Реферат Производственно-отопительная котельная установка с паровым котлом и водяным экономайзером
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем 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
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального
образования
«Нижегородский государственный архитектурно-строительный университет» (ННГАСУ)
Институт инженерно – экологических систем и сооружений
Кафедра теплогазоснабжения
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовой работе
по дисциплине «Теплогенерирующие установки»
по теме «Производственно-отопительная котельная установка
с паровым котлом … и водяным экономайзером»
часть 1 «Теплогенератор»
Выполнил
студент гр. 7/07-2 А.В. Штрынова
Руководитель Е.В. Лощилова
Нижний Новгород – 2010
СОДЕРЖАНИЕ
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 Характеристика рабочих тел котельной установки
2 Определение тепловой мощности котельной установки и выбор количества устанавливаемых котлоагрегатов
3 Описание конструкции и принимаемой компоновки котельного агрегата. Технические характеристики выбранного котла
4 Выбор топки КА. Выбор типа топливосжигающих устройств
5 Выбор вспомогательной поверхности нагрева
6 Выбор характерных сечений газового и воздушного трактов. Расчет коэффициента расхода (избытка) воздуха в них
7 Материальный баланс КА. Расчет объёмов, энтальпий воздуха и продуктов сгорания в реперных точках газовоздушного тракта КА
7.1 Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания
7.2 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания
8 Тепловой баланс котельного агрегата
8.1 Выбор и обоснование принимаемой температуры уходящих газов
8.2 Расчёт потерь теплоты в котельном агрегате
8.3 Определение КПД брутто котельного агрегата
8.4 Расчёт расхода топлива, сжигаемого в топке котельного агрегата
9 Поверочный расчёт топки котельного агрегата
10 Теплообмен в конвективных поверхностях нагрева котельного агрегата
11 Поверочно-конструктивный расчет водяного экономайзера
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ К ЗАЩИТЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1. Тепловые потоки теплогенерирующей установки (ТГУ):
1.1. Расход пара на технологию: 14,5 т/ч;
1.2. Максимальный расход теплоты на отопление и вентиляцию:10 ГДж/ч;
1.3. Среднечасовой расход теплоты за сутки на горячее водоснабжение:
5 ГДж/ч;
2. Местоположение ТГУ: г. Сыктывкар;
3. Располагаемый источник тепловой энергии:
3.1. Органическое топливо: Мазут сернистый: марки М 100;
3.2. Нетрадиционные источники: нет;
4. Тип теплогенератора: ДКВр – 6,5 - 13;
5. Параметры вырабатываемого и возвращаемого в ТГУ теплоносителя:
5.1. Пар (насыщенный) р = 1,4 МПа, t = 194,1°С; х=0,99
5.2. Вода (питательная) t = 100°С;
5.3. Воздух для горения t=30°С
5.4. Конденсат от технологических потребителей: количество 80%, температура 75°С;
ВВЕДЕНИЕ
Общей задачей курсовой работы является создание эффективной компоновки теплогенерирующего агрегата из отдельных его частей, а также обеспечение минимальных затрат металла и средств на изготовление, монтаж и эксплуатацию котельного агрегата и не вызывающих излишних расходов на строительную часть котельной установки.
Теплогенерирующим агрегатом называют совокупность устройств и механизмов для производства тепловой энергии в виде пара или горячей воды.
В данной курсовой работе представлен тепловой расчет парового котельного агрегата (КА) марки. Котельный агрегат - это устройство для преобразования химической энергии органического топлива в тепловую энергию пара или нагретой жидкости (воды), состоящее из топки и нескольких теплообменников.
Тепловой расчет КА может быть конструктивным и поверочным. В данной работе выполняется смешанный поверочно-конструктивный расчет:
1) поверочный расчет теплогенератора ДКВр-6,5-13 , работающего на органическом топливе – мазут сернистый марки М:100
2) конструктивный расчет водяного экономайзера системы ВТИ (чугунного, некипящего типа)
В поверочном тепловом расчете по принятым конструкции и размерам КА для заданных нагрузок и вида топлива определяется температура воды, пара, воздуха и продуктов сгорания на границах между отдельными поверхностями нагрева, а также КПД котлоагрегата, расход топлива, расход и скорости воздуха и дымовых газов.
Поверочный расчет производят для оценки показателей экономичности и надежности агрегата при работе на заданном топливе, выявления необходимых реконструктивных мероприятий, выбора вспомогательного оборудования и получение исходных данных для проведения таких расчетов, как аэродинамического, гидравлического и др.
Конструктивный расчёт экономайзера (воздухоподогревателя) выполняется с целью определения его конструкции и размеров.
1 Характеристика рабочих тел котельной установки
Котельная установка (КУ) – это комплекс зданий и сооружений, предназначенный для размещения одного или нескольких котельных агрегатов и вспомогательного технологического оборудования для выработки теплоты в целях теплоснабжения.
В данной курсовой работе рассчитывается паровой теплогенератор типа ДКВр-6,5-13 с номинальной паропроизводительностью Д = 6,5 т/ч.
Роль рабочих тел, участвующих в процессе тепловых преобразований, играют топливо, воздух и вода.
В соответствии с заданием выбираем основные расчетные параметры топлива. Располагаемый источник тепловой энергии: мазут сернистый М100,условная вязкость ВУ при 80 °С не более 16,массовая доля серы не более 2,5%.
Характеристики мазута сернистого М100:
1. Плотность при 20°С не более 1,015
2. Вязкость условная не более, °ВУ, при 80°С 16
3. Вязкость кинематическая, сСт, не более, при 80°С 118
4. Температура вспышки, °С, не ниже в открытом тигле 110
5. Температура застывания, °С, не выше 25
6. То же для мазута из высокопарафинистых нефтей 42
7. Зольность, %, не более 0,14
8. Содержание механическихпримесей, %, не более 1,5
9. Содержание влаги, %, не более 1,5
10. Содержание серы, %, не более 2,0
11. Теплота сгорания Qсн ,мДж/кг (ккал/кг) 40,40 (9650)
12. Средние значения Qcт ,мДж/кг (ккал/кг) 41,22 (9845)
13.Средний элементарный состав: %,
Scоб 2,0
Сс 83,8
Нс 11,2
Ос + Nc 1,0
14. Объем воздуха (при l=1) Vо ,м3/кг 10,45
15. Объем дымовых газов:
VoRO2 1,57
VoN2 8,25
VoH2O 1,45
VoГ 10,28
16. Углерод Сp =83,8 %
Сера S op+k - 1,4%
Водопровод Нр -11,2%
Кислород ОР + Азот NP -0,5%
Р не более 2%. Sp = 1,07%; WP=3,0; AP=0,01%;
Теплота сгорания мазута Qpн =39,73 мДж/кг
2 Определение тепловой мощности котельной установки
и выбор количества устанавливаемых котлоагрегатов
Данная котельная предназначена для обеспечения теплотой систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и для технологического теплоснабжения [2, п.1.4]. По виду энергоносителя и схеме его подачи потребителю КУ относится к отпускающим пар с возвратом конденсата и горячую воду по закрытой схеме теплоснабжения.
В данной курсовой работе принимаем, что потребители теплоты относятся к первой категории, т.е. для них не допускается временное нарушение теплоснабжения. Соответственно данная производственно-отопительная котельная установка по надёжности отпуска теплоты также относится к первой категории [2, п.1.12].
Расход теплоты на отопление и вентиляцию при максимально-зимнем режиме cоставляет: QОV = 10 ГДж/ч = 2,78 МВт (по заданию)
Расход теплоты на горячее водоснабжение (по заданию):
Расход теплоты на технологические нужды определяем по формуле:
| | (1) |
где Дтех =14,5 т/ч=4,02 кг/с – расход пара на технологию (по заданию); hнп– энтальпия насыщенного пара, вырабатываемого котлоагрегатом, МДж/кг; hив – энтальпия исходной воды, МДж/кг. Определяется по формуле для зимнего и летнего периодов:
| | (2) |
где св=4,1868 кДж/(кг°С) – теплоёмкость воды; tк – температура возвращаемого конденсата (по заданию); k – доля конденсата возвращаемого от технологического потребителя (по заданию); tдоб – температура холодной добавочной воды: в зимний период: tдоб=5°С; в летний - tдоб=15°С.
Энтальпия насыщенного пара вырабатываемого котлом определяется по формуле:
| | (3) |
где
(1,4 МПа) [11, табл. 3.1, С.47]; r = 1963 кДж/кг - скрытая теплота парообразования [11, табл. 3.1, С.47]; x = 0,98-0,99 – степень сухости пара. В расчётах принимаем x = 0,99.
Согласно [2, п. 1.13] тепловая мощность котельной установки определяется для трёх режимов работы:
1) максимально-зимний:
где k – коэффициент, учитывающий расход теплоты на собственные нужды котельной, а также потери теплоты в пароводяном цикле котельной установки и в тепловых сетях.
Тепловая мощность, потребляемая КУ на собственные нужды, зависит от её типа и вида топлива, а также от типа системы теплоснабжения. Она расходуется на подогрев воды перед установкой химической очистки, деаэрацию воды, подогрев мазута, обдувку и очистку поверхностей нагрева и др. Расход теплоты на собственные нужды котельной установки принимается в пределах 9-15 % от внешнего суммарного расхода теплоты на отопление, вентиляцию, ГВС и технологические нужды. Потери в цикле котельной установки и в тепловых сетях (принимаем в размере 3% от суммарной тепловой мощности КУ.
2) наиболее холодный месяц:
| | (4) |
где tв.р.– усредненная расчётная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, принимаемая согласно [3, п.7.4] для производственных зданий 16°С;
3) для летнего режима:
Количество котлоагрегатов должно выбираться по максимальному расходу теплоты с тем, чтобы согласно [3, п.5.4] при авариях (отказах) на источнике теплоты на его выходных коллекторах в течение всего ремонтно-восстановительного периода должны обеспечиваться: подача 100% необходимой теплоты потребителям 1 категории (если иные режимы не предусмотрены договором); подача теплоты на отопление и вентиляцию жилищно-коммунальным и промышленным потребителям 2 и 3 категорий в размерах, указанных в таблице [3, п.6.33, табл.2]; заданный потребителем аварийный режим расхода пара и технологической горячей воды; заданный потребителем аварийный тепловой режим работы неотключаемых вентиляционных систем; среднесуточный расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение (при невозможности его отключения).
Согласно [2, п. 1.16] независимо от типа и режима работы котельной к установке принимается не менее двух КА; оптимальное количество – для паровых котельных 3-5 шт. Резервные котлоагрегаты устанавливаются только при особых требованиях к надёжности теплоснабжения.
Предварительно принимаем к установке 5 котельных агрегатов марки ДКВр – 6,5-13 .
Теплопроизводительность котельного агрегата определяем по формуле:
| | (5) |
где DКА = 6,5 т/ч= 1,8 кг/с – номинальная выработка пара котельным агрегатом (по марке); hн.п. = 2769 кДж/кг – энтальпия насыщенного пара, вырабатываемого котлом; hк.в. = 826 кДж/кг – энтальпия котловой (кипящей) воды при абсолютном давлении в котлоагрегате 1,4 МПа [11, табл. 3.1, С.47]; hп.в. = с ∙ tп.в. = 4,1868 ∙ 100 = 418,7 кДж/кг – энтальпия питательной воды (перед экономайзером); р = 10% – величина непрерывной продувки согласно [2, п. 10.21] для котлов с давлением пара до 1,4 МПа.
Установленная мощность КУ – это суммарная мощность котельной при номинальной нагрузке всех установленных котлоагрегатов.
| | (6) |
В случае аварии или текущего ремонта 1-го котлоагрегата в зимний период оставшиеся 4 КА должны обеспечить нагрузку
| | (7) |
Примечание: по [11, табл.1.5, С.22] котёл марки ДКВр может обеспечить повышение нагрузки до 50% при работе на мазуте.
Минимальная производительность котлоагрегата ДКВр (наименьшая паропроизводительность, при которой КА может длительно работать без нарушения режимов циркуляции воды в трубах и горения топлива) при избыточном давлении 1,3 МПа допускается при работе на мазуте не ниже 30 % от номинальной.
Увеличение нагрузки котельного агрегата неблагоприятно с экологической позиции, т.к. при этом наблюдается недостаточное время пребывания продуктов сгорания в высокотемпературной части топочной камеры и, следовательно, увеличение концентрации продуктов неполного сгорания (СО, сажи, бенз(а)пирена). С другой стороны, увеличение выбросов продуктов неполного сгорания также может наблюдаться и при снижении нагрузки за счёт снижения среднетопочной температуры.
Поэтому подбор числа котельных агрегатов необходимо вести в зоне оптимальной работы котла (80 – 90 % от номинальной нагрузки).
Количество котлоагрегатов, работающих в тёплый период года определяем следующим образом:
Итак, по результатам предварительного расчёта к установке принимаем 5 котельных агрегатов марки ДКВр-6,5-13 . В зимний период работает 3 котельных агрегатов, в летний – 2 При выходе из строя одного из котлов оставшиеся 2 котла обеспечат нагрузку наиболее холодного месяца.
Резервная мощность котельной складывается из явного и скрытого резерва. Она используется при аварийном выходе из строя одного из котлоагрегатов путём догрузки остальных работающих. Скрытый резерв – разность между установленной и рабочей мощностью. Явный резерв составляет суммарная номинальная мощность котлоагрегатов, не работающих в данный период времени и находящихся в холодном состоянии.
Рабочая мощность КУ – суммарная мощность работающих котлоагрегатов при фактической нагрузке в данный период времени. Рабочая мощность определяется исходя из суммы тепловой нагрузки потребителей и тепловой энергии, используемой на собственные нужды котельной.
Согласно [2, п. 4.1] необходимость резервного или аварийного вида топлива для котельных устанавливается с учётом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации, по согласованию с топливоснабжающими организациями.
В данной курсовой работе считаем, что рассматриваемая котельная установка по надёжности отпуска теплоты относится к 1 категории (см. [2, п. 1.12]). Таким образом, для КУ производительностью более 20 Гкал/ч, для которой газовое топливо установлено в качестве основного, необходимо предусматривать резервное топливо - топочный мазут. Для КУ производительностью до 20 Гкал/ч резервное топливо к природному газу не предусматривается, однако может предусматриваться аварийное жидкое топливо (топочный мазут, лёгкое нефтяное топливо) по согласованию с заказчиком.
3 Описание конструкции и принимаемой компоновки котельного агрегата.
Технические характеристики выбранного котла
Основной элемент производственно-отопительной КУ – паровой котельный агрегат. Приводим технические характеристики устанавливаемых в КУ котлоагрегатов: ДКВр-6,5-13 двухбарабанный котёл водотрубный, реконструированный
Номинальная производительность котельного агрегата составляет 6,5 т пара в час – это количество вырабатываемого пара в единицу времени, которое обеспечивается при длительной эксплуатации при сжигании основного топлива при номинальных параметрах пара и питательной воды.
Номинальные параметры вырабатываемого теплоносителя - насыщенный влажный водяной пар низкого давления (рабс = 1,4 МПа), температура пара на линии насыщения – 194,1°С (см. [11, табл. 3.1, С.47]).
По рекомендации завода-изготовителя котлоагрегаты ДКВр могут эксплуатироваться при повышенной сверх номинальной паропроизводительности. Максимальная производительность котла ДКВр-6,5-13: при работе на твёрдом топливе составляет 1,8 кг/с или 6,5 т/ч. Повышение нагрузки котлоагрегатов ДКВр сверх номинальной требует соблюдения следующих условий:
1. проведение докотловой обработки питательной воды, организация контроля за её качеством и безнакипным состоянием поверхностей нагрева котла (особенно при сжигании газа);
2. при сжигании газа: изоляция обогреваемых частей верхнего барабана, расположенных в топке и камере догорания, применение короткопламенных горелок;
3. Температура газов за КА перед хвостовыми поверхностями нагрева не должна быть выше 400-450°С как по условиям циркуляции, так и вскипания воды в чугунных водяных экономайзерах.
Для поверочного теплового расчета КА необходимы следующие данные: объем топочной камеры, площади поверхности стен топочной камеры, тип экранов, расстояние экранных труб от обмуровки стен топки, наружный диаметр и толщина стенки экранных труб, расположение горелок, продольный и поперечный шаг труб, живое сечение для прохода продуктов сгорания, площадь поверхности нагрева конвективного газохода, наружный диаметр и толщина стенки труб конвективных пучков, расположение труб, продольный и поперечный шаг труб, число труб в ряду, число рядов труб по ходу продуктов сгорания, площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания конвективных пучков и др.
Указанные конструктивные характеристики определяем из чертежа рассчитываемого котла, остальные характеристики представлены в табл. 1 по [11].
Вспомогательное оборудование: по данным завода-изготовителя.
Дымосос: ВДН-8 электродвигатель-тип и мощность АО62-8 (4,5кВт)
Вентилятор: Ц4-70 электродвигатель-тип и мощность АО-51-4 (4,5 кВт)
Эскиз водяного котла ДКВр-6,5-13
Все котлы ДКВР имеют общую конструктивную схему. Это двухбарабанные котлы с естественной циркуляцией, экранированной топкой, продольным расположением барабанов и коридорным расположением труб (кипятильных).
Для осмотра барабанов и расположенных в них устройств, а также для очистки труб шарошками на задних днищах имеются лазы; у котла ДКВР-6,5-13 с длинным барабаном имеется еще лаз на переднем днище верхнего барабана.
Для наблюдения за уровнем воды в верхнем барабане установлены два водоуказательных стекла и сигнализатор уровня. Из переднего днища верхнего барабана отведены импульсные трубки к регулятору питания. В водном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба, у котлов ДКВР 6,5-13 - труба для непрерывной продувки; в паровом объеме - сепарационные устройства. В нижнем барабане установлены перфорированная труба для периодической продувки, устройство для прогрева барабана при растопке и штуцер для спуска воды.
Боковые экранные коллекторы расположены под выступающей частью верхнего барабана, возле боковых стен обмуровки. Для создания циркуляционного контура в экранах передний конец каждого экранного коллектора соединен опускной необогреваемой трубой с верхним барабаном, а задний конец - перепускной трубой с нижним барабаном.
Вода поступает в боковые экраны одновременно из верхнего барабана по передним опускным трубам, а из нижнего барабана по перепускным. Такая схема питания боковых экранов повышает надежность работы при пониженном уровне воды в верхнем барабане, увеличивает кратность циркуляции.
Экранные трубы паровых котлов ДКВр изготовляют из стали 51´2.5 мм.
В котлах с длинным верхним барабаном экранные трубы приварены к экранным коллекторам, а в верхний барабан вальцованы.
Шаг боковых экранов у всех котлов ДКВр
Пучки кипятильных труб выполнены из стальных бесшовных гнутых труб диаметром 51´2.5 мм.
Концы кипятильных труб паровых котлов типа ДКВР прикреплены к нижнему и верхнему барабану с помощью вальцовки.
Циркуляция в кипятильных трубах происходит за счет бурного испарения воды в передних рядах труб, т.к. они расположены ближе к топке и омываются более горячими газами, чем задние, вследствие чего в задних трубах, расположенных на выходе газов из котла вода идет не вверх, а вниз.
Топочная камера в целях предупреждения затягивания пламени в конвективный пучок и уменьшения потери с уносом (
Таблица 1
Характеристики ДКВр-6,5-13.
| Наименование | Величина |
| Номинальная производительность, т/ч | 6,5 |
| Расчетная паропроизводительность, т/ч | 7,5 |
| Номинальное давление пара, атм. | 13 |
| Расчетное давление пара, атм. | 11 |
| Водяной объем котла, м3 | 7,8 |
| Паровой объем котла, м3 | 2,55 |
| Давление при гидравлическом испытании, атм. | 16,5 |
| Вес металлической части котла, т | 12,2 |
| КПД брутто, % | 91,2 |
Таблица 2
Конструктивные характеристики котлоагрегата ДКВР-2,5-13
| Наименование | Величина |
| Объем топки и камеры догорания, м3 | 20,4 |
| Площадь поверхности зеркала горения, м2 | 6,3 |
| Температура газов за котлом, 0С при работе на газе | 280 |
| Длина цилиндрической части барабана, мм верхнего нижнего | 6000 2675 |
| Расстояния между осями барабанов, мм | 2750 |
| Диаметр и толщина стенки передних опускных труб, мм | 159×4,5 |
| Количество труб экранов, шт. боковых | 74 |
| Количество кипятильных труб, шт. по оси барабан по ширине котла | 23+1 22 |
| Общее количество кипятильных труб, шт. | 506 |
| Масса котла, т. | 12,2-21,7 |
Схема циркуляции ДКВр-6,5-13
1-барабан котла верхний;
2-барабан котла нижний;
3-трубы котельных пучков подъёмные;
4-трубы боковых экранов топки подъёмные;
5-коллектор экранных труб боковой;
6-труба поперечная из нижнего барабана котла в боковой коллектор;
7-труба опускная в коллектор боковых экранных труб;
8-трубы подъёмные фронтового экрана топки;
9-коллектор фронтовых экранных труб;
10-грубы опускные для фронтового экрана;
11 -трубы подъёмные заднего экрана тонки;
12-коллектор ;
4 Выбор топки КА. Выбор типа топливосжигающих устройств
Топочные устройства подразделяются на камерные и слоевые. Топки с пневмомеханическими забрасывателями, в которых значительное количество мелких частиц топлива сгорает в топочной камере над слоем, занимают промежуточное положение и классифицируются как факельно-слоевые.
Выбор способа сжигания и типа топочного устройства определяется видом топлива, его реакционными свойствами и физико-химическими свойствами золы, а также производительностью и конструкцией КА. Схема и оборудование топливоприготовления выбираются в соответствии с принятым типом топочного устройства.
Топочное устройство должно обеспечивать экономичность работы КУ в необходимых пределах регулирования нагрузки, бесшлаковочную работу поверхностей нагрева, отсутствие газовой коррозии экранных труб, минимальное содержание оксидов азота и сернистых соединений в уходящих газах в уходящих газах.
Основные положения, которые следует учитывать при выборе способа сжигания: выбор способа сжигания топлива и типа топочных устройств производится с учётом заводской комплектации котлоагрегатов топками; сжигание жидкого и газообразного топлива осуществляется в камерных топках котлоагрегатов любой производительности;
Преимущества камерного сжигания: малая инерционность топок, возможность совместного сжигания различных видов топлива и перехода с одного вида топлива на другой, механизация всех топочных процессов и возможность их автоматизации. Недостаток – неустойчивость работы при снижении нагрузки, вызывающая необходимость подсвечивания топки мазутом.
Слоевые топки целесообразно применять для котлов паропроизводительностью до 35 т/ч при сжигании сортированных и рядовых углей (содержание мелких фракций 0-
Преимущества слоевого сжигания: возможность работы топок в широком диапазоне нагрузок, невысокий расход электроэнергии на собственные нужды.
Для заданной марки котла и вида топлива рекомендуется камерная топка.
На котле устанавливается горелка типа ГМГ-1,согласно [11, табл.3].
Таблица 3
Газомазутная горелка типа ГМГ-1,5м при сжигании природного газа (мазута)
| Наименование | Величина |
| Номинальная тепловая мощность, МВт (Гкал/ч) | 1,74 (1,5) |
| Коэффициент рабочего регулирования по тепловой мощности | 5 |
| Давление, МПа (кгс/см2): мазута перед форсункой пара на распыливание | 1,6 (16) 0,1-0,2 (1-2) |
| Давление газа перед горелкой, кПа (кгс/м2) | 5 (500) |
| Вязкость мазута перед форсункой, 0ВУ, не более | 3 |
| Аэродинамическое сопротивление горелки при tв=20 0С, кПа (кгс/м2) | 1,2 (120) |
| Коэффициент избытка воздуха за топкой при сжигании газа | 1,05 |
| Удельный расход пара на распыливание кг/кг, не более | 0,05 |
| Номинальный расход газа при Qрн=35,4 МДж/кг (8500 ккал/кг), кг/ч | 180 |
| Номинальный расход газа при Qрн=35,4 МДж/м3 (8500 ккал/м3), м3/ч | 180 |
| Масса горелки, кг | 70 |
| Габаритные размеры горелки, мм: длина ширина высота | 950 500 500 |
5 Выбор вспомогательной поверхности нагрева
Котлы малой производительности поставляются котлостроительными заводами без комплектации их экономайзерами или воздухоподогревателями, поэтому при разработке проекта необходимо определить вид и компоновку хвостовой поверхности нагрева, а также провести их поверочно-конструктивный расчёт. Также к вспомогательной поверхности нагрева относят пароперегреватели.
Водяной экономайзер и пароперегреватель, отнимая теплоту от отходящих газов, передают его непосредственно теплоносителю, нагревая питательную воду или пар. Воздухоподогреватель, отнимая теплоту от отходящих газов, непосредственно её теплоносителю не сообщает, а нагревает дутьевой воздух для улучшения горения топлива.
В агрегатах малой мощности применяются как комбинированные хвостовые поверхности, состоящие из экономайзера и воздухоподогревателя, так и один только экономайзер или воздухоподогреватель. В котлах мощностью менее 10 МВт устанавливать комбинированные хвостовые поверхности нагрева нецелесообразно, т.к. их трудно компоновать с маломощными агрегатами, а их установка увеличивает капитальные и эксплуатационные затраты. Поэтому такие котлы имеют лишь одну хвостовую поверхность нагрева - экономайзер или воздухоподогреватель.
Для снижении температуры дымовых газов, уходящих из котла, и подогрева питательной воды применяют водяные экономайзеры, название которых связано с экономией топлива получаемой при их установке [15, С 189]. Водяные экономайзеры изготавливаются из чугунных или стальных труб. Из-за большой толщины стенки труб чугунные экономайзеры более долговечны, чем стальные, даже при наличии внешней и внутренней коррозии труб. Это обстоятельство привело к их широкому распространению в небольших котельных установках (при давлениях до 2,3 МПа (23 кгс/см2)). Основными недостатками их являются большие удельные габариты и масса, обусловленные невысокими значениями коэффициентов теплопередачи.
При сжигании высоковлажных топлив (бурые угли марки Б1, фрезерный торф, древесные отходы) широко применяются воздухоподогреватели. Подача горячего воздуха в топку котлоагрегата ускоряет воспламенение топлива и интенсифицирует процесс его горения, уменьшая потери теплоты от химической и механической неполноты и повышая КПД.
В случае сжигания топлив с высоким содержанием влаги или твёрдого топлива в камерной топке подогрев воздуха является обязательным. При сжигании твёрдого топлива в слое или жидких и газообразных топлив в камере в большинстве случаев для котельных агрегатов малой производительности можно ограничиться установкой только водяного экономайзера.
При слоевом сжигании топлива с забрасыванием новых порций сверху на горящий слой условия зажигания топлива достаточно благоприятны, и можно обходиться без горячего дутья даже при сжигании сырых и многозольных топлив. На механических топках типа цепной решетки или ступенчато-переталкивающей решетки условия зажигания топлива значительно менее благоприятны, и для успешной работы обязательно требуется горячее дутье. То же следует сказать и про условия горения пылевидного топлива, где с целью повышения теплового напряжения объема топочного пространства также применяется горячее дутье.
Для котлов с водяным экономайзером.
В качестве вспомогательной поверхности нагрева предварительно принимаем блочный водяной чугунный экономайзер некипящего типа марки ЭП2-94.
Характеристики:
Поверхность нагрева
Количество труб в ряду 2 шт.;
Количество рядов по группам 4+4 шт.;
Количество групп в колонках 4+4 , 2шт.;
Длина трубы
Номер обдувочного устройства 2;
Количество обдувочных устройств 2 шт.;
Количество сопл в обдувочном устройстве-24 шт.;
Аэродинамическое сопротивление, 343 Па (
Гидравлическое сопротивление 0,2 МПа ( 2,0 кгс/см2 );
Тип короба при топливе мазут: 01;
Габаритные размеры: ширина
Высота
Масса экономайзера без короба не более <3,9 т.
Чугунный водяной экономайзер представляет собой поверхность нагрева, собираемую из горизонтально лежащих труб, на которых имеются поперечные ребра квадратной формы, расположенные с шагом по длине. Каждая из труб соединяется с другой (соседней) трубой специальным чугунным коленом - «калачом» так, что вода последовательно проходит все трубы нижнего ряда, затем переходит в следующий ряд и т. д. вплоть до верхнего ряда, откуда она направляется в барабан.
Блочные экономайзеры скомпонованы из последовательных по ходу газов колонок. ЭП1 (экономайзер питательный) – одноколонковый, ЭП2- двухколонковый. Колонки могут быть выполнены в общей двойной металлической обшивке с совелитовыми трубами внутри и со стальной перегородкой между колонками.
В чугунных экономайзерах нельзя допускать закипания воды, поэтому конечная температура воды, поступающей в котел, должна быть ниже на 20-40°С температуры насыщенного пара в котле. При закипании воды возможны гидравлические удары и разрушение чугунных труб.
Проверочно-конструктивный расчёт экономайзера представлен далее.
6 Выбор характерных сечений газового и воздушного трактов.
Расчет коэффициента расхода (избытка) воздуха в них
При работе КУ необходимо обеспечивать непрерывную подачу в топочную камеру воздуха, необходимого для горения топлива и удаления в атмосферу продуктов сгорания (дымовых газов) после их охлаждения в хвостовых поверхностях нагрева (водяном экономайзере, воздухоподогревателе и др. теплоутилизаторах), а также после экозащитного оборудования (золоуловители, катализаторы и др.). Движение газовоздушной смеси и дымовых газов представлено на принципиальной схеме (см. рис. 1 для котлов на твёрдом топливе и рис. 2 для котлов на газе и мазуте).
На схеме показана осевая линия движения дымовых газов и реперные точки, в которых определяются параметры рабочих тел и коэффициенты расхода воздуха.
КА работает под разрежение (давление в газоходах меньше давления окружающего воздуха), т.е. через неплотности в обмуровке происходят присосы атмосферного воздуха в газовый тракт агрегата. Это означает, что действительный расход воздуха на горение (
| | (8) |
где
на твёрдом топливе
Воздух из воздухозаборной шахты подаётся на горение с помощью дутьевого вентилятора по воздуховодам, расположенным с правой стороны от продольной оси барабана, если смотреть на котёл с фронта. Топливо (каменный уголь) из двух каскадно-лотковых угольных ящиков с помощью пневмомеханических забрасывателей ЗП-600 с пластинчатым питателем поступает на колосниковую решётку обратного хода ТЛЗ-2,7/4,0, где смешивается с воздухом. В процессе горения газовоздушной смеси образуются дымовые газы. Дымовые газы, пройдя камеру догорания (КД), первый и второй кипятильный пучок (IКП и IIКП) выходят из котла и направляются по газоходам через вспомогательное оборудование к дымовой трубе.
Первым продукты сгорания проходят поверхностный водяной экономайзер, где отдают свою теплоту воде через поверхность трубок, которая используется для питания котлов. Котёл комплектуется блочным чугунным водяным экономайзером ребристым, системы ВТИ некипящего типа. Нагрев воду, продукты сгорания охлаждаются до температуры 170°С. Далее они поступают в сухой золоуловитель (блок циклонов), для очистки от твёрдых частиц и продуктов неполного сгорания топлива, затем в дымосос и после него в дымовую трубу. Дымовая труба установлена одна на все котлы.
Рис. 2. Принципиальная схема газовоздушного тракта котельного агрегата, работающего на природном газе
Воздух дутьевым вентилятором подаётся в газовую горелку, где смешивается с природным газом и подается на горение в топку. В процессе горения газовоздушной смеси образуются дымовые газы. Дымовые газы, пройдя первый и второй кипятильный пучок (IКП и IIКП) выходят из котла и направляются по газоходам через вспомогательное оборудование к дымовой трубе. Продукты сгорания проходят поверхностный водяной экономайзер, где отдают свою теплоту воде через поверхность трубок, которая используется для питания котлов. Котёл комплектуется блочным чугунным водяным экономайзером ребристым, системы ВТИ некипящего типа. Нагрев воду, продукты сгорания охлаждаются до температуры 130°С.
При сжигании природного газа в продуктах сгорания не наблюдается твёрдых частиц, а при сжигании мазута содержание их незначительно, поэтому необходимости в дополнительной очистке дымовых газов в золоуловителе нет. Т.о. при работе КУ на газовом топливе продукты сгорания после водяного экономайзера будут поступать непосредственно в дымовую трубу. Дымовая труба установлена одна на все котлы.
Определяем коэффициенты избытка воздуха α в характерных сечениях газовоздушного тракта котельного агрегата. Расчеты начинаем с выбора коэффициента избытка воздуха на выходе из топки a"т и величин нормативных присосов воздуха по элементам газового тракта котла Da.
Значения a"т принимаем в зависимости от типа топочного или горелочного устройства, вида сжигаемого топлива и конструкции топки в соответствии с разделом 5 данной пояснительной записки.
Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением к a"т соответствующих присосов воздуха:
| | (9) |
где i – номер поверхности нагрева после топки по ходу продуктов сгорания,
1. Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки: т.1
2. Коэффициент избытка воздуха на входе в первый конвективный пучок:
3. Коэффициент избытка воздуха на выходе из первого конвективного пучка. Для первого котельного пучка по [13, табл. 3.1, С.35] для котлов с паропроизводительностью
4. Коэффициент избытка воздуха на выходе из второго конвективного пучка (на выходе из котла). Для второго котельного пучка
5. Коэффициент избытка воздуха на входе в водяной экономайзер (или воздухоподогреватель). Принимаем
6. Коэффициент избытка воздуха на выходе из водяного экономайзера (или из воздухоподогревателя). Принимаем для чугунного экономайзера котлов
7. Коэффициент избытка воздуха на входе в дымосос. Принимаем
8. Коэффициент избытка воздуха на входе в дымовую трубу. Принимаем
9. Коэффициент избытка воздуха на выходе из дымовой трубы. Присос в дымовую трубу не допустим, т.е. она должна быть с газоплотными стенками.
7 Материальный баланс КА. Расчет объёмов, энтальпий воздуха и продуктов сгорания в реперных точках газовоздушного тракта КА
7.1 Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания
Теоретический объём воздуха, необходимого для полного сгорания
при сжигании твёрдого топлива или мазута:
| | |
Примечание. Для мазута за кислород принимать Оr+Nr.
Определяем теоретический объём азота в продуктах сгорания:
при сжигании твёрдого топлива или мазута:
| | |
Определяем объём трехатомных газов:
при сжигании твёрдого топлива или мазута:
| | |
Определяем теоретический объём водяных паров:
при сжигании природного газа:
| | (10) |
где dг – влагосодержание газа, кг/м3 при 0°С и 101 кПа. Принимаем: dг = 0,005 кг/м3.
при сжигании твёрдого топлива или мазута:
| | |
где Wr – влагосодержание, %. Для мазута принимаем по [12, табл. 1, С.164]: Wr = 3 %.
Примечание: эта формула справедлива при беспаровом распылении мазута и влагосодержании воздуха dв=10 г/кг сух.воздуха. В ином случае:
| | |
где dв – влагосодержание воздуха, г/кг, Wф – количество пара, расходуемого на распыление
Последующий расчёт сводим в таблицу 5.
Определяем избыточное количество воздуха для каждого газохода:
| | (11) |
Определяем действительный объём водяных паров:
| | (12) |
Определяем действительный суммарный объём продуктов сгорания
| | (16) |
Определяем объёмные доли трехатомных газов и водяных паров, а также их суммарную долю:
| | (13) |
Масса дымовых газов:
при сжигании мазута:
| | |
Концентрация золы в дымовых газах при сжигании твёрдого топлива или мазута:
| | (14) |
где аун - доля золы топлива в уносе. Для камерных топок аун =0,85, для слоевых аун =0,2-0,3 (см. п. 4).
Парциальное давление водяных паров:
| | (15) |
где р=0,1 МПа = 1 кгс/см2 – давление в топочной камере котлоагрегата (для котлов, работающих без наддува).
Точку росы дымовых газов, образующихся при сжигании сернистых топлив, можно определить по формуле ВТИ:
| | (16) |
где
Таблица 4
Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания
| Величины | Размер- ность | Топка α"т=1,1 | I КП α"I КП=1,15 | II КП α"II КП=1,2 | α'ВЭ=1,202 | ВЭ αВЭ= 1,252 | α"ВЭ= 1,302 | Дымосос α'дым = 1,304 | Дым.труба α"ДТ= 1,354 |
| | | | | | | | | ||
| Избыточное количество воздуха (α - 1) Vo | м3/кг | 1,045 | 1,57 | 2,09 | 2,11 | 2,63 | 3,16 | 3,18 | 3,67 |
| Объём водяных паров VН2O | м3/кг | 1,48 | 1,49 | 1,49 | 1,49 | 1,5 | 1,51 | 1,51 | 1,52 |
| Объём дымовых газов Vг | м3/кг | 4,18 | 4,72 | 5,24 | 5,26 | 5,79 | 6,33 | 6,35 | 6,85 |
| Объёмные доли трёхатомных газов: | | | | | | | | | |
| rRO2 | - | 0,36 | 0,33 | 0,3 | 0,3 | 0,27 | 0,25 | 0,25 | 0,23 |
| rН2О | - | 0,35 | 0,32 | 0,28 | 0,28 | 0,24 | 0,24 | 0,24 | 0,22 |
| rп | - | 0,71 | 0,65 | 0,58 | 0,58 | 0,51 | 0,49 | 0,49 | 0,45 |
| Парциальное давление водяных паров | кгс/см2 | 0,35 | 0,32 | 0,28 | 0,28 | 0,24 | 0,24 | 0,24 | 0,22 |
| Точка росы водяных паров | °С | 72,2 | 70,1 | 67,1 | 67,1 | 63,6 | 63,6 | 63,6 | 61,7 |
| Точка росы дымовых газов | °С | 271,45 | 270,35 | 267,35 | 279,5 | 276 | 276 | 276 | 274,1 |
| Масса дымовых газов Gг | кг/м3 | 15,94 | 16,62 | 17,23 | 17,23 | 18,00 | 18,68 | 18,71 | 19,39 |
