Курсовая Проверечный расчет котла БКЗ 75-39
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-25Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
Введение
Теплогенерирующей установкой называют совокупность устройств и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха. Водяной пар используют для технологических нужд промышленности и сельском хозяйстве, для приведения в движения паровых двигателей, а также для нагрева воды, направляемой в дальнейшем на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Горячую воду и подогретый воздух используют для отопления производственных, 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 геотермальная энергия, горючие и тепловые отходы промышленных производств.
Тепловая энергия – один из основных видов энергии используемой человеком для обеспечения необходимых условий его жизнедеятельности, как для развития и совершенствования общества, в котором он живёт, так и для создания благоприятных условий его быта. Тепловая энергия, производимая человеком из первичных источников энергии, в основном используется для получения электрической энергии на тепловых электростанциях, для технологических нужд промышленных предприятий, для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.
Комплексы устройств, при производящих в тепловую энергию и доставляющих её в виде водяного пара, горячей воды и подогретого воздуха потребителю, называются системами теплоснабжения. В зависимости от мощности систем и числа потребителей, получающих от них тепловую энергию, системы теплоснабжения подразделяют на централизованные и децентрализованные. Условно принято считать систему теплоснабжения централизованной, если единичная мощность включенных в неё теплогенерирующих установок равна или превышает 58 МВт. если мощность установок, производящих тепловую энергию в системе, меньше 58 МВт, то система теплоснабжения считается децентрализованной.
Автоматизация-это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность обслуживающего персонала, повышает надежность и долговечность машин, дает экономию материалов, улучшает условия труда и техники безопасности.
Автоматизация освобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировке, обслуживании средств автоматизации и наблюдению за их действием. Если автоматизация облегчает физический труд человека, то автоматизация имеет цель облегчить так же и умственный труд. Эксплуатация средств автоматизации требует от обслуживающего персонала высокой техники квалификации.
По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущихмест среди других отраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуются непрерывностью протекающих в них процессов. При этом выработка тепловой и электрической энергии в любой момент времени должна соответствовать потреблению(нагрузке). Почти все операции на теплоэнергетических установках механизированы, а переходные процессы в них развиваются сравнительно быстро. Этим объясняется высокое развитие автоматизации в тепловой энергетике.
Автоматизация параметров дает значительные преимущества:
обеспечивает уменьшение численности рабочего персонала, т.е. повышение производительности его труда,
приводит к изменению характера труда обслуживающего персонала,
увеличивает точность поддержания параметров вырабатываемого пара,
повышает безопасность труда и надежность работы оборудования,
увеличивает экономичность работы парогенератора.
Автоматизация парогенераторов включает в себя автоматическое регулирование, дистанционное управление, технологическую защиту, теплотехнический контроль, технологические блокировки и сигнализацию.
Автоматическое регулирование обеспечивает ход непрерывно протекающих процессов в парогенераторе (питание водой, горение, перегрев пара и др.)
Дистанционное управление позволяет дежурному персоналу пускать и останавливать парогенераторную установку, а так же переключать и регулировать ее механизмы на расстоянии, с пульта, где сосредоточены устройства управления.
Теплотехнический контроль за работой парогенератора и оборудования осуществляется с помощью показывающих и самопишущих приборов, действующих автоматически. Приборы ведут непрерывный контроль процессов, протекающих в парогенераторной установке, или же подключаются к объекту измерения обслуживающим персоналом или информационно-вычислительной машиной. Приборы теплотехнического контроля размещают на панелях, щитах управления по возможности удобно для наблюдения и обслуживания.
Технологические блокировки выполняют в заданной последовательности ряд операций при пусках и остановках механизмов парогенераторной установки, а так же в случаях срабатывания технологической защиты. Блокировки исключают неправильные операции при обслуживании парогенераторной установки, обеспечивают отключение в необходимой последовательности оборудования при возникновении аварии.
Устройства технологической сигнализации информируют дежурный персонал о состоянии оборудования (в работе, остановлено и т.п.), предупреждают о приближении параметра к опасному значению, сообщают о возникновении аварийного состояния парогенератора и его оборудования. Применяются звуковая и световая сигнализация.
Эксплуатация котлов должна обеспечивать надежную и эффективную выработку пара требуемых параметров и безопасные условия труда персонала. Для выполнения этих требований эксплуатация должна вестись в точном соответствии с законоположениями, правилами, нормами и руководящими указаниями, в частности, в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов» Госгортехнадзора, «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами технической эксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей» и др.
На основе указанных материалов для каждой котельной установки должны быть составлены должностные и технологические инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту, технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварий и т.п. Должны быть составлены технические паспорта на оборудование, исполнительные, оперативные и технологические схемы трубопроводов различного назначения. Знание инструкций, режимных карт работы котла и указанных материалов является обязательным для персонала. Знания обслуживающего персонала должны систематически проверяться.
Эксплуатация котлов производится по производственным заданиям, составляемым по планам и графикам выработки пара, расхода топлива, расхода электроэнергии на собственные нужды, обязательно ведется оперативный журнал, в который заносятся распоряжения руководителя и записи дежурного персонала о работе оборудования, а так же ремонтную книгу, в которую записывают сведения о замеченных дефектах и мероприятиях по их устранению.
Должны вестись первичная отчетность, состоящая из суточных ведомостей по работе агрегатов и записей регистрирующих приборов и вторичная отчетность, включающая обобщенные данные по котлам за определенный период. Установка котлов в помещении должна соответствовать правилам Госгортехнадзора, требованиям техники безопасности, санитарно-техническим нормам, требованиям пожарной безопасности.
Паровым котлом называется комплекс агрегатов, предназначенных для получения водяного пара. Этот комплекс состоит из ряда теплообменных устройств, связанных между собой и служащих для передачи тепла от продуктов сгорания топлива к воде и пару. Исходным носителем энергии, наличие которого необходимо для образования пар из воды, служит топливо.
Основными элементами рабочего процесса, осуществляемого в котельной установке, являются:
1) процесс горения топлива,
2) процесс теплообмена между продуктами сгорания или самим горящим топливом с водой,
3) процесс парообразования, состоящий из нагрева воды, ее испарения и нагрева полученного пара.
Во время работы в котлоагрегатах образуются два взаимодействующих друг с другом потока: поток рабочего тела и поток образующегося в топке теплоносителя.
В результате этого взаимодействия на выходе объекта получается пар заданного давления и температуры.
Одной из основных задач, возникающей при эксплуатации котельного агрегата, является обеспечение равенства между производимой и потребляемой энергией. В свою очередь процессы парообразования и передачи энергии в котлоагрегате однозначно связаны с количеством вещества в потоках рабочего тела и теплоносителя.
Горение топлива является сплошным физико-химическим процессом. Химическая сторона горения 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 горения топлива зависят от способа подвода и распределения воздуха между частицами топлива. Условно принято процесс сжигания топлива делить на три стадии: зажигание, горение и дожигание. Эти стадии в основном протекают последовательно во времени, частично накладываются одна на другую.
Расчет процесса горения обычно сводится к определению количества воздуха в м3, необходимого для сгорания единицы массы или объема топлива количества и состава теплового баланса и определению температуры горения.
Значение теплоотдачи заключается в теплопередаче тепловой энергии, выделяющейся при сжигании топлива, воде, из которой необходимо получить пар, или пару, если необходимо повысить его температуру выше температуры насыщения. Процесс теплообмена 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 омываются горячими топочными газами или воспринимают тепловую энергию лучеиспусканием. Таким образом, в котлоагрегате имеют место все виды теплопередачи: теплопроводность, конвекция и лучеиспускание. Соответственно поверхность нагрева подразделяется на конвективные и радиационные. Количество тепла, передаваемое через единицу площади нагрева в единицу времени носит название теплового напряжения поверхности нагрева. Величина напряжения ограничена, во-первых, свойствами материала поверхности нагрева, во-вторых, максимально возможной интенсивностью теплопередачи от горячего теплоносителя к поверхности, от поверхности нагрева к холодному теплоносителю.
Интенсивность коэффициента теплопередачи тем выше, чем выше разности температур теплоносителей, скорость их перемещения относительно поверхности нагрева и чем выше чистота поверхности.
Образование пара в котлоагрегатах протекает с определенной последовательностью. Уже в экранных трубах начинается образование пара. Этот процесс протекает при больших температуре и давлении. Явление испарения заключается в том, что отдельные молекулы жидкости, находящиеся у ее поверхности и обладающие высокими скоростями, а следовательно, и большей по сравнению с другими молекулами кинетической энергией, преодолевая силовые воздействия соседних молекул, создающее поверхностное натяжение, вылетают в окружающее пространство. С увеличением температуры интенсивность испарения возрастает. Процесс обратный парообразованию называют конденсацией. Жидкость, образующуюся при конденсации называют конденсатом. Она используется для охлаждения поверхностей металла в пароперегревателях.
Пар, образуемый в котлоагрегате, подразделяется на насыщенный и перегретый. Насыщенный пар в свою очередь делится на сухой и влажный. Так как на теплоэлектростанциях требуется перегретый пар, то для его перегрева устанавливается пароперегреватель, в данном случае ширмовой и коньюктивный, в которых для перегрева пара используется тепло, полученное в результате сгорания топлива и отходящих газов. Полученный перегретый пар при температуре Т=540 С и давлении Р=100 атм. идет на технологические нужды.
1. Общая часть
1.1
Характеристика котла
Котельный агрегат водочный конструкции типа БКЗ-75–39ФБ предназначена для работы на бурных и каменных углях на торфе, антрацитовым штыбе и тощих углях.
Котел – однобарабанный, с естественной циркуляции, выполнены по П – образном схеме.
Топочная камера объемом 454 м3 полностью экранирована 3 мм, а при работе котла на АШ и торфе частично трубами диаметром 60 мм, толщиной стенки 4 мм, расположенными с шагом 75 – 90 мм, Трубы фронтового и заднего экранов и нижней части трубы заднего экранов в нижней части образуют экрана разведены в четырехрядный фестон. Экраны разделены на 12 самостоятельных циркуляционных контуров по числу поставочных блоков топки.
Для сжигания каменных 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 сжигания фрезерного торфа топка оборудуется двумя мельничными шахтами, расположенными с фронта котла, с подачей топлива и воздуха тонкими струями. С целью обеспечения устойчивого сгорания фрезерки торфа часть поверхности боковых экранов топки на уровне амбразур утепляется. Для этого нижняя часть боковых экранов выполняется из трубы диаметром 60 мм и толщиной стенки 4 мм с приваренными к ними шипами и покрывается хромитовой массой.
Для сжигания АШ выполнена модификация котла ЬКЗ-75–39ФБ жш с жидким шлакоудалением. В этом случае для устойчивого сжигания АШ холодная воронка топки полностью утепляется, т.е. нижняя часть топки выполняется из трубы диаметром 60 мм и толщиной стенки 4 мм, шипуется и покрывается хромитовой массой, а скаты холодной воронки закрываются кирпичной кладкой. Топочная камера оборудуется четырьмя пылеугольными горелки, распложенными по две боковых стенах топки.
Схема испарения – трехступенчатая, рассчитана на питательную воду с солесодержанием плотного остатка до 350 мг/л.
Барабан котла внутренним диаметром 1500 мм и толщиной стенки 36 мм выполнен из стекла 16ГС. В барабане имеется чистый отсек первой ступени испарения и два соленых отсека первой ступени испарения и два соленых отсека второй ступени испарения по торцам барабана, оборудования внутрибарабанными циклонами. Третья ступень испарения включает два выносных циклона диаметром 337 мм. Пар из циклонов поступает в барабан.
Пароперегреватель – конвекционный, вертикального типа, с коридорным расположением труб диаметром 38 мм и толщиной 3 мм выполнен из двух блоков, расположенных поворотом газоходе между топкой и опускным газоходом. Температура перегрева регулируется поверхности пароохладителем, расположенным в рассечке пароперегревателя.
Водяной экономайзер – кипящего типа, гладкотрубный, змеевиковый, выполнен из труб диаметром 32 мм и толщиной стенки 3 мм. Состоит из трех блоков, распложенных в опускном газоходе котла.
Трубчатый воздухоподогреватель – вертикального типа, выполнен из труб диаметром 40 мм и толщиной стенки 1,5 мм имеет четыре хода по воздушной стороне. Состоит из трех блоков.
При необходимости котлоагрегат может быть оборудован устройством для дробовой очистки поверхности нагрева водяного экономайзера и воздухоподогревателя, а так же защитой от дробового наклепа.
Каркас котла – металлический, сварной конструкции, с обшивкой. Обмуровка – трехслойная, выполнена виде плит облегченного типа, закрепляемых на каркасе котла. Толщина обмуровки 265 мм, в местах, не закрытых трубами, – 320 мм.
Котлоагрегат поставляется крупными транспортабельными блоками.
1.2 Техническая характеристика котла
Таблица 1.1 – Техническая характеристика котла типа БКЗ-75–39ФБ
| Наименование | 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 Характеристика топлива
Принято твердое органическое топливо по степени углефикации исходного органического материала делят на древесину, торф, бурый уголь, каменный уголь и антрацит
Марки угля различают по выходу летучих и характеру летучего остатка. Характеристики угля в пределах одних и тех же марок определяются для каждого угольного бассейна отдельно.
Петрографический состав угля. Уголь по своей природе является веществом, неоднородным по цвету, блеску, твердости, пористости и другим параметрам
Твердое топливо способно удерживать в своем объеме определенное количество влаги в результате химического и физико-химического гетерогенного взаимодействия с веществом угля. Влагу общую W\, удерживаемую веществом угля, условно делят на внешнюю Wcx и гидратную Wm. К внешней влаге относят влагу, попавшую в массу угля в пласте, а также влагу, попавшую при добыче, хранении и транспортировке топлива за счет грунтовых вод и из атмосферного воздуха (свободная влага); сортированную влагу и заполняющую капилляры и открытые поры массы угольного вещества (связанная влага). Внешняя влага легко удаляется из угля механическими средствами и термической сушкой при температуре до 105 °С. К гидратной влаге относят влагу, входящую в состав кристаллогидратов минеральных примесей топлива, и коллоидную влагу, являющуюся составной частью угольного вещества. Гидратная влага выводится из топлива для большинства кристаллогидратов при температурах 150–200 °С, а при кратковременном пребывании в высокотемпературной среде полное выделение гидратной влаги происходит при температурах среды свыше 600 °С. Гидратная влага составляет лишь несколько процентов от общего содержания воды в топливе. При увеличении зольности топлива доля гидратной влаги растет.
Твердое органическое топливо является термически нестойким веществом, которое при нагревании разлагается, в результате чего происходит деструкция (распад) термически нестойких сложных углеводородсодержащих соединений массы топлива с выделением горючих (водорода, углеводородов, окиси углерода) и негорючих (углекислоты и водяных паров) газов. Для получения углевой пыли, уголь измельчается в шаровых мельницах.
1.4
Топочное устройство
На агрегате большой производительности устанавливают мощные одно и двух улиточные, лопаточные и улиточно-лопаточные пылеугольные круглые горелки. При любой конструкции круглой горелки потоки пылевоздушной смеси и вторичного воздуха закручиваются в одном направлении. В горелке ОРГРЭС (см. рис. 4.12, а), вторичный воздух, получивший вращение в улиточном устройстве, встречаясь с пылевоздушной 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, как бы опирающихся малыми основаниями на кольцевые выходы из горелки (рис. 4.13). Внутри образуется конус пылевоздушной смеси, снаружи к нему примыкает конусообразный поток вторичного воздуха. По мере движения в топке оба потока проникают один в другой, перемешиваются, увлекая за собой топочные газы. Чем больше горячих топочных газов вовлекается в этот процесс, тем быстрее воспламеняется и сгорает топливо. Для увеличения угла раскрытия факела мощные горелки имеют коническую выходную насадку. С этой же целью выходящую часть амбразуры часто также выполняют конической, расширяющейся к устью. При этом достигается лучшее сочетание форм развития факела и амбразуры, увеличивается поверхность контакта факела, ускоряется воспламенение топлива.
На полноту сгорания топлива сильное влияние оказывают скорости вдувания в топку первичной смеси и вторичного воздуха. При малой скорости первичной смеси возможны выпадение из потока крупных частиц топлива и обгорание выходных патрубков горелки. Слишком большая скорость первичной смеси ухудшает условия воспламенения и увеличивает длину факела, i Скорость вторичного воздуха 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, но наибольшее 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 лопаточным аппаратом
1-ствол для аэропыли; 2 – улитка первичного воздуха;
3 – улитка вторичного воздуха; 4 – рассекатель;
5 – порог; 6 – амбразура; 7 – лопаточный аппарат;
8 – мазутная форсунка; 9 – подвод воздуха к мазутной
форсунке; I – подвод пылевоздушной смеси;
II – подвод вторичного воздуха
1
.5 Сепаратор пыли
Сепараторы применяются для выделения из патока пыли крупных частиц и возврата их в мельницу на домол. В зависимости от конструктивного выполнения – они бывают центробежные, гравитационные и инерционные.
Центробежные сепараторы применяются в системах с шаровыми мельницами, реже с быстроходными и среднеходными.
Центробежные смесь поступает во входной патрубок со скоростью 15–22 м/с. В сепараторе скорость падает до 2–6 м/с, а результате чего выпадают наиболее крупных частицы и по патрубок поступают обратно на домол в мельницу. Далее пылевоздушная смесь приходит по кольцевому каналу вверх и через окна поступает во внутренний конус. В окнах пыль закручивается благодаря направленности, созданной поворотными лопатками. В результате центробежных сил теряется скорость. Крупных частицы выпадают из потока и по патрубку поступают на домол. Готовая кондиционная пыль по выходной трубе направляется в пылесистему.
Гравитационные сепараторы представляет собой прямоугольную вертикальную шахту 2 из листов стали высотой от 4 до 8 м и более. Отделения крупных частиц осуществляется в шахте под действием сил тяжести. Количества воздуха, подаваемого в шахту, определяется расчетом. По расходу сушильной среды и скорости рассчитывается площадь сечения сепаратора. Размолотое топливо с сушильной средой выбрасывается билами в шахту, часть пылевоздушной среды подсасывается за счет подсоса воздуха ротором молотковой мельницы вдоль противоположной стенки обратно в мельницу.
Инерционные сепараторы применяются с молотковыми мельницами при работе на бурных углях и сланцах с тонкостью пыли R90 › 40%, а также на фрезерном торфе. На показано конструкция инерционного сепаратора. Пылевоздушная смесь поступает из мельницы вверх и после двойного поворота выходит через выходной патрубок, а крупные частицы возвращаются обратно в мельницу. Тонкость помола пыли регулируется специальными шибером. Скорость в канале применяется 4,5–7,5 м/с, в наибольшем сечении сепаратора 2–3 м/с, воздуха входном патрубке 12–18 м/с.
2. Специальная часть
2.1 Исходные данные
Тип котла – БКЗ-75–39
Тип топки – ТЛЗМ-2700/3000
Паропроизводительность номинальная – 75т/ч
Давление насыщенного пара в барабане котла – 3,9мПа
Температура питательной воды – 1450С
Топливо – Итатское (каменные уголь)
Хвостовые поверхности нагрева – В/Э, ВЗП
Температура уходящих газов – 141
Расчётные характеристики 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 тракте установки
Присосы воздуха в отдельных элементах котельной установки 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 топлива заданного состава определяются по уравнению:
V0= 0,0889 (Ср+ 0,375Spор+к)+ 0,265Нр – 0,0333Ор (2.7)
Теоретические объемы продуктов сгорания (при α=I) при сжигании жидких топлив (Vi0, м3/кг) рассчитывается по соотношениям:
а) объем азота
VN20= 0,79 V0+ 0,008Np; (2.8)
б) объем трехатомных газов
в) объем водяных паров
V0H2O=0,111Hp+ 0,0124W+ 0,0161 V0 (2.10)
Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров, равные их парциальным давлениям при общем давлении 0,1 Мпа, вычисляются по соотношениям:
Средняя плотность продуктов сгорания(pr, кг/м3) определяется как:
(2.14)
Где масса газов(Gr, кг/кг или кг/м3) при сжигании жидких топлив находится 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
Объём трёхатомных газов:
VRO2 = 1,866 ·(Cр + 0,375 · Sрор + к /100) =1,866*
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 1.1
| Высчитываемая 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 |
| Ч п= 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 Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания
Энтальпия представляет собой теплосодержание единицы объема топлива, при определённой температуре.
Энтальпия полного объёма газообразных продуктов сгорания.
I r= I0r+I ∆Vв + I ∆ H2O (2.20)
В твёрдом топливе, в продуктах горения присутствуют частицы золы, которые тоже обладают энтальпией.
I r =I0r +I ∆в + I ∆ H2O+ IЗЛ (2.21)
Энтальпия есть производственной теплоёмкости, тогда энтальпия теоретического объёма газа.
I0r=VRO2(СU)RO2+V0N2·(CU) N2+ V0H2O (СU) H2O (2.22)
Энтальпия избытка количества воздуха.
I ∆в = (α-1) V0·(CU) в (2.23)
Таблица 1.2. Энтальпии дымовых 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 для установившегося теплового режима работы котлоагрегата на 1 кг твёрдого или жидкого и 1м3 газообразного топлива.
Тепловой баланс дает представление о характере распределения теплоты 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 или кДж/м3;
Q3 – потеря теплоты от химической неполноты сгорания, кДж/кг или кДж/м3;
Q4 – потеря теплоты от механической неполноты сгорания, кДж/кг или кДж/м3;
Q5 – потеря теплоты в окружающую среду, кДж/кг или кДж/м3;
Q6 – потеря с физической теплотой шлака, кДж/кг или кДж/м3;
Теплота, вносимая в котлоагрегат (распологаемая теплота), в общем случае определяется как:
QPP= QН+ QФB+QФТ+QП-QЖД (2.25)
Здесь QН низшая теплота сгорания топлива (для твердого и жидкого топлива – QPH, кДж/кг; для газообразного – QPH, кДж/м3).
При выполнении теплового расчета потери теплоты в котлоагрегате чаще всего выражаются относительными величинами (в процентах от распологаемой теплоты QPP):
qi=
Потеря теплоты с уходящими газами (q2=
– наибольшая из тепловых потерь, обусловлена превышением температуры уходящих газов над температурой окружающего воздуха и определяется как разность энтальпий продуктов сгорания на выходе из котла и холодного воздуха, поступающего в агрегат:
I0хв – энтальпия теоретически необходимого количества воздуха (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 в котлоагрегат (при отсутствии специальных указаний принимается tB=300, для которой теплоёмкость воздуха СВ = 1,3 кДж/(м3 К)). Потеря теплоты от химической неполноты сгорания (
где ηка – к.п.д. котлоагрегата, %. Потеря с физической теплотой шлака (
вводится в расчёт только при сжигании твёрдых топлив и обуславливается тем, что удаляемый шлак, имея высокую температуру, выносит из топки определённое количество теплоты. Величина потери q6 рассчитывается по формуле:
где αшл= 1-αун – доля золы топлива в шлаке (αун – доля золы в топливе уноса, определяемая по 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 паровом котле (QКА, кДж/ч), (теплоты воспринятой поверхностями нагрева и переданной рабочему теплу), находится по уравнению:
QKA= D∙(in∙iПБ)+ Dпр∙(iI – iпв), (2.32)
Dпр – расход воды на продувку котла, кг/ч, определяемый по соотношению:
где Р – величина непрерывной продувки, % (при отсутствии данных по величине продувки принимается Р= 5%.
Для водогрейного котлоагрегата полное количество полезно использованной теплоты (QКА, кДж/ч) принимаются равным его номинальной теплопроизводительности, а расход воды через котел (G, кг/ч) рассчитывается по формуле:
где i1 и i2 – энтальпия воды на входе в котел и на выходе из него, кДж/кг, определяемые в зависимости от ее температуры и расчетного давления по данным таблицы 8.4.
Полный расход топлива, подаваемого в топку на горение (В, кг/с или м3/с), определяется по уравнению:
Расчетный расход твердого топлива (Вр, кг/с) учитывающий механическую теплоту сгорания и используемый в дальнейшем для определения суммарных объемов дымовых газов и теплоты, передаваемой в поверхностях нагрева котла, вычисляется по формуле:
Расчёт теплового 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 проверки величин видимых тепловых напряжений топочного объёма – qV (кВт/м3) и зеркала горения (только для
Значения qV и qR, найденные по уравнениям (9.1) и (9.2), не должны выходить за пределы рекомендуемых тепловых напряжений. Отклонение расчётных тепло напряжений от рекомендованного диапазона значений свидетельствует о недопустимых условиях организации топочного процесса.
Целью поверочного теплового расчёта топки заданной конструкции является определение температуры дымовых газов на выходе из неё (UIIT,
1) Адиабатическая (теоретическая) температура горения
Тα, К (Uα, %).
Адиабатическая температура горения – это такая температура, которая развивалась бы в топке при отсутствии теплообмена между топочными газами 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 газомазутных топок, величина QВ может определятся по упрощённой формуле:
QB = αT · CB · tB,
В которой температура воздуха – tВ=30 0С, а теплоёмкость воздуха – СВ=1,3 кДж/(м3 К).
По найденному значению полезного тепловыделения в топке QТ, равному энтальпии дымовых газов Iα при коэффициенте избытка воздуха αТ, используя I-U – таблицу находят величину адиабатической температуры горения Uα, 0С или Тα=Uα+273, K.
Параметр М, учитывающий влияние характера распределения температур в топке на интенсивность лучистого теплообмена, определяется в зависимости от конструктивных особенностей и конфигурации топочной камеры, вида сжигаемого топлива и способа его сжигания.
В частности, в «вертикальных» топках с верхним выходом газов параметр 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 температур по высоте топки.
2) Рассчитываем тепловой рассчитываема экранов Ψср.
_ассчитывае тепловой _ассчитываема экранов (Ψс) характеризуется отношением количества лучистой теплоты воспринятой экранной поверхностью, и поступающему на ее рассчитыва тепловому потоку:
Ψi=xiּξi
4) Степень черноты топки αТ.
Степень черноты топки определяется структурой, физическими свойствами топочной среды и лучевоспринимающих поверхностей.
5) Средняя суммарная 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, для определения численных величин коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами КГ, золовыми частицами Кзл и частицами сажи Кс, а также величины средней суммарной теплоемкости газов VCср, необходимо предварительно задаваться температурой газа на выходе из топки UTII и осуществлять расчет методом последовательных приближений. Значения температуры UTII рекомендуется принимать в диапазоне 900+1150 0С. Если расчетная температура газов UTII, полученная по уравнению (9.3) или по номограммой отличается от принятой предварительно более чем на 100 0С, задаются новой величиной UTII и вычесления повторяют. Если разница между принятыми предварительно вычесленным значениями UTII не привышает 1000С, то расчет топочной камеры считают _ассчитывае и в дальнейшем используют расчетное значение температуры газов на выходе из топки.
Таблица 1.4 Расчёт теплообмена в топке 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 | 660,96 | 76,21 | |||||||
| Расчётная температура газов на выходе из топки | υтр» | | 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 | |||||||
