Введение

Теплоэнергетика является одной из основных составляющих энергетики и включает в себя процесс производства тепловой энергии, транспортировки, рассматривает основные условия производства энергии и побочные влияния отрасли на окружающую среду, организм человека и животных.

Процесс производства тепловой энергии осуществляется на тепловых электрических станциях (ТЭС) и тепловых электрических централях (ТЭЦ). Эти два вида предприятий на данный момент являются основными поставщиками тепловой, а также электрической энергии, поскольку эти виды энергоресурсов очень тесно связаны. В настоящее время широкое применение находит способ поместная система снабжения тепловой энергией, которая применяется как на крупных промышленных предприятиях, так и для отопления жилых площадей.

В соответствии с установившейся терминологией, теплоэнергетика включает в себя получение, переработку, преобразование, хранение и использование энергоресурсов и энергоносителей всех типов. Согласно определению, теплоэнергетика обладает развитыми внешними и внутренними связями и её развитие неотделимо от всех направлений жизнедеятельности человека, связанных с использованием энергии (в промышленности, сельском хозяйстве, строительстве, на транспорте и в быту).

Развитие теплоэнергетики характеризуется ускорением темпов роста, изменением всех количественных показателей и структуры топливно-энергетического баланса, глобальным охватом всех видов ресурсов органического топлива, вовлечением в сферу использованием ядерного горючего.

В общем случае различаются четыре основные стадии трансформации первичных тепловых ресурсов (от их природного состояния, находящегося в динамическом равновесии с окружающей средой, до конечного использования):

а) извлечение, добыча или прямое использование первичных природных ресурсов тепловой энергии.

б) переработка (облагораживание) первичных ресурсов до состояния, пригодного для преобразования или использования.

в) преобразование связанной энергии переработанных ресурсов в тепловую энергию на тепловых станциях (ТЭС), централях (ТЭЦ), на котельных.

г) использование энергии.

Несмотря на единство всех этих стадий, каждая из них основана на различных физических, физико-химических и технологических процессах, различающихся по масштабам, времени функционирования и другим признакам.

Развитие теплоэнергетики оказывает воздействие на различные компоненты природной среды: на атмосферу (потребление кислорода воздуха (О₂ ), выбросы газов, паров, твёрдых частиц), на гидросферу (потребление воды, переброска стоков, создание новых водохранилищ, сбросы загрязненных и нагретых вод, жидких отходов), на литосферу (потребление ископаемых топлив, изменение водного баланса, изменение ландшафта, выбросы на поверхности и в недра твёрдых, жидких и газообразных токсичных веществ). В настоящее время это воздействие приобретает глобальный характер, затрагивая все структурные компоненты нашей планеты.

Обеспеченность ресурсами является основой функционирования теплоэнергетики и всей энергетики в целом в конкретных условиях. До настоящего времени обычно рассматривалась в различных аспектах обеспеченность теплоэнергетики только первичными топливными ресурсами. Но влияние на энергетику оказывают и многие другие компоненты атмосферы, гидросферы, литосферы, которые тоже необходимо принимать во внимание.

Развитие теплоэнергетики, как общей системы использования природных ресурсов началось в начале текущего столетия. Долгое время основным источником тепловой энергии во всём мире были дрова, мускульная энергия людей и скота. Коренное изменение структуры теплопотребления произошло в 20 веке.

Применение двигателей внутреннего сгорания в промышленной теплоэнергетике, в морском и автомобильном транспорте, в сельском хозяйстве, а затем и в авиации вызвали развитие добычи и переработки нефти. Для бытовых и промышленных целей стало использоваться газовое топливо, как более дешевое, удобное в эксплуатации и удешевляющее котельное оборудование. С середины текущего столетия прирост телоэнергопотребления происходит преимущественно за счёт этих двух видов ресурсов (1990 год: Нефть-0,03 млрд.т.ут.; Уголь- 0,73 млрд.т.ут.; 1975 год: Нефть-4,04, Природный газ-1,69, Уголь-2,63 млрд.т.ут.).

Важнейшим событием явилось открытие путей использования ядерной энергии. Наряду с органическим топливом, ядерное топливо относится к категории невозобновляемых энергетических ресурсов, в отличие от возобновляемых, к которым относятся: лучистая энергия Солнца, механическая энергия речных стоков, приливов, волн и ветров, тепловая энергия земных недр (геотермальная энергия) и тепловая энергия, основанная на температурном градиенте разных слоёв воды мирового океана.

Органическое топливо- 70-90% приходится на угли (извлекаемость 30-60%). Геологические ресурсы каменного угля- 7,5-14,0 трлн.т., (извлекаемость 1,0-2,4 трлн.т.).

Наиболее динамично изменяются представления о ресурсах нефти и природного газа извлекаемость 80-110 млрд.т. и 700-1100 млрд.т.- геологические ресурсы нефти, природного газа- 800 трлн.м³ .

Ядерное топливо: суммарные запасы урана, доступные извлечению из недр, оцениваются в 66,16 млн.т., ресурсы дейтерия сосредоточенные в атмосфере практически неисчерпаемы. Потенциальные ресурсы ядерного топлива по тепловому эквиваленту значительно превосходят суммарные ресурсы всех видов органического топлива.

Возобновляемые ресурсы: энергия недр Земли, космического излучения и излучения Солнца, а также их производные в виде преобразованной или аккумулированной энергии. Из наиболее перспективных источников энергии этой группы могут быть названы: энергия Солнца, гидроэнергия (энергия стока рек - наиболее освоена и широко применяется), энергия ветра.

1. Прин­ци­пи­аль­ное уст­рой­ст­во кот­ла

Па­ро­вые кот­лы (ДЕ) пред­на­зна­че­ны для вы­ра­бот­ки на­сы­щен­но­го па­ра, ис­поль­зуе­мо­го для тех­но­ло­ги­че­ских нужд про­мыш­лен­ных пред­при­ятий, на те­п­ло­снаб­же­ние сис­тем ото­пле­ния, вен­ти­ля­ции и го­ря­че­го во­до­снаб­же­ния.

Кот­лы двух­ба­ра­бан­ные вер­ти­каль­но-во­до­труб­ные вы­пол­не­ны по кон­ст­рук­тив­ной схе­ме «Д», ха­рак­тер­ной осо­бен­но­стью ко­то­рой яв­ля­ет­ся бо­ко­вое рас­по­ло­же­ние кон­век­тив­ной час­ти кот­ла от­но­си­тель­но то­поч­ной ка­ме­ры. Ос­нов­ны­ми со­став­ны­ми час­тя­ми кот­лов яв­ля­ют­ся верх­ний и ниж­ний ба­ра­ба­ны, кон­век­тив­ный пу­чок и об­ра­зую­щие то­поч­ную ка­ме­ру ле­вый то­поч­ный эк­ран (га­зо­плот­ная пе­ре­го­род­ка, пра­вый то­поч­ный эк­ран, тру­бы эк­ра­ни­ро­ва­ния фрон­то­вой стен­ки топ­ки и зад­ний эк­ран. Во всех ти­по­раз­ме­рах кот­лов внут­рен­ний диа­метр верх­не­го и ниж­не­го ба­ра­ба­нов 1000мм. Дли­на ци­лин­д­ри­че­ской час­ти ба­ра­ба­нов уве­ли­чи­ва­ет­ся с по­вы­ше­ни­ем па­ро­про­из­во­ди­тель­но­сти кот­лов от 2250мм для кот­лов 4т/ч до 7500мм для кот­лов 25 т/ч. Меж­цен­тро­вое рас­стоя­ние ус­та­нов­ки ба­ра­ба­нов 2750мм. Ба­ра­ба­ны из­го­тав­ли­ва­ют­ся из ста­ли 16ГС ГОСТ 5520—79 и име­ют тол­щи­ну стен­ки 13 и 22мм для кот­лов с ра­бо­чим аб­со­лют­ным дав­ле­ни­ем, со­от­вет­ст­вен­но 1,4 и 2,4МПа.

Для дос­ту­па внутрь ба­ра­ба­нов в пе­ред­нем и зад­нем дни­щах ба­ра­ба­нов име­ют­ся ла­зы. Кон­век­тив­ный пу­чок об­ра­зо­ван ко­ри­дор­но рас­по­ло­жен­ны­ми вер­ти­каль­ны­ми тру­ба­ми 51×2,5 мм, при­сое­ди­няе­мы­ми к верх­не­му и ниж­не­му ба­ра­ба­нам.

Дли­на кон­век­тив­но­го пуч­ка — по всей дли­не ци­лин­д­ри­че­ской час­ти ба­ра­ба­нов. Шаг труб кон­век­тив­но­го пуч­ка вдоль ба­ра­ба­нов 90мм, по­пе­реч­ный 110мм (кро­ме сред­не­го, рас­по­ло­жен­но­го по оси ба­ра­ба­нов ша­га, рав­но­го 120мм). Тру­бы на­руж­но­го ря­да кон­век­тив­но­го пуч­ка ус­та­нав­ли­ва­ют­ся с про­доль­ным ша­гом 55мм; на вво­де в ба­ра­ба­ны тру­бы раз­во­дят­ся в два ря­да от­вер­стий.

Кон­век­тив­ный пу­чок от то­поч­ной ка­ме­ры от­де­лен га­зо­плот­ной пе­ре­го­род­кой (ле­вым то­поч­ным эк­ра­ном), в зад­ней час­ти ко­то­рой име­ет­ся ок­но для вхо­да га­зов в пу­чок.

Тру­бы га­зо­плот­ной пе­ре­го­род­ки, пра­во­го бо­ко­во­го эк­ра­на, об­ра­зую­ще­го так­же под и по­то­лок то­поч­ной ка­ме­ры, и тру­бы эк­ра­ни­ро­ва­ния фрон­то­вой стен­ки вво­дят­ся не­по­сред­ст­вен­но в верх­ний и ниж­ний ба­ра­ба­ны.

По­пе­реч­ное се­че­ние то­поч­ной ка­ме­ры для всех кот­лов оди­на­ко­во. Сред­няя вы­со­та то­поч­ной ка­ме­ры со­став­ля­ет 2400мм, ши­ри­на - 1790мм. Глу­би­на то­поч­ной ка­ме­ры уве­ли­чи­ва­ет­ся с по­вы­ше­ни­ем па­ро­про­из­во­ди­те­льно­сти кот­лов от 1930мм для кот­ла 4т/ч до 6960мм для кот­ла 25 т/ч.

Тру­бы пра­во­го то­поч­но­го эк­ра­на ∅ 51×2,5 мм ус­та­нав­ли­ва­ют­ся с про­доль­ным ша­гом 5мм; на вво­де в ба­ра­ба­ны тру­бы раз­во­дят­ся в два ря­да от­вер­стий.

Эк­ра­ни­ро­ва­ние фрон­то­вой стен­ки вы­пол­ня­ет­ся из труб ∅ 51X2,5 мм.

Га­зо­плот­ная пе­ре­го­род­ка вы­пол­ня­ет­ся из труб ∅ 51×4 мм, ус­та­нов­лен­ных с ша­гом 55мм.

На вво­де в ба­ра­ба­ны тру­бы раз­во­дят­ся в два ря­да от­вер­стий. Вер­ти­каль­ная часть пе­ре­го­род­ки уп­лот­ня­ет­ся вва­рен­ны­ми ме­ж­ду тру­ба­ми ме­тал­ли­че­ски­ми про­став­ка­ми. Уча­ст­ки раз­вод­ки труб на вхо­де в ба­ра­ба­ны уп­лот­ня­ют­ся при­ва­рен­ны­ми к тру­бам ме­тал­ли­че­ски­ми пла­сти­на­ми и ша­мо­то­бе­то­ном.

Тру­бы га­зо­плот­ной пе­ре­го­род­ки, а так­же часть труб пра­во­го то­поч­но­го эк­ра­на и на­руж­но­го ря­да кон­век­тив­но­го пуч­ка, ко­то­рые ус­та­нав­ли­ва­ют­ся в от­вер­сти­ях, рас­по­ло­жен­ных в свар­ных швах или око­ло­шов­ной зо­не, при­ва­ри­ва­ют­ся к ба­ра­ба­нам элек­тро­свар­кой.

В то­поч­ной ка­ме­ре кот­ла ус­та­нав­ли­ва­ют­ся ох­ла­ж­дае­мые на­прав­ляю­щие ло­пат­ки из труб ∅ 51×2,5мм. Тру­бы ло­па­ток вво­дят­ся в верх­ний и ниж­ний ба­ра­ба­ны и при­сое­ди­ня­ют­ся к ним валь­цов­кой.

Тру­бы зад­не­го эк­ра­на топ­ки ∅ 51×2,5мм, ус­та­нов­лен­ные с ша­гом 75 мм, при­ва­ри­ва­ют­ся к верх­не­му и ниж­не­му кол­лек­то­рам эк­ра­на ∅ 159×6 мм, ко­то­рые, в свою оче­редь, при­ва­ри­ва­ют­ся к верх­не­му и ниж­не­му ба­ра­ба­нам. Кон­цы кол­лек­то­ров зад­не­го эк­ра­на со сто­ро­ны, про­ти­во­по­лож­ной ба­ра­ба­нам, со­еди­ня­ют­ся не­обог­ре­вае­мой ре­цир­ку­ля­ци­он­ной тру­бой ∅ 76×3-5мм.

На кот­лах для за­щи­ты от те­п­ло­во­го из­лу­че­ния со сто­ро­ны топ­ки ре­цир­ку­ля­ци­он­ных труб и кол­лек­то­ров зад­не­го эк­ра­на в кон­це то­поч­ной ка­ме­ры ус­та­нав­ли­ва­ют­ся две тру­бы ∅ 51×2,5, при­сое­ди­няе­мые к ба­ра­ба­нам валь­цов­кой.

Кот­ел вы­пол­не­н с од­но­сту­пен­ча­той схе­мой ис­па­ре­ния.

Опу­ск­ным зве­ном цир­ку­ля­ци­он­ных кон­ту­ров кот­ла яв­ля­ют­ся по­след­ние по хо­ду га­зов наи­ме­нее обог­ре­вае­мые ря­ды труб кон­век­тив­но­го пуч­ка.

В во­дя­ном про­стран­ст­ве верх­не­го ба­ра­ба­на на­хо­дят­ся пи­та­тель­ная тру­ба и на­прав­ляю­щие щи­ты, в па­ро­вом – се­па­ра­ци­он­ные уст­рой­ст­ва.

В ниж­нем ба­ра­ба­не раз­ме­ща­ют­ся уст­рой­ст­во для па­ро­во­го по­дог­ре­ва во­ды в ба­ра­ба­не при рас­топ­ке и пат­руб­ки для спус­ка во­ды.

В ка­че­ст­ве пер­вич­ных се­па­ра­ци­он­ных уст­ройств ис­поль­зу­ют­ся ус­та­нов­лен­ные в верх­нем ба­ра­ба­не на­прав­ляю­щие щи­ты и ко­зырь­ки, обес­пе­чи­ваю­щие вы­да­чу па­ро­во­дя­ной сме­си на уро­вень во­ды. В ка­че­ст­ве вто­рич­ных се­па­ра­ци­он­ных уст­ройств при­ме­ня­ют­ся дыр­ча­тый лист и жа­лю­зий­ный се­па­ра­тор.

От­бой­ные щи­ты, на­прав­ляю­щие ко­зырь­ки, жа­лю­зий­ные се­па­ра­то­ры и дыр­ча­тые лис­ты вы­пол­ня­ют­ся съем­ны­ми для воз­мож­но­сти пол­но­го кон­тро­ля и ре­мон­та валь­цо­воч­ных со­еди­не­ний труб с ба­ра­ба­ном.

На кот­ле пре­ду­смот­ре­на не­пре­рыв­ная про­дув­ка из ниж­не­го ба­ра­ба­на и пе­рио­ди­че­ская из ниж­не­го кол­лек­то­ра зад­не­го эк­ра­на.

Вы­ход ды­мо­вых га­зов из кот­ла осу­ще­ст­в­ля­ет­ся че­рез ок­но, рас­по­ло­жен­ное на зад­ней стен­ки кот­ла.

Для уда­ле­ния от­ло­же­ний из кон­век­тив­но­го пуч­ка ус­та­нав­ли­ва­ют­ся люч­ки на ле­вой стен­ке кот­ла.

Взрыв­ной кла­пан на кот­ле рас­по­ла­га­ет­ся на фрон­те то­поч­ной ка­ме­ры над го­ре­лоч­ным уст­рой­ст­вом.

Кот­лы из­го­тав­ли­ва­ют­ся на за­во­де в ви­де еди­но­го по­ста­воч­но­го бло­ка, смон­ти­ро­ван­но­го на опор­ной ра­ме и со­стоя­ще­го из верх­не­го и ниж­не­го ба­ра­ба­нов, труб­ной сис­те­мы, па­ро­пе­ре­гре­ва­те­ля (для кот­лов с пе­ре­гре­вом па­ра) и кар­ка­са.

Плот­ное эк­ра­ни­ро­ва­ние бо­ко­вых сте­нок (от­но­си­тель­ный шаг труб S=1,08), по­тол­ка и по­да то­поч­ной ка­ме­ры по­зво­ля­ет на кот­лах при­ме­нить лег­кую изо­ля­цию тол­щи­ной 100мм, ук­ла­ды­вае­мую на слой ша­мо­то­бе­то­на тол­щи­ной 15—20 мм, на­не­сен­но­го по сет­ке.

Для изо­ля­ции пре­ду­смот­ре­ны ас­бе­сто­вы­ми-ку­ли­то­вые пли­ты или рав­но­цен­ные им по те­п­ло­фи­зи­че­ским ха­рак­те­ри­сти­кам. Об­му­ров­ка фрон­то­вой стен­ки вы­пол­ня­ет­ся из ог­не­упор­но­го ша­мот­но­го кир­пи­ча клас­са А или Б, диа­то­мо­во­го кир­пи­ча, изо­ля­ци­он­ных плит; об­му­ров­ка зад­ней стен­ки из ог­не­упор­но­го ша­мот­но­го кир­пи­ча и изо­ля­ци­он­ных плит.

Для умень­ше­ния при­со­сов сна­ру­жи изо­ля­ция по­кры­ва­ет­ся ме­тал­ли­че­ской лис­то­вой об­шив­кой тол­щи­ной 2мм, ко­то­рая при­ва­ри­ва­ет­ся к об­вя­зоч­но­му кар­ка­су.

Опор­ная ра­ма вос­при­ни­ма­ет на­груз­ку от эле­мен­тов кот­ла, ра­бо­таю­щих под дав­ле­ни­ем, кот­ло­вой во­ды, а так­же об­вя­зоч­но­го кар­ка­са, на­труб­ной изо­ля­ции и об­шив­ки.

На­груз­ка от эле­мен­тов кот­ла, ра­бо­таю­щих под дав­ле­ни­ем, и кот­ло­вой во­ды пе­ре­да­ет­ся на опор­ную ра­му че­рез ниж­ний ба­ра­бан.

Для ус­та­нов­ки ниж­не­го ба­ра­ба­на в кон­ст­рук­ции опор­ной ра­мы пре­ду­смот­ре­ны фрон­то­вая и зад­няя по­пе­реч­ные бал­ки с опор­ны­ми по­душ­ка­ми, а так­же опо­ры — две спра­ва от ба­ра­ба­на (со сто­ро­ны топ­ки) на по­пе­реч­ных бал­ках и сле­ва от ба­ра­ба­на на про­доль­ной бал­ке.

На фрон­те го­рел­ки пре­ду­смот­ре­на ус­та­нов­ка гля­дел­ки и за­паль­но-за­щит­но­го уст­рой­ст­ва ЗЗУ-4, ко­то­рое в ком­плект го­рел­ки не вхо­дит и по­став­ля­ет­ся по от­дель­ным за­ка­зам. На кот­ле пре­ду­смат­ри­ва­ют­ся два во­до­ука­за­тель­ных при­бо­ра пря­мо­го дей­ст­вия, ко­то­рые при­сое­ди­ня­ют­ся к тру­бам, иду­щим из па­ро­во­го и во­дя­но­го объ­е­мов верх­не­го ба­ра­ба­на.

2 Расчёт процесса горения

Расчет процесса горения выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

Из таблицы характеристик топлив[3] выбираем расчетные характеристики природного газа (газопровод Карабулак – Грозный):

=68,5%; =14,5%; =7,6%; =3,5%; =1,0%; =3,5%; =1,4%;

Низшая теплота сгорания сухого газа =45850 кДж/м³ ;

Плотность газа при нормальных условиях =1,036 кг/м³ .

Определяем теоретический удельный объем воздуха , м³ /м³ , необходимого для полного сгорания природного газа

=0,0476·[0,5·CO+0,5·+1,5·+S(m+n/4)·–], (1)

где m – число атомов углерода;

n – число атомов водорода.

=0,0476·[0,5·0+0,5·0+1,5·0+((1+4/4)·68,5+(2+6/4)·14,5+(3+8/4)·7,6+

+(4+10/4)·3,5+(5+12/4)·1,0)-0]=12,21

Определяем теоретический удельный объем азота , м³ /м³ , в продуктах сгорания при сжигании газа

=0,79·+, (2)

=0,79·12,21+=9,68.

Определяем удельный объём трехатомных газов , м³ /м³ , в продуктах сгорания при сжигании газа

=0,01·(+СО++Sm·), (3)

=0,01·(0,1+0+0+((1·68,5)+(2·14,5)+(3·7,6)+(4·3,5)+(5·1))=1,41

Определяем теоретический удельный объём водяных паров , м³ /м³ , в продуктах сгорания при сжигании газа

=0,01[++·+0,124·]+0,0161·, (4)

=0,01· [0+0+(4/2)·68,5+(6/2)·14,5+(8/2)·7,6+(10/2)·3,5+(12/2)·1+0,124·10]+

+0,0161·12,21=2,54.

Расчетное значение коэффициента избытка воздуха на выходе из топки a^′’ _T принимаем по [2]

a^′’ _T =1,1.

Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением соответствующих присосов воздуха

a″ = a′+ Da, (5)

где a^′ и a^″ – коэффициент избытка воздуха перед и после газохода;

Da – присос воздуха в поверхность нагрева.

Определяем средний коэффициент избытка воздухаa_ср , для каждой поверхности нагрева

. (6)

Определяем избыточное количество воздуха , м³ /м³ , для каждого газохода

= V⁰ (a_ср –1). (7)

Определяем действительный удельный объём водяных паров, м³ /м³

=V⁰ _H2O + 0,0161 (a_ср –1) V⁰ . (8)

Определяем действительный суммарный удельный объём продуктов сгорания V_г , м³ /м³

V_г = V_RO2 + V⁰ _N2 +V^в _изб + V_H2O . (9)

Определяем объёмные доли трёхатомных газовr_RO2 и водяных паровr_H2O , а также суммарную объёмную долю r_п

r_RO2 = V_RO2 / V_г . (10)

r_H2O = V_H2O / V_г . (11)

r_п = r_RO2 + r_H2O . (12)

Определяем теоретический объём продуктов сгорания

V_г ⁰ = + + (13)

V_г ⁰ = 9,68 + 2,54 + 1,41 = 13,63 м³ /м³

Результаты расчёта действительных объёмов продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 1.

Таблица 1 – Объемы продуктов сгорания

3 Построение H - T диаграммы

Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчёт производим для всего возможного диапазона температур от 100 до 2000⁰ C.

Определение энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим в последовательности, изложенной в источнике [2].

Определяем энтальпию теоретического объёма воздуха H⁰ _в , кДж/м³ , для всего выбранного диапазона температур

H⁰ _в = V⁰ · (сJ)_в , (14)

где (сJ)_в – энтальпия 1м³ воздуха, кДж/м³ ; [2].

V⁰ – теоретический объём воздуха, необходимый для горения, м³ /м³ .

Определяем энтальпию теоретического объёма продуктов сгорания H⁰ _г , кДж/м³ , для всего выбранного диапазона температур

H⁰ _г = V_RO2 ·(сJ)_RO2 + V⁰ _N2 ·(сJ)_N2 + V⁰ _H2O ·(сJ)_H2O , (15)

где (сJ)_RO2 , (сJ)_N2 , (сJ)_H2O – энтальпии 1м³ трёхатомных газов, теоретического объёма азота, теоретического объёма водяных паров, кДж/м³ ; [2].

V_RO2 , V⁰ _N2 , V⁰ _H2O – объёмы трёхатомных газов, теоретические объёмы азота и водяного пара, м³ /м³ .

Определяем энтальпию избыточного количества воздуха H^в _изб , кДж/м³ для всего выбранного диапазона температур

H^в _изб =(α–1)·H⁰ _в , (16)

где α – коэффициент избытка воздуха после каждой поверхности нагрева.

Определяем энтальпию продуктов сгорания H, кДж/м³ , при коэффициенте избытка воздуха α >1

H_r = H⁰ _г + H^в _изб . (17)

Результаты расчёта энтальпий продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.

Таблица 2 – Энтальпии продуктов сгорания Н = ƒ (J).

По результатам расчетов выполняем построение графика зависимости энтальпий продуктов сгорания Н, кДж/м³ от температуры J,град.

4 Тепловой баланс котла

Расчет теплового баланса котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

При работе парового котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты.

Определяем располагаемую теплоту, кДж/м³ , для газообразного топлива

, (18)

где Q^с _н – низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м³ .

.

Определяем потерю теплоты с уходящими газами q₂ , проц.

, (19)

где H_ух – энтальпия уходящих газов, кДж/м³ ;при t_ух = 140°С, [3].

a_ух –коэффициент избытка воздуха в уходящих газах в сечении газохода после последней поверхности нагрева;

q₄ – потеря теплоты от механической неполноты горения, %; для природного газа q₄ = 0;

H⁰ _х.в – энтальпия теоретического объёма холодного воздуха, определяем при t_в = 30⁰ С, кДж/м³ .

, (20)

.

Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q₃ , проц., обусловлена появлением в уходящих газах горючих газов СО, Н₂ , СН₄ , по [2].

Потеря теплоты от механической неполноты горения топлива q₄ , проц., наблюдается только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц.

Потеря теплоты от наружного охлаждения q₅ , проц., обусловлена передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру и для парового котла определяется по формуле

, (21)

где q_5ном – потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла, проц., принимаем по [2];

D_ном – номинальная нагрузка парового котла, т/ч;

D – расчетная нагрузка парового котла, т/ч.

Определяем КПД брутто η_бр , проц., парового котла из уравнения обратного теплового баланса

, (22)

.

Определяем полезную мощность парового котла Q_пг , кВт

, (23)

где D_н.п – расход выработанного насыщенного пара, кг/с;

h_н.п – энтальпия насыщенного пара, кДж/кг;

h_п.в – энтальпия питательной воды, кДж/кг;

р – непрерывная продувка парового котла, проц.;

h_кип – энтальпия кипящей воды в барабане котла, кДж/кг.

.

Определяем расход топлива В_пг , м³ /с, подаваемого в топку парового котла из уравнения прямого теплового баланса

, (24)

.

Определяем коэффициент сохранения теплоты φ

_. (25)

_.

5 Расчет топочной камеры

Расчет топочной камеры котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

Предварительно задаемся температурой продуктов сгорания на выходе из топки J^" _т , град.

J^" _т = 1100.

Для принятой температуры по таблице 2, определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки Н^" _т , кДж/ м³

Н^" _т = 25339,4.

Определяем полезное тепловыделение в топке Q_т , кДж/ м³

, (26)

где Q_в – теплота вносимая в топку воздухом, кДж/ м³

, (27)

где – энтальпия теоретического объёма воздуха, кДж/ м³ .

.

.

Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов

, (28)

где x – угловой коэффициент, показывающий какая часть полусферического лучистого потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависящий от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене; значение х определяем по [2];

– коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева; принимаем по [2].

.

Определяем эффективную толщину излучающего слоя S, м

, (29)

где – объем топочной камеры, м³ , принимаем из конструкционных характеристик котла в соответствии с источником [3];

– поверхность стен топочной камеры, м² , принимаем из конструкционных характеристик котла в соответствии с источником [3].

Определяем коэффициент ослабления лучей

, (30)

где r_п – суммарная объемная доля трехатомных газов, определяем по таблице 1;

– коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, ;

, (31)

где – парциальное давление трехатомных газов, МПа.

, (32)

где – давление в топочной камере котлоагрегата, МПа, в соответствии с источником [2].

.

r_{H 2 O} – объемная доля водяных паров, берется из таблицы 1;

Т^" _т – абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К.

– коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, ;

, (33)

где С^Р , Н^Р – содержание углерода и водорода в рабочей массе газообразного топлива, проц.

,(34)

Определяем степень черноты факела

, (35)

где m – коэффициент, характеризующий долю топочного объёма, заполняемого светящейся частью факела, принимаем по [2];

а_св , а_г – степень черноты светящейся части факела и несветящихся трёхатомных газов, какой обладал бы факел при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящимися трёхатомными газами.

Определяем значение степени черноты светящейся части факела а_св

(36)

Определяем значение степени черноты несветящихся трехатомных газов

, (37)

Определяем степень черноты топки при сжигании газообразного топлива

, (38)

Применяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки. Для газа и мазута принимаем

М=0,48.

Определяем среднюю суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1 м³ газа при нормальных условиях,

, (39)

где Т_а – теоретическая (адиабатная) температура горения К, определяемая по таблице 2 по значению Q_т , равному энтальпии продуктов сгорания, Н_а ;

Т_т "–температура (абсолютная) на выходе из топки, принятая по предварительной оценке, К;

H_т "– энтальпия продуктов сгорания при температуре на выходе из топки, ;

Q_т – полезное тепловыделение в топке, .

Определяем действительную температуру на выходе из топки

,(40)

Полученная температура отличается от принятой меньше чем на 100⁰ С, следовательно, расчёт топки считается оконченным.

6 Расчет конвективных пучков

6.1 Расчет первого конвективного пучка

При расчете конвективной поверхности нагрева используем уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Расчет выполняем для 1 м³ сжигаемого газа при нормальных условиях.

Расчет конвективного пучка производим по формулам в соответствии с источником [2].

Предварительно принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода υ″=350⁰ С и υ″=400⁰ С. Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.

Определяем теплоту Q_б ,кДж/м³ , отданную продуктами сгорания

Q_б = φ · (H^′ – H^″ + Δα_к · H⁰ _прс ), (41)

где φ – коэффициент сохранения теплоты;

H′ – энтальпия продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, кДж/м³ , определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры;

H^″ – энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м³ ;

Δα_к – присос воздуха в поверхность нагрева;

H⁰ _прс – энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 30⁰ С, кДж/м³ .

= 0,982·(25212,81–7656,4+0,05·486)=17264,2.

= 0,982·(25212,81–8798,3+0,05·486)=16142,9.

Определяем расчётную температуру потока υ,град., продуктов сгорания в конвективной поверхности

_, (42)

где υ′ – температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, град;

υ^″ – температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, град.

Определяем среднюю скорость ω_г , м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева

, (43)

где В_р – расчетный расход топлива, м³ /с;

F – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м² ;

V_г – объем продуктов сгорания на 1 м³ газообразного топлива, м³ /м³ ;

υ – средняя расчетная температура продуктов сгорания, град.

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией , Вт/(м² ·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков

, (44)

где – коэффициент теплоотдачи, определяемый по [2] при поперечном омывании коридорных пучков, Вт/(м² ·К);

– поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков;

– поправка на компоновку пучка; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков;

– коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков.

= 109·1·1·1,03=112,27.

= 112·1·1·1,02=114,24.

Определяем степень черноты газового потока а

, (45)

где e – основание натуральных логарифмов;

kps – суммарная оптическая толщина, м

(46)

где р – давление в газоходе, МПа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1; [2].

s − толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м;

, (47)

.

k_г – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, .

, (48)

.

.

= 36,9·0,262·0,1·0,176 = 0,170.

= 36,0·0,262·0,1·0,176 = 0,166.

.

.

Определяем коэффициент теплоотдачи , Вт/(м² ·К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

(49)

где – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м² ·К), определяем по [2];

– степень черноты;

– коэффициент, определяемый по [2].

Для определения и коэффициента вычисляем температуру загрязненной стенки , град

, (50)

где – средняя температура окружающей среды, град; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;

– при сжигании газа принимаем равной 25 ⁰ С.

= 194,1 + 25 = 219,1.

= 40·0,156·0,98 = 6,11.

= 44·0,153·0,99 = 6,66.

Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи α₁ , Вт/(м² ·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

α₁ = ξ · (α_к + α_л ), (51)

где ξ – коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1.

=1·(112,27+6,11)=118,38.

=1·(114,24+6,66)=120,9.

Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м² ·К)

К = α₁ · ψ, (52)

где ψ – коэффициент тепловой эффективности, определяемый из [2] в зависимости от вида сжигаемого топлива.

= 0,85·118,38=100,62.

= 0,85·120,9=102,76.

Определяем количество теплоты Q_т , кДж/м³ , воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м³ сжигаемого газа

, (53)

где Δt – температурный напор,град, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева.

, (54)

.

.

.

.

По принятым двум значениям температуры υ′ и υ^″ полученным двум значениям Q_б и Q_т производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Температура υ^″ на выходе из первого конвективного пучка равна 322, что находится в допустимых пределах.

6.2 Расчет второго конвективного пучка

При расчете конвективной поверхности нагрева используем уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Расчет выполняем для 1 м³ сжигаемого газа при нормальных условиях.

Расчет конвективного пучка производим по формулам в соответствии с источником [2].

Предварительно принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода υ″=200⁰ С и υ″=300⁰ С. Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.

Определяем теплоту Q_б ,кДж/м³ , отданную продуктами сгорания

Q_б = φ · (H^′ – H^″ + Δα_к · H⁰ _прс ), (55)

где φ – коэффициент сохранения теплоты;

H′ – энтальпия продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, кДж/м³ , определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры;

H^″ – энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м³ ;

Δα_к – присос воздуха в поверхность нагрева;

H⁰ _прс – энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 30⁰ С, кДж/м³ .

= 0,982·(7016,94–4621,1+0,1·486)=2400,3.

= 0,982·(7016,94–7007,8+0,1·486)=56,7.

Определяем расчётную температуру потока υ,град, продуктов сгорания в конвективной поверхности

_, (56)

где υ′ – температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, град;

υ^″ – температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, град.

Определяем среднюю скорость ω_г , м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева

, (57)

где В_р – расчетный расход топлива, м³ /с;

F – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м² ;

V_г – объем продуктов сгорания на 1 м³ газообразного топлива, м³ /м³ ;

υ – средняя расчетная температура продуктов сгорания, град.

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией , Вт/(м² ·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков

, (58)

где – коэффициент теплоотдачи, определяемый по номограмме рис.6.1 [2] при поперечном омывании коридорных пучков, Вт/(м² ·К);

– поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков;

– поправка на компоновку пучка; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков;

– коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков.

= 76·1·1·1,13=85,88.

= 80·1·1·1,11=88,8.

Определяем степень черноты газового потока а

, (59)

где e – основание натуральных логарифмов;

kps – суммарная оптическая толщина, м

(60)

где р – давление в газоходе, МПа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1; [2].

s − толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м;

, (61)

.

k_г – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, .

, (62)

.

.

= 40,11·0,248·0,1·0,176 = 0,175.

= 38,31·0,248·0,1·0,176 = 0,167.

.

.

Определяем коэффициент теплоотдачи , Вт/(м² ·К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

(63)

где – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м² ·К), определяем по [2];

– степень черноты;

– коэффициент, определяемый по [2].

Для определения и коэффициента вычисляем температуру загрязненной стенки , град

, (64)

где – средняя температура окружающей среды, град; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;

– при сжигании газа принимаем равной 25 ⁰ С.

= 194,1 + 25 = 219,1.

= 32·0,161·0,95 = 4,89.

= 36·0,154·0,96 = 5,32.

Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи α₁ , Вт/(м² ·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

α₁ = ξ · (α_к + α_л ), (65)

где ξ – коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1.

=1·(85,88+4,89)=90,77.

=1·(88,8+5,32)=94,12.

Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м² ·К)

К = α₁ ·ψ, (66)

где ψ – коэффициент тепловой эффективности, определяемый из [2] в зависимости от вида сжигаемого топлива.

= 0,9·90,77=81,7.

= 0,9·94,12=84,7.

Определяем количество теплоты Q_т , кДж/м³ , воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м³ сжигаемого газа

, (67)

где Δt – температурный напор,град, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева.

, (68)

.

.

.

.

По принятым двум значениям температуры υ′ и υ^″ полученным двум значениям Q_б и Q_т производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Температура υ^″ на выходе из второго конвективного пучка равна 233, что находится в допустимых пределах.

7 Расчет экономайзера

Расчёт водяного экономайзера производим по формулам в соответствии с источником [2].

Определяем количество теплоты Q_б , кДж/м³ по уравнению теплового баланса, которое должны отдать продукты сгорания при приятой температуре уходящих газов

Q_б = φ · (H′ – H″+ Δα _эк · H⁰ _прс ), (69)

где H′ – энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/м³ ;

H″ – энтальпия уходящих газов, кДж/м³ ;

Δα_эк – присос воздуха в экономайзер;

H⁰ _прс – энтальпия теоретического количества воздуха, кДж/м³ ;

φ – коэффициент сохранения теплоты.

Q_б =0,982·(5408,7–3450,0+0,1·486) =1971,2.

Определяем энтальпию воды h″_эк , кДж/кг, после водяного экономайзера, приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой водой в водяном экономайзере

, (70)

где h′_эк – энтальпия воды на входе в экономайзер, кДж/кг;

D – паропроизводительность котла, кг/с;

D_пр – расход продувочной воды, кг/с.

.

Определяем температуру воды после экономайзера t″_эк , по энтальпии воды после экономайзера, град

, (71)

где С − теплоемкость воды, кДж/(кг·К).

.

Так как температура воды на выходе из экономайзера ,,отличается более чем на 20от температуры кипения при давлении в барабане котла ,, то к установке принимаем чугунный водяной экономайзер.

= 233-130=103

= 140-104=36

Рисунок 4 – Температурный напор в экономайзере

Определяем температурный напор ,град, экономайзера

, (72)

где Δt_б и Δt_м – большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости,град

.

Принимаем к установке чугунный экономайзер системы ВТИ с длиной труб 2000мм, площадью поверхности нагрева с газовой стороны одной трубы 2,95 м² , площадью живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы 0,12 м² . [3].

Определяем действительную скорость ω_г , м/с, продуктов сгорания в экономайзере

, (73)

гдеυ_эк – среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, град

, (74)

.

F_эк – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м²

F_эк = z₁ ·F_тр , (75)

где z₁ – число труб в ряду; принимаем 5 труб; [3].

F_тр − площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы, м²

F_эк =5·0,12 = 0,6.

.

Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м² ·К)

К = К_н ·c_υ , (76)

где К_н и с_υ − определяем в соответствии с источником [2]

К = 20,8·1,02 = 21,21.

Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера Н_эк , м²

, (77)

.

Определяем общее число трубn, экономайзера

, (78)

где Н_тр – площадь поверхности нагрева одной трубы, м² .

.

Определяем число рядов труб m, в экономайзере

, (79)

где z₁ – принятое число труб в ряду.

.

По источнику [3], принимаем к установке блочный, чугунный экономайзер ЭП2-236.

8 Аэродинамический расчет котла

Аэродинамический расчет котельной установки ведём по формулам в соответствии с источником [5].

Аэродинамическое сопротивление на пути прохождения газов в газоходах котельной установки складывается из местных сопротивлений, зависящих от изменения сечений газоходов и их поворотов и из сопротивления, возникающего вследствие трения и вследствие сопротивления пучков труб.

Аэродинамическое сопротивление котельной установки, Па, определяется по формуле:

, (80)

где – разряжение в топке, создаваемое дымососом, Па;

– сопротивление первого конвективного пучка, Па;

– сопротивление второго конвективного пучка, Па;

– сопротивление экономайзера, Па;

– местные сопротивления, Па.

Принимаем разряжение в топке Δh_т , Па, в соответствии с источником [6]

Δh_т = 30.

Определяем сопротивление первого конвективного пучка Δh_кп , Па

, (81)

где r_г − плотность дымовых газов в газоходе, кг/м³

, (82)

где r_о − плотность дымовых газов при 0˚С, кг/м³ , принимаем в соответствии с источником [6];

θ_г − средняя температура газов в первом конвективном пучке,град

, (83)

.

.

ω_к.2 – скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

, (84)

.

ξ_к – коэффициент сопротивления конвективного пучка

ξ_к = ξ₀ · z₂ , (85)

где ξ₀ – коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного продольного и поперечного шагов труб

ξ₀ =С_σ ·С_Rе · ξ_гр , (86)

где С_σ , С_Rе , ξ_гр – значения, определяемые по источнику [6]

ξ₀ =0,73·0,72·0,42=0,220.

ξ_к =0,220·41=9,02.

.

– число рядов труб по ходу продуктов сгорания в конвективном газоходе; принимаем из конструктивных характеристик котла в соответствии с источником [6].

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90˚ после конвективного пучка Δh_пов , Па

, (87)

где ξ_м − коэффициент сопротивления двух поворотов под углом 90˚

ξ_м =1·2=2.

.

Определяем сопротивление первого газохода, Па

, (88)

.

Определяем сопротивление второго конвективного пучка, Па,

, (89)

где r_г − плотность дымовых газов в газоходе, кг/м³ ,

. (90)

.

ω_к.2 – скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с,

.

ξ_к – коэффициент сопротивления конвективного пучка,

ξ₀ =0,72·0,78·0,37=0,21.

ξ_к =0,21·41=8,61.

.

Определяем сопротивление двух поворотов во втором газоходе под углом 90˚, после конвективного пучка Δh_пов , Па,

ξ_м =1·2+1·1=3.

.

Определяем сопротивление газохода, Па,

.

Определяем сопротивление экономайзера Δh_эк , Па

, (91)

где n − число рядов труб по ходу газов;

r_г − плотность дымовых газов в экономайзере, кг/м³

, (92)

.

.

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90⁰ и одного под углом 135⁰ Δh_м.с , Па

, (93)

где ξ_м – коэффициент местных сопротивлений, под углом 90⁰ ξ_м =1 под углом 135⁰ ξ_м =2

ξ_м =1·2+2 = 4.

.

.

Принимаем сопротивление поворотной заслонки , Па, в соответствии с источником [6]

.

Принимаем сопротивление общего сборного борова , Па, в соответствии с источником [6]

.

9 Расчет и выбор тяго-дутьевых устройств

9.1 Расчет и выбор дымососа

Определяем расчётную производительность дымососа , м³ /с

, (94)

где − коэффициент запаса по производительности, принимаем в соответствии с источником [2];

− количество дымовых газов от одного котла, м³/с

, (95)

Определяем расчетный полный напор дымососа , Па

, (96)

где − коэффициент запаса по напору, принимаем в соответствии с источником [2].

Производим пересчётный напор на температуру перемещаемой среды, указанную в каталоге

, (97)

.

Определяем мощность электродвигателя для привода дымососа, кВт

, (98)

где − производительность, м³ /с;

− напор, Па;

и − КПД электродвигателя и дымососа;

– коэффициент запаса по паропроизводительности котла; для котлов производительностью до 20 тонн пара в час принимаем к = 1,2 .

.

По таблице 14.4 [3] выбираем подходящий по производительности и напору дымосос и выписываем его основные характеристики:

- марка дымососа ДН−10;

- производительность, м³ /ч 19,6·10³ ;

- напор, кПа 2,21;

- КПД 0,83;

- масса без электродвигателя, кг 677;

- марка электродвигателя 4А 160 S6;

- мощность, кВт 11;

- частота вращения, мин^-1 1500.

9.2 Расчет и выбор вентилятора

Определяем расчётную производительность вентилятора, м³ /с

, (99)

где Вр – расчетный расход топлива, м³ /с;

β1 − коэффициент запаса, принимаем в соответствии с источником [2].

.

Определяем полный расчетный напор вентилятора , Па

, (100)

где − сопротивление горелки, Па, принимаем в соответствии с источником [3];

= 1100 Па

− сопротивление воздуха, Па; принимаем 10% от сопротивления горелки.

= 110 Па

.

Определяем мощность для привода вентилятора, кВт

, (101)

.

По таблице 14.1 [3] выбираем подходящий по производительности и напору вентилятор и выписываем его основные характеристики:

- марка вентилятора ВДН−8;

- производительность, м³ /ч 10,20·10³ ;

- напор, кПа 2,19;

- КПД 0,83;

- масса без электродвигателя, кг 417;

- марка электродвигателя 4А -160S6;

- мощность, кВт 11;

- частота вращения, мин^-1 1000.

10 Расчет и выбор дымовой трубы

Расчет дымовой трубы ведем по формулам в соответствии с источником [2].

Определяем выброс оксидов азота , г/с

, (102)

где β1 − безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива, принимается по [2]; β1 = 0,85

β3 − коэффициент, учитывающий конструкцию горелок; принимается для вихревых горелок равным 1; [2]. β3 = 1

r − степень рециркуляции продуктов сгорания в процентах расхода дутьевого воздуха; при отсутствии рециркуляции r = 0; [2].

β2 − коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания; [2]. β2 = 0

Вр − расход топлива, м³/с; при расчете учитываем, что работает 1 котел;

k − коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 тонну сожженного условного топлива, кг/т; для котлов паропроизводительностью менее 70 т/ч определяется по формуле

, (103)

где D − паропроизводительность котлов, т/ч.

.

.

Определяем диаметр устья дымовой трубы , м

, (104)

где − объёмный расход продуктов сгорания через трубу при температуре их в выходном сечении, м³/с

, (105)

где n − количество котлов, устанавливаемых в котельной;

− объем продуктов сгорания за экономайзером, м³/м³;

.

ωвых − скорость продуктов сгорания, м/с, предварительно принимаем равной 20.

.

Принимаем стандартный диаметр устья дымовой трубы 1,2 м в соответствии с источником [2].

Определяем предварительную минимальную высоту трубы , м

, (106)

где А − коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности, принимаем равным А=120;

F − коэффициент, учитывающий скорость движения вредных веществ в атмосферном воздухе, принимается по[2];

− предельно допустимая концентрация , мг/м³; принимается по [2]; = 0,085

ΔТ − разность температур продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и окружающего воздуха, К.

, (107)

.

.

Принимаем стандартную высоту дымовой трубы Н = 30 м.

Определяем диаметр основания трубы в свету, м

, (108)

.

Определяем средний расчетный диаметр тубы, м

, (109)

.

Определяем среднюю скорость продуктов сгорания в дымовой трубе , м/с

, (110)

где Δθ −охлаждение дымовых газов в трубе на 1 метр высоты трубы,˚С/м.

, (111)

где D − максимальная часовая паропроизводительность всех котлов, т/ч.

.

.

Определяем температуру газов на выходе из трубы θвых, град

, (112)

.

Определяем аэродинамическое сопротивление дымовой трубы Δhд.тр, Па, вызванное трением газов о стенки и потерей давления при выходе газов из трубы в атмосферу

, (113)

где − сопротивление трения в трубе, Па

, (114)

где − коэффициент трения; для кирпичных труб λ=0,04;

− плотность дымовых газов в трубе,

, (115)

где r0 − плотность дымовых газов при 0˚С, кг/м³, принимаем в соответствии с источником [6]; r₀ = 1,34 кг/м³

θср − средняя температура дымовых газов в трубе, град

, (116)

.

.

.

− потери с выходной скоростью, Па

, (117)

где =1.

.

Пересчитываем скорость продуктов сгорания , м/с

.

.

.

Определяем самотягу дымовой трубы Нс, Па

, (118)

где Н – высота дымовой трубы, м.

.

12 Энергосберегающие мероприятия

Одной из основных задач эксплуатации котельных установок является внедрение энергосберегающих мероприятий в процессе выработки тепловой энергии. В связи с этим различают следующие направления в области энергосбережения:

- сокращение потерь в процессах добычи, переработки и транспортировки энергетического сырья ;

- улучшение структуры и технологий в области производства, преобразования энергии;

- рационализация и оптимизация развития систем энергопотребления, в частности теплоснабжение объектов со средней и малой концентрацией тепловых нагрузок;

- совершенствование технологии производственных процессов в области изменения формы, физических свойств и агрегатного состояния вещества;

- совершенствование конструкционных материалов, улучшение их прочности и теплоизоляционных свойств;

Значительные резервы экономии топливо-энергетических ресурсов в области выработки тепловой энергии обусловленные несовершенством технологических процессов и оборудования, недостаточным внедрением новых энергосберегающих технологий, нерегулируемого электропривода вентиляторов, дымососов, питательных и подпиточных насосов, низкой оснащённостью приборами счёта, контроля и регулирования технологических процессов и т.д.

Таким образом можно заметить, что в области энергосберегающих мероприятий существуют множество способов по увеличению экономической эффективности котельных установок. Заслуживает внимания использование тепла пара вторичного вскипания , который получается либо в результате вскипания перегретой воды при расширении её от давления P ₁ до P ₂ , либо в системе сбора конденсата. Так перегретая вода после непрерывной продувки направляется в сепаратор, где при снижении давления получается пар вторичного вскипания. Тепло этого пара может быть использовано в системе отопления или в водяных тепловых сетях для подпитки, а оставшийся конденсат используется для нагрева сырой воды в теплообменнике. С непрерывной продувкой теряется значительное количество теплоты. При давлении пара 1-1,3 МПа каждый процент продувки, теплота которой не используется, увеличивает расход топлива на 0,3 %. В отдельных котельных продувки доходят до 10 %, следовательно, без утилизации теплоты продувочной воды перерасход топлива может достигать 3 %, что существенно снизило бы КПД котельной.

Сбор и возврат конденсата также является важным источником экономии теплоты, а следовательно, и топлива. Практика работы показывает, что рациональная организация сбора и использования конденсата даёт экономию, исчисляемую сотнями тысяч тон условного топлива в год. Различают закрытую схему сбора конденсата со встроенным сепаратором и схему с внешним сепаратором. Применение таких схем позволяет использовать тепло полученное из пара вторичного вскипания, как для нужд самой котельной, так и для систем отопления и вентиляции.

Заметная экономия может быть получена и за счёт утилизации теплоты вентиляционных выбросов котельной при использовании воздухо-воздушных теплообменников.

Целесообразно также использовать в тепловой схеме котельной охладители выпара поступающего из деаэратора. Тепло выпара используется для подогрева воды поступающей в деаэратор, это обеспечивает меньший расход пара на подогрев воды в деаэраторе, и как следствие даёт значительный энергосберегающий эффект.

Существенное влияние на КПД котельного агрегата и на работу электродвигателей для привода дымососа оказывает коэффициент избытка воздуха в топке и присосы воздуха по тракту продуктов сгорания. Так, например, увеличение избытка воздуха в топке на 0,1 приводит к перерасходу топлива на 0,7 %. Снижение присосов воздуха по газовому тракту котельных агрегатов на 0,1 уменьшается расход топлива примерно на 0,5 %. Присосы воздуха чаще всего обусловлены: неплотным прилеганием топочной и котельной гарнитуры, неудовлетворительным состоянием или конструкцией уплотнений в местах прохода труб сквозь обмуровку и обшивку, большими зазорами в местах прохода вала сквозь улитку дымососа и т.д. Таким образом, устранение этих неисправностей даст возможность уменьшить расход топлива и электрической энергии на привод дымососа.

Ещё одним способом энергосбережения в котельной является автоматизация производственных процессов, что создаёт определённые технико-экономические преимущества. В результате автоматизации снижается себестоимость единица вырабатываемой энергии, сокращаются расходы на материалы топливо, вода и т.д. При этом решающим фактором является снижение расхода топлива, тепловой и электрической энергии. Использование средств автоматизации увеличивает надёжность оборудования, точность производства, появляется возможность использовать высокоэффективные технологические процессы.

Значительная экономия тепловой энергии при сравнительно небольших капиталовложениях обеспечивается за счёт автоматического регулирования. При установлении оптимального режима работы экономия теплоты может составить 20 % и более газового потребления. Если в качестве примера принять водогрейный котёл для целей теплоснабжения, то сырьё будет представлять холодная вода, энергию газ, а продукцию горячая вода заданной температуры теплоноситель. Для управления процессом приготовления теплоносителя измеряется его температура и преобразуется в информативное воздействие, которое поступает к управляющему устройству. Туда же поступает информация о температуре наружного воздуха. Управляющее устройство на основе полученной информации управляющее воздействие изменение подачи газа в топку котла. Так происходит регулирование температуры теплоносителя в зависимости от температуры наружного воздуха.

11 Охрана окружающей среды

Природный газ как энергетическое топливо обладает рядом преимуществ, не последнее место среди которых занимают его экологические достоинства по сравнению с углем и мазутом: он не содержит твердых примесей, связанного азота и практически не содержит серы (если не считать тех случаев, когда на ТЭС поступает сернистый газ, не прошедший стадий очистки на газоперерабатывающем предприятии, или когда сжижаются попутные газы, технологические сбросные газы нефтехимического или металлургического производства). В связи с этим борьба с выбросами оксидов азота часто является единственным средством, позволяющем обеспечить чистоту атмосферы в районе расположенного теплоэнергетического объекта, работающего на газу.

Концентрация оксидов азота в дымовых газах при сжигании природного газа в крупных котлах (производительностью по пару 210-420 т/ч) составляет обычно 0,4-0,8 г/м³ ( в пересчете на диоксид NO₂ ) , а в мощных энергетических котлах может достигать 1,5 г/м³ . В дымовых газах небольших отопительных и промышленных котлов содержится меньше оксида азота ( 0,1-0,5г/м³ ), но дымовые трубы, которыми оснащают такие котельные, имеют обычно столь малую высоту, что приземная концентрация Nox часто превышают санитарные нормы. В отличие от молекулярного азота N₂ , который составляет почти 79% атмосферного воздуха, оксиды азота содержатся в атмосфере в значительно меньших количествах, но несмотря на это роль их в жизни человека весьма существенна.

Оксиды азота обычно классифицируются в зависимости от степени окисления азота. При соединении азота с кислородом по мере увеличения его валентности образуются гелиооксид N₂ О, оксид NO, азотистый ангидрид N₂ O_{3, ДИОКСИД} NO_2, тетрооксид диазота N₂ O₄ и азотный ангидрид N₂ O₅ . В проблеме охраны атмосферного воздуха практическое значение имеют оксид и диоксид азота, сумму которых часто обозначают как NO_X . Другие оксиды азота не считаются важным с биологической точки зрения или их присутствие в земной атмосфере ничтожно мало вследствие неустойчивости этих соединений.

Оксид азота NO – малоактивный в химическом отношении бесцветный газ, лишенный запаха и плохо растворимый в воде. При комнатной температуре и атмосферном давлении растворимость NO составляет лишь 0.047 г/см³ , с повышением температуры растворимость падает. Диоксид азота NO₂ ,более активен, он красно-бурого цвета и отличается резким запахом.

Главной проблемой, возникающей в результате присутствия в воздухе оксидов азота, является их токсическое воздействие на здоровье людей. Установлено, что даже кратковременное (до 1 ч) воздействие диоксида азота в концентрации 47-140 мг/м³ может вызвать воспаление легких и бронхит, а при концентрации 560-940 мг/м³ велика вероятность летального исхода в результате отека легких.

Повышенные концентрации оксидов азота в воздухе воздействуют не только на людей, но и на растительный мир ; по данным американских исследователей , при концентрациях от 280 до 560 мкг/м³ наблюдались повреждения томатов и бобовых.

При внедрении мероприятий, рассчитанных на снижение образования оксидов азота, приходится учитывать, что некоторые из них могут увеличить содержание других, не менее опасных загрязнителей. В частности при некоторых режимах сжигание газа образуются канцерогенные продукты; бензаперен и другие полициклические ароматические углеводороды. Обобщение большого числа измерений позволило сотрудникам ВНИИПРОГАЗ заключить, что концентрация бензаперена в дымовых газах при полной нагрузке газовых котлов составляет 1-10 мкг/100м³ , причем нижнее значение соответствует крупным энергетическим котлам, а верхнее- отопительным котлам. Если учесть, что среднесуточная предельно допустимая концентрация бензаперена в воздухе равна 0,001 мкг/м³ , то становится ясным , что при нормальных условиях работы котла токсичность дымовых газов определяется в основном содержанием в них оксидов азота, и только при частичных нагрузках, главным образом на отопительных блоках , или при нарушении нормальных режимов горения суммарная относительная токсичность продуктов неполного сгорания может оказаться сопоставимой с токсичностью оксидов азота.

Простейшим мероприятием, снижающим максимальный уровень температуры в топке, является уменьшение нагрузки котла. Многочисленные измерения проведенные на котлах различной мощности с горелками разных конструкций, показали, что зависимость концентрации Nox от нагрузки котла близка к степенной. Снижение нагрузки котла сопровождается снижением температур в топке за счет уменьшения объемного тепловыделения и температуры подогрева воздуха. Снижение выходных скоростей в горелках также, вероятно, оказывает определенное влияние на образование Nox.

Понятно, что снижение нагрузки котла нельзя рассматривать в качестве мероприятия по снижению выбросов оксидов азота (за исключением, может быть, случаев особо не благоприятных метеорологических условий, продолжительность которых довольно ограничена), однако влияния теплового напряжения зоны активного горения на образование оксидов азота может быть использовано конструкторами при создании новых котлов на природном газе.

Рециркуляция дымовых газов является простейшим средством снижения температурного уровня, а следовательно, и концентрации оксидов азота в дымовых газах. При сжигании газа, когда отсутствуют слабозависящие от температуры топливные NOx ,эффективность рециркуляции газов весьма велика.

При рециркуляции дымовых газов через горелки уменьшается также концентрация кислорода, что приводит к дополнительному снижению образования NOx . Если же подавать газы рециркуляции через шлицы в под топки, как это иногда делается для регулирования температуры промежуточного перегрева при снижении нагрузки, то их влияние на выбросы оксидов азота будет незначительно.

Дальнейшее увеличение рециркуляции уже менее эффективно. Ограниченность применения этого метода снижения выбросов оксидов азота объясняется тем, что рециркуляция дымовых газов снижает экономические показатели (возрастают потери с уходящими газами и расход электроэнергии на собственные нужды). В тех случаях, когда рециркуляцию газов необходимо производить на уже действующих котлах, появляются дополнительные трудности, связанные с установкой дымососа рециркуляции и коробов для подачи дымовых газов к горелкам.

Еще одним недостатком этого метода являются опасное возрастание концентрации бензапирена по мере увеличения рециркуляции дымовых газов. Снижение максимальной температуры в топочной камере, а следовательно, и концентрации оксидов азота, можно обеспечить увеличением теплоотвода, например за счет установки двусветного экрана или других тепловоспринимающих поверхностей нагрева в зоне интенсивного горения.

Снижение температурного уровня за счет ввода влаги в зону горения является одним из возможных путей сокращения выбросов оксидов азота при сжигании природного газа. Достаточно подробно этот метод был исследован сотрудниками ВНИИПромгаз. Эти исследования показали, что эффективности метода зависит не только от количества вводимой в топку влаги, но и от способа ввода, а также от коэффициента избытка воздуха в топочной камере.

Список литературы

1. Ривкин С. Л. и Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара . М., " Энергия " , 1975 г.

2. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. «Энергоатомиздат» 1989

3. К.Ф.Роддатис А.Н.Полтарецкий Справочник по котельным установкам малой производительности. Москва «Энергоатомиздат» 1989

4. Эстеркин Р.И. «Промышленные котельные установки», Л. Энергоатомиздат, 1985

5.,,Аэродинамический расчёт газового тракта котельной установки". Методические указания

6. Ю.А.Гусев Основы проектирования котельных установок. Москва 1973

7. Бузников Е.Ф. и др. Производственные и отопительные котельные. М. Энергоатомиздат, 1984г.

8. В.Белов " Охрана окружающей среды ": Учеб. для техн. спец. вузов . 2-е изд .,М.: Высш.шк., 1991.

9. Онищенко Н.П. Охрана труда при эксплуатации котельных установок. М. Стройиздат. 1991.