метод.
4.«Аэродинамический расчёт» – нормативный метод.
5.Л.Б. Сигалов «Сборник правил и руководящих материалов по котлонадзору», –Госиздат, 1978.