Промышленность и энергетика являются ведущими звеньями современного индустриально развитого народного хозяйства. По­нятием «энергетика» охватывается широкий круг установок для производства,

Введение

Промышленность и энергетика являются ведущими звеньями современного индустриально развитого народного хозяйства. По­нятием «энергетика» охватывается широкий круг установок для производства, транспортирования и использования электричес­кой и тепловой энергии и других энергоносителей, таких как сжа­тый воздух, кислород и др. Особо важное значение имеет электро­энергия в силу универсальности ее применения в промышленно­сти, на транспорте, в быту и большой транспортабельности — на многие сотни километров при минимальных потерях.

Электрические станции, электрические и тепловые сети, а так­же потребители электрической и тепловой энергии в совокупно­сти составляют энергетическую систему.

В настоящее время в промышленности, на тепловых электри­ческих станциях, производственных и отопительных котельных устанавливаются полностью автоматизированные котельные аг­регаты для выработки пара и горячей воды, отличающиеся высо­кими энергетическими и экологическими показателями.

Паровым котлом называется устройство, имеющее топочную камеру, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для получения пара с давлением выше атмо­сферного, который используется вне самого устройства.

К основным показателям работы паровых котлов относятся: паропроизводительность, т/ч; давление пара, МПа (или кгс/см²); температура пара, °С; коэффициент полезного действия, %.

В соответствии с ГОСТ 3619 — 82 принята следующая маркиров­ка паровых котлов: Е — котлы с естественной циркуляцией; П — котлы прямоточные; Пр — котлы с многократной принудитель­ной циркуляцией. В обозначении типоразмеров паровых котлов указываются основные показатели их работы: первое число — паропроизводительность котла; второе число — давление пара; буквы в конце марки — используемое топливо.

Например, марка парового котла Е-2,5-13 ГМ означает, что котел с естественной циркуляцией имеет паропроизводительность 2,5 т/ч, вырабатывает пар давлением 13 кгс/см² (1,3 МПа), рабо­тает на газомазутном топливе.

Водогрейным котлом называется устройство, имеющее топоч­ную камеру, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для нагревания воды, находящейся в системе под давлением выше атмосферного и используемой после нагре­вания в качестве теплоносителя вне самого устройства.

К основным показателям работы водогрейных котлов относят­ся: теплопроизводительность, МВт (или Гкал/ч); температура воды на входе и выходе из котла, °С; давление воды на выходе из кот­ла, МПа (или кгс/см²).

Пример маркировки водогрейных котлов: КВ-ГМ-30-150 — котел водогрейный газомазутный, теплопроизводительность 30 Гкал/ч, температура воды на выходе из котла 150 °С.

Объектом изучения для операторов является оборудование про­изводственных, отопительных и производственно-отопительных котельных, работающих на газообразном и жидком видах топли­ва, а также основные методы и приемы безопасной его эксплуа­тации.

1 Общая часть

1.1 Технологическое назначение котельной установки

Паровым или водогрейным котельным агрегатом (теплогенератором) называют устройство, имеющее топку для сжигания органического топлива и обогреваемое продуктами сгорания этого топлива, предназначенное для получения пара или горячей воды с давлением выше атмосферного, которые используют вне самого устройства.

При сжигании органического топлива горючие химические элементы (метан, углерод, водород, сера), входящие в состав топлива, соединяются с кислородом воздуха, выделяют теплоту и образуют продукты сгорания (двуокись углерода, водяные пары, сернистый газ). В котельный агрегат необходимо подать некоторое количество топлива и окислителя (воздуха); обеспечить полное сгорание топлива и передачу теплоты от топочных газов рабочему телу; удалить продукты сгорания топлива; подать рабочее тело – воду, сжатую до необходимого давления, нагреть эту воду до требуемой температуры или превратить ее в пар требуемого давления, отделить влагу из пара, а иногда и перегреть пар, обеспечив надежную работу всех элементов установки. Производительность теплогенератора определяется количеством теплоты или пара, получаемых в процессе сжигания топлива.

От высокотемпературных продуктов сгорания органического топлива тепловая энергия передается трубам суммарным потоком теплоты: конвекцией и лучеиспусканием. Затем от внешней поверхности кипятильных труб к внутренней через слой сажи, металлическую стенку и слой накипи теплота передается путем теплопроводности, а от внутренней поверхности труб к воде благодаря теплопроводности и конвекции.

Котельная установка включает в себя теплогенератор – паровой или водогрейный котельный агрегат (котел), хвостовые поверхности нагрева, горелки, а также различные дополнительные устройства. Радиационные поверхности нагрева теплогенератора размещены в топочной камере и воспринимают теплоту от продуктов сгорания топлива в основном за счет лучеиспускания, одновременно защищая стены топки (обмуровку) от прямого воздействия излучающей среды топочных газов. Конвективные поверхности нагрева (кипятильные трубы) установлены за топкой, в газоходах котла и воспринимают теплоту от продуктов сгорания топлива в основном за счет конвекции. К конвективным или хвостовым поверхностям нагрева также относятся пароперегреватели, водяные экономайзеры, контактные теплообменники, воздухоподогреватели, которые предназначены для снижения потерь теплоты с уходящими топочными газами, увеличения КПД котельного агрегата или установки и в конечном итоге для снижения расхода топлива.

На рисунке приведена принципиальная схема котельной установки, работающей на природном газе или мазуте.

1 – водопровод; 2 – катионитовый фильтр; 3 – теплообменник; 4 – колонка деаэратора; 5 – бак деаэратор; 6 – питательный насос; 7 – водяной экономайзер; 8 – питательная линия; 9 – верхний барабан; 10 – нижний барабан котла; 11 – кипятильные трубы; 12 – паропровод; 13 – пароперегреватель; 14 – паропровод перегретого пара; 15 – воздуховод; 16 – дутьевой вентилятор; 17 – воздухоподогреватель; 18 – воздуховод нагретого воздуха; 19 – горелочное устройство; 20 – топливопровод; 21 – боров; 22 – дымосос; 23 – дымовая труба

Рисунок 1 - Принципиальная схема котельной установки

Вода после водоподготовки (умягчения и деаэрации) питательным насосом нагнетается вначале в водяной экономайзер, а затем в верхний барабан парового котельного агрегата, где вырабатывается сухой насыщенный пар. Для производства перегретого пара дополнительно устанавливается пароперегреватель. Воздух, необходимый для горения топлива, дутьевым вентилятором нагнетается в топку котла либо предварительно нагревается в воздухоподогревателе. Котельная или теплогенерирующая установка также включает в себя: горелочные устройства для подачи и подготовки топлива к сжиганию; дымосос для удаления продуктов сгорания; дымовую трубу; арматуру и гарнитуру различного назначения. Все эти установки размещаются в специальном промышленном здании, называемом котельной.

Котельной называется комплекс устройств и механизмов для превращения химической энергии органического топлива в тепловую энергию. Размещение оборудования котельной установки внутри здания или на открытой площадке называют компановкой.

По характеру сооружения и компановке оборудования котельные подразделяют на закрытые, полуоткрытые и открытые.

В закрытых котельных (рисунок 2,а) все оборудования находится внутри здания. В котельных полуоткрытого типа задняя стена котельного здания располагается за экономайзером. Вне здания устанавливают дымососы, деаэраторы и другое оборудование, за которым не требуется постоянного надзора.

В котельных открытого типа (рисунок 2,б), где закрывают только переднюю - фронтовую часть котлов 5, находятся обслуживающий персонал, измерительные приборы, устройства регулирования и управления работой котлов, питательные насосы, оборудование водоподготовки (за исключением деаэраторов).

а – закрытые, б – открытые; 1 – деаэратор; 2 – экономайзер; 3 – дымосос; 4 – дутьевой вентилятор; 5 - котёл

Рисунок 2 – Котельные установки

Котельная включает в себя несколько котельных агрегатов, дымовую трубу для отвода дымовых газов в атмосферу, теплообменники, деаэратор, баки, насосы (питательные, сетевые, подпиточные и другие), разные вспомогательные устройства и машины, предназначенные для обеспечения длительной и надежной работы котельных агрегатов, в том числе и приборов, позволяющих контролировать ход процессов в котельном агрегате. В котельной также имеются помещения для различных вспомогательных служб и мастерских. Для удаления очаговых остатков топлива и золы из дымовых газов при сжигании твердого топлива в котельных имеются системы шлако- и золоудаления.

Снабжение котельной топливом может осуществляться различными путями: по трубопроводам, по железной дороге и автотранспортом. На территории котельной обычно проложены трубопроводы, подводящие природный газ к котельным агрегатам, и газорегуляторные пункты (ГРП) для приема, очистки и снижения давления газа перед котлами. При использовании жидкого топлива, подаваемого в железнодорожных или автомобильных цистернах, на территории котельной предусмотрены устройства для приемки, разгрузки, слива, хранения и подачи жидкого топлива по емкостям, аппараты для подогрева, фильтрации и транспортировки в котельную.

На территории котельной также располагаются склады для хранения материалов и запасных частей, необходимых при эксплуатации и ремонте оборудования; устройства для приемки и преобразования электрической энергии, потребляемой котельной. На территории котельной регламентировано устройство проездов и площадок разного назначения, зеленой зоны для защиты окружающего пространства.

Теплогенераторы с давлением выше 0,07 МПа (0,7 кгс/см²) и температурой выше 115°С подлежат регистрации в государственной организации, контролирующей правильность конструкции котельного агрегата, соответствие установленным правилам и нормам оборудования и здания котельной и соблюдение обслуживающим персоналом Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов Ростехнадзора РФ.

Размеры зданий котельных, проходы между стенами и оборудованием, материалы, из которых они выполняются, определяются Правилами и нормами Ростехнадзора РФ.

Эффективность работы котельных во многом определяется правильностью выбора метода сжигания топлива, совершенством оборудования и приборов, своевременностью и качеством проведения пусконаладочных работ, квалификацией обслуживающего персонала и др.

1.2 Краткое описание котельного агрегата

Условное обозначение парового котла ДКВР означает — двухбарабанный котел, водотрубный, реконструированный. Первая цифра после наименования котла обозначает паропроизводительность, т/ч, вторая - избыточное давление пара на выходе из котла, кгс/см² (для котлов с пароперегревателями — давление пара за пароперегревателем), третья — температуру перегретого пара, °С.

Котлы типа ДКВР применяются при работе как на жидком, газообразном, так и на различных видах твердого топлива. Вид используемых топочных устройств вносит определенные коррективы в компоновочные решения. Для работы на каменных и бурых углях, грохоченных антрацитах марок АС и AM применяются полумеханические топки типа ПМЗ-РПК - топки с пневмомеханическими забрасывателями и решеткой с поворотными колосниками; механические топки типов ПМЗ-ЛРЦ, ПМЗ-ЧЦР и ЧЦР - топки с пневмомеханическими забрасывателями с обратным ходом колосникового полотна ленточного и чешуйчатого типов. Для работы на древесных отходах котлы комплектуются топками системы Померанцева. Работа котлов на фрезерном топливе обеспечивается предтопками системы Шершнева. Кусковой торф сжигается в котлах, оборудованных шахтными топками или топками с решетками типа РПК (решетками с поворотным колосником).

Конструктивная схема котлов типа ДКВР паропроизводительностью 2 5- 4; 6,5 и 10 т/ч одинакова независимо от используемого топлива и применяемого топочного устройства.

Котел имеет верхний длинный и нижний короткий барабаны, расположенные вдоль оси котла. Барабаны соединены развальцованными в них гнутыми кипятильными трубами, образующими развитый конвективный пучок.

Барабаны котлов на давление 13 кгс/см² имеют одинаковый внутренний диаметр (1000 мм) при толщине стенок 13 мм. Для осмотра барабанов и расположенных в них устройств, а также для очистки труб шарошками на задних днищах имеются лазы; у котла ДКВР-10 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. У котлов с длинным барабаном водоуказательные стекла присоединены к цилиндрической части барабана, а у котлов с коротким барабаном к переднему днищу. Из переднего днища верхнего барабана отведены импульсные трубки к регулятору питания. В водяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба, у котлов ДКВР-6,5-13-250 с длинным барабаном - 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 51х2.5 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 51х2.5 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. Опочная камера в целях предупреждения затягивания пламени в конвективный пучок и уменьшения потери с уносом (q₄ - 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.

1.3 Аварийный останов парового котла

В процессе эксплуатации котла в нем могут возникнуть повреж­дения, неполадки, создающие опасные ситуации, чреватые выхо­дом из строя оборудования или котла в целом, вызывающие разру­шения с большими материальными потерями, и даже с человечес­кими жертвами. В зависимости от сложности обнаруженных нару­шений и дефектов, они могут устраняться либо без останова кот­ла, либо с обязательным и немедленным его остановом.

Основой правильной тактики ликвидации аварии являются исключение травмирования персонала, сохранение оборудования и предотвращение крупных его разрушений (из-за неправильных действий персонала или задержки ликвидации аварии). Любое котельное оборудование, имеющее дефекты, потенциально опас­ные для жизни персонала, должно быть немедленно выведено из эксплуатации. Если авария произошла на стыке смен, персонал, принимающий смену, привлекается к ликвидации аварии и вы­полняет распоряжения руководителя смены, ликвидирующей ава­рию. К ликвидации аварии может быть привлечен ремонтный пер­сонал и персонал других цехов.

Технология аварийного останова котла определяется видом аварии и моментом установления ее причин. Первоначально, до момента установления причины аварии, но не более чем в тече­ние 10 мин, останов ведется с минимально возможным расхола­живанием оборудования (с сохранением рабочего давления и уп­лотнением газовоздушного тракта). Если в течение 10 мин выяв­лена и устранена причина аварии, то далее выполняется пуск котла из состояния горячего резерва. Если в этот срок причина не выяв­лена, а также если произошла поломка оборудования, то необхо­дим останов котла.

Обязательный немедленный останов котла проводят в следую­щих случаях:

- при недопустимом повышении или понижении уровня воды в барабане, а также выходе из строя указательных приборов, вы­званном неполадками регуляторов питания, повреждениями ре­гулирующей арматуры, приборов теплового контроля, защиты, автоматики, исчезновением электрического питания и т.д.;

- отказах всех расходомеров питательной воды;

- остановах всех питательных насосов;

- недопустимом повышении давления в пароводяном тракте и отказе хотя бы одного предохранительного клапана;

- разрыве труб пароводяного тракта или появлении трещин, вздутий, пропусков в сварных швах основных элементов котла, в паропроводах, арматуре.

Кроме того, останов котлов является обязательным:

- при прекращении горения топлива и недопустимом пониже­нии или повышении давления газа и понижения давления мазута за регулирующим клапаном;

- недопустимых понижении давления воздуха перед горелками и уменьшении разрежения в топке котла, вызванных соответствен­но остановом вентиляторов и дымососов;

- взрывах в топке, в газоходах, разогреве докрасна несущих балок каркаса и обвалах обмуровки; пожаре, угрожающем персо­налу, оборудованию, питанию дистанционного управления от­ключающей арматуры и соответствующих систем защит;

- исчезновении электрического напряжения в линиях дистан­ционного и автоматического управления и КИП.

2 Расчёт котельного агрегата

2.1 Расчёт объёмов воздуха и продуктов сгорания

Исходные данные:

Топливо – уголь Кузнецкий марки Д;

Состав рабочей массы топлива: W^p=12,0%; A^p=13,2%; S_ор+к=0,3%; C^р=58,7%; H^p=4,2%; N^p=1,9%; O^p=9,7%.

1 Определяем теоретический объём воздуха необходимого для полного сгорания при сжигании газа V^o, м³ воздуха/кг топлива, по формуле [1]

(1)

2 Определяем теоретический объем азота в продуктах сгорания при сжигании газообразного топлива м³/кг, по формуле [1]

(2)

3 Определяем объем трехатомных газов при сжигании газообразного топлива , м³/кг, по формуле [1]

(3)

4 Определяем теоретический объем водяных паров при сжигании газообразного топлива , м³/кг, по формуле [1]

(4)

5 Определяем коэффициент избытка воздуха и средний коэффициент избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

6 Определяем избыточное количество воздуха для каждого газохода , м³/кг, по формуле [1]

(13)

.

7 Определяем действительных объем водяных паров , м³ воздуха/кг топлива, по формуле [1]

(14)

.

8 Определяем суммарный объем продуктов сгорания , м³/кг, по формуле [1]

(15)

.

9 Определяем долю трехатомных газов по формуле [1]

(16)

.

10 Определяем долю водяных паров по формуле [1]

(17)

.

11 Определяем суммарную объемную долю по формуле [1]

(18)

12 Определяем концентрацию золовых частиц в продуктах сгорания при сжигании твердого топлива , (г/м³), по формуле [1]

(19)

где а_ун – доля золы топлива в уносе, для камерных топок при сжигании твердого топлива принимается а_ун=0,95

Результаты расчёта действительных объёмов продуктов сгорания по газоходам котельного агрегата сводятся в таблицу 1.

Таблица 1 – Результаты расчётов объёма продуктов сгорания

Величина	Расчётная формула	Теоретические объёмы: V = 6,018 м^3/кг; = 4,77 м^3/кг; = 1,097 м^3/кг; = 0,712 м^3/кг
Газоход
Топка, фестон	Пароперегреватель	Конвективные пучки	Экономайзер	Воздухоподогреватель
Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева	(5)-(8)	1,2	1,23	1,28	1,36	1,41
Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе поверхности нагрева	(9)-(12)	1,2	1,215	1,255	1,32	1,385
Избыточное количество воздуха, м^3/кг	(13)	1,204	1,294	1,535	1,926	2,317
Объём водяных паров, м^3/кг	(14)	0,731	0,733	0,737	0,743	0,749
Полный объём продуктов сгорания, м^3/кг	(15)	7,802	7,894	8,138	8,536	8,933
Объёмная доля трёхатомных газов	(16)	0,141	0,139	0,135	0,129	0,123
Объёмная доля водяных паров	(17)	0,094	0,093	0,091	0,087	0,084
Суммарная объёмная доля	(18)	0,234	0,232	0,225	0,216	0,207
Концентрация золы в продуктах сгорания	(19)	16,073	15,886	15,409	14,691	14,037

2.2 Расчёт энтальпии воздуха и продуктов сгорания

Количество теплоты, содержащейся в воздухе или продуктах сгорания, называют теплосодержанием (энтальпией) воздуха продуктов сгорания. При выполнении расчёта энтальпию воздуха и продуктов сгорания относить к 1 кг сжигаемого жидкого топлива (при нормальных условиях) газообразного топлива. Расчёт энтальпий продуктов сгорания производится при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчёт следует производить для всего возможного диапазона температур после поверхностей нагрева, так как температуры эти неизвестны. В дальнейших расчётах при пользовании значениями энтальпии допускается линейная интерполяция в интервале температур 100 К. Поэтому при расчётах энтальпии интервал температур не должен быть более 100К.

Исходные данные:

Выбирают следующие диапазоны температур:

топка и

пароперегреватель ;

конвективные пучки ;

водяной экономайзер ;

воздухоподогреватель .

1 Определяем энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур для газа , кДж/кг, по формуле [1]

, (20)

где - теоретический объём воздуха необходимого для полного сгорания при сжигании газа;

- энтальпия 1м³ воздуха, кДж/м³, принимается для каждой выбранной температуре по таблице 3.4 [1].

.

2 Определяем энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур при сжигании газа , кДж/кг, по формуле [1]

, (21)

где , , - энтальпии 1м³ трехатомных газов, теоретического объема трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров, принимаются для каждой их выбранной температуры по таблице 3.4 [1], кДж/ м³;

, , - объем трехатомных газов, теоретический объем азота и водяного пара

.

3 Определяем энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур при сжигании газа , кДж/кг, по формуле [1]

(22)

.

4 Определяем энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха , кДж/кг, по формуле [1]

(23)

.

Аналогично рассчитываем энтальпию для последующих температур, результаты расчёта заносим в таблицу 2.

Таблица 2 – Результаты расчетов энтальпий продуктов сгорания по газоходам котельного агрегата

Поверхность нагрева	Темпера-тура после поверх-ности нагрева ºС
Верх топочной камеры фестон,		7733,13	9183,667	1546,626	10730,293
	8665,92	10323,493	1733,184	12056,677
	9628,8	11473,189	1925,76	13398,949
	10591,68	12626,448	2118,336	14744,784
	11548,542	13803,386	2309,708	16113,094
	12535,494	15009,659	2507,099	17516,758
	16477,284	19846,177	3295,457	23141,634
	17488,308	21088,022	3497,662	24585,684
	18499,332	22316,101	3699,866	26015,967
Пароперегреватель		4128,348	4840,187	949,52	5789,707
	5006,976	5880,182	1151,604	7031,786
	5909,676	6954,444	1359,225	8313,669
	6824,412	8056,773	1569,615	9626,388
	7733,13	9183,667	1778,62	10962,287
	8665,92	10323,493	1993,162	12316,655
Конвективные пучки		1606,806	1855,953	449,906	2305,859
	2431,272	2820,395	680,756	3501,151
	3267,774	3814,774	914,97	4729,751
	4128,348	4840,187	1155,937	5996,124
	5006,976	5880,182	1401,953	7282,135
	5909,676	6954,444	1654,709	8609,153
Водяной экономайзер		1606,806	1855,953	578,45	2434,403
	2431,272	2820,395	875,258	3695,653
Воздухоподогреватель		800,394	914,102	328,162	1242,264
	1606,806	1855,953	658,79	2514,743

2.3 Расчёт КПД и расхода топлива

Коэффициентом полезного действия (КПД) парового котла называют отношение полезной теплоты к располагаемой теплоте. Не вся полезная теплота, выработанная агрегатом, направляется к потребителю. Часть выработанной теплоты в виде пара и электрической энергии расходуется на собственные нужды. Так, например, на собственные нужды расходуется пар для привода питательных насосов, на обдувку поверхностей нагрева и т.д., а электрическая энергия – для привода дымососа, вентилятора, питателей топлива, мельниц системы пылеприготовления и т.д. Под расходом на собственные нужды понимают расход всех видов энергии, затраченной на производство пара или горячей воды. Поэтому различают КПД агрегата брутто и нетто. Если КПД агрегата определяется по выработанной теплоте, то его называют брутто, а если по отпущенной теплоте – нетто.

Исходные данные:

паропроизводительность D = 6,5 т/ч;

абсолютное давление пара на выходе из пароперегревателя р = 1,3 МПа;

температура перегретого пара t_п.п = 250 ;

температура питательной воды t_п.в = 102 .

1 Определяем располагаемую теплоту для топлива , кДж/кг, по формуле [1]

(24)

где - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, кДж/кг;

- теплота, внесенная в котельный агрегат воздухом при подогреве его вне агрегата отборным паром, отработанным паром или другим теплоносителем в калорифере, устанавливаемом перед воздухоподогревателем, кДж/кг;

- физическая теплота, внесенная топливом, кДж/кг;

- теплота, вносимая в агрегат при паровом распыливании мазута, кДж/кг;

- теплота, затраченная на разложение карбонатов (учитывается только при сжигании сланцев).

Принимаем =0; =0; =0; =0.

.

2 Определяем потерю теплоты от механической неполноты горения по таблице 4.1 [1]. Для угля Кузнецкого марки Д q₄=5.

3 Определяем потерю теплоты с уходящими газами при сжигании топлива q₂, %, по формуле [1]

(25)

где I_ух – энтальпия уходящих газов, определяется по таблице 2 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов

- энтальпия теоретического объема холодного воздуха, при t_в= , кДж/кг, определяется по формуле [1]

(26)

где - теоретический объём воздуха необходимого для полного сгорания при сжигании газа

239,516

- коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, берется из таблицы 1 в сечении газохода после последней поверхности нагрева =I_ух=1,41

.

4 Определяем потерю теплоты от химической неполноты сгорания при сжигании топлива по таблице 4.2 [1], q₃ = 0,5

5 Определяем потерю теплоты от наружного охлаждения при сжигании газа q₅, %, по формуле [1]

(27)

где q_5ном – потеря теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла, определяется по таблице 4.5 [1];

D_ном – номинальная нагрузка парового котла, т/ч;

D – расчетная нагрузка парового котла, т/ч

.

6 Определяем полезную мощность парового котла Q_пг, кВт, по формуле

(28)

где - расход выработанного перегретого пара, кг/с;

- расход выработанного насыщенного пара, кг/с;

- энтальпия перегретого пара, питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер, насыщенного пара и кипящей воды в барабане котла, кДж/кг,

p = 3% – непрерывная продувка парового котла, %, учитывается только при p>3.

.

7 Определяем потерю теплоты в виде физической теплоты шлаков и потерю от охлаждения балок и панелей топки, не включенных в циркуляционный контур котла при сжигании газа q₆, %, по формуле [1]

, (29)

где =0, =0

.

8 Определяем КПД брутто парового котла , %, из уравнения обратного теплового баланса по формуле [1]

(30)

.

9 Определяем расход топлива B_пг, м³/с, подаваемого в топку парового котла, из уравнения прямого теплового баланса, по формуле [1]

(31)

.

10 Определяем расчетный расход топлива для твёрдого топлива, кг/с по формуле [1]

(32)

11 Для последующих расчетов определяем коэффициент сохранения теплоты , по формуле [1]

(33)

.

2.4 Расчёт топки

Исходные данные:

объём топки V_т = 35,7 м³;

площадь поверхности стен топки F_ст = 54 м³;

диаметр экранных труб 51х2,5 мм.

1 Предварительно задаётся температура продуктов сгорания на выходе из топочной камеры .

2 Определяем полезное тепловыделение в топке при сжигании топлива Q_т, кДж/кг, по формуле [1]

, (34)

где Q_в – теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/кг.

3 Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов при сжигании газа , по формуле [1]

, (35)

где х – угловой коэффициент, х = 0,91;

- коэффициент тепловой эффективности, берётся из таблицы 5.1[1]

.

4 Определяем эффективность толщины излучающего слоя при сжигании топлива s, м, по формуле [1]

, (36)

где V_т – объём топочной камеры, м²;

F_ст – поверхность стен топочной камеры, м².

.

5 Определяем коэффициент ослабления лучей. При сжигании твердого топлива коэффициент ослабления лучей k, (м · МПа)^-1, по формуле [1]

, (38)

где k_г – коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами определяется по рисунку 5.4 [1], (м · МПа)^-1;

r_п – суммарная объёмная доля трёхатомных газов берётся из таблицы 1;

- коэффициент ослабления лучей частицами летучей золы определяется по графику (рис. 5.5 [1]);

- средняя массовая концентрация золы берется из расчетной таблицы 1 для топки;

- коэффициент ослабления лучей частицами кокса, принимается для топлив с малым выходом летучих (антрациты, полуантрациты, тощие угли) при сжигании в камерных топках =0,5

7 Определяем суммарную оптическую толщину среды kps. kps=0,683.

8 Подсчитываем степень черноты факела а_ф. Для твердого топлива она равна степени черноты среды, заполняющей топку. Это величина определяется по графику (рис. 5.6 [1]).

а=0,7

9 Определяем степень черноты топки: для камерных топок при сжигании твердого топлива а_т по формуле [1]

(39)

где _ср – коэффициент тепловой эффективности определяется по формуле (33).

.

10 Принимаем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки (х_т) при сжигании топлива М = 0,48.

11 Определяем среднюю суммарную теплоёмкость продуктов сгорания на 1 м³ сжигаемого топлива при нормальных условиях Vc_ср, кДж/(кг · К), по формуле [1]

, (40)

где Т_а – теоретическая (адиабатная) температура горения, К, определяется из таблицы 2 по значению Q_т равному энтальпии продуктов сгорания I_а;

Т - температура (абсолютная) на выходе из топки, принятая по предварительной оценке, К;

I - энтальпия продуктов сгорания берётся из таблицы 2 при принятой на выходе из топки температуре;

Q_т – полезное тепловыделение в топке.

Определяем теоретическую температуру горения Т_а, К, интерполируя в диапазоне температур от 1700 ºС до 1800 ºС

К,

.

12 Определяем действительную температуру на выходе из топки при сжигании топлива , по формуле [1]

(41)

.

Так как расхождение между полученной температурой =991,707 и ранее принятой на выходе из топки =900 не превышает , то расчёт считается оконченным.

2.5 Расчёт конвективной поверхности котельного агрегата: пучков котла

Конвективные поверхности нагрева паровых котлов играют важную роль в процессе получения пара или горячей воды, а также использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топочную камеру. Эффективность работы конвективных поверхностей нагрева в значительной мере зависит от интенсивности передачи теплоты продуктами сгорания воде и пару.

Продукты сгорания передают теплоту у наружной поверхности труб путём конвекции и лучеиспускания. От наружной поверхности труб к внутренней теплота передаётся через стенку теплопроводностью, а от внутренней поверхности к воде и пару представляет собой сложный процесс называемый теплопередачей.

Исходные данные:

площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F = 1 м²;

поперечный шаг труб S₁ = 110 мм;

продольный шаг труб S₂ = 100 мм;

площадь поверхности нагрева конвективных пучков Н_к.п. = 197,4 м².

1 Предварительно принимаются два значения температуры продуктов сгорания и .

2 Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания при сжигании топлива Q_б, кДж/кг, по формуле [1]

, (42)

где - коэффициент сохранения теплоты определяется по формуле (31);

I - энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева, определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей рассчитываемой поверхности;

I - энтальпия продуктов сгорания после поверхности нагрева, определяется по таблице 2 при двух предварительно принятых температурах после конвективной поверхности нагрева;

- присос воздуха в конвективную поверхность нагрева, определяется как разность коэффициентов избытка воздуха на входе и выходе из неё;

- энтальпия присосанного в конвективную поверхность нагрева воздуха, определяется по формуле (26).

Рассчитываем энтальпию продуктов сгорания перед поверхностью нагрева I , кДж/кг, интерполируя в диапазоне температур от 900 ºС до 1000 ºС

,

.

Дата добавления: 2015-08-29