Мой Курсовой

Министерство образования и науки

Российской Федерации

Московский Энергетический институт

(технический университет)

Институт теплоэнергетики и технической физики

Кафедра котельных установок и экологии энергетики

Курсовой проект

по курсу «Котельные установки и парогенераторы»

Расчетно-пояснительная записка теплового

расчета топочной камеры парового котла

типоразмер котла: Е-320-13,8-545кт(БКЗ-320-140)

Студент: Степин И.А.

Группа: ТФ – 07 – 08

Преподаватель: Аникеев А.В.

Москва

2011

1

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………………3

РАССЧЕТНАЯ ЧАСТЬ………………………………………………………………….............4

1. ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ…………………………………………………………............4

2. ОПИСАНИЕ ПРОЕКТИРУЕМОГО КОТЛА…………….….….……………………….......5

2.1. Обоснование выбора типоразмера котла для ТЭС и турбины……………………..….5

2.2. Компоновка котла, особенности его конструкции и работы……………………...........5

2.3. Топливо. Его характеристики. Выбор схемы подготовки топлива к сжиганию. Конструкция мельницы, процессы и параметры топливного тракта…………….............…10

2.4. Воздушный тракт, обоснование выбора параметров, обеспечение движения воздуха………………………………………………………………………………….....…….12

2.5. Тракт дымовых газов, параметры тракта, организация движения газов. Схемы газовоздушного тракта……………………………………………………………………....…12

2.6. Водопаровой тракт котла, параметры рабочей среды по тракту, схема тракта………………………………………………………………………………………...….14

3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЛА……………………………………………………174. МЕТОДИКИ ТЕПЛОВЫХ РАСЧЕТОВ, РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ…………………..17 4.1. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания……….…..…….……….….…….……17

4.2. Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания…………...……..…...……………...22

4.3. Распределение тепловосприятий по теплообменным поверхностям котла Тепловой баланскотла……….……….…….….………..….………..…….….….……….…….…………24 4.4. Расчет КПД котла и расход топлива…………..………..…..…………………………..27

5. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТОПОЧНОЙ КАМЕРЫ…….……….…………………………….31

6. РАСЧЕТ ШИРМОВОГО ПАРОПЕРПЕГРЕВАТЕЛЯ………………………….........…..37

7. РАСЧЕТ ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЯ. ………………………………………………..45

8. УПРАВЛЕНИЕ РАБОТОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПАРОВОГО КОТЛА…...........……51

9. ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ………………......….....…...….......…....…....…………54

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………….………….…………………..58

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………….…….…….…..……………………………...58

2

ВВЕДЕНИЕ

Паровой котел – это основной агрегат тепловой электростанции (ТЭС). Рабочим телом в нем для получения пара является вода, а теплоносителем служат продукты горения различных органических топлив. Необходимая тепловая мощность парового котла определяется его паропроизводительностью при обеспечении установленных температуры и рабочего давления перегретого пара. При этом в топке котла сжигается количество топлива: Вp=В∗(1−q4 ) .

Номинальной паропроизводительностью называется наибольшая производительность по пару, которую котел должен обеспечить в длительной эксплуатации при номинальных параметрах пара и питательной воды с допускаемым по ГОСТ отклонениями от этих величин.

Номинальное давление пара – наибольшее давление пара, которое должно обеспечиваться непосредственно за пароперегревателем котла.

Номинальные температуры пара высокого давления (свежего пара) и пара промежуточного перегрева (вторично-перегретого пара) – температура пара, которые должны обеспечиваться непосредственно за пароперегревателем с допускаемыми по ГОСТ отклонениями при поддержании номинальных давлений пара, температуры питательной воды и паропроизводительности.

Номинальная температура питательной воды – температура воды перед входом в экономайзер, принятая при проектировании котла для обеспечения номинальной паропроизводительности.

При изменении нагрузки котла номинальные температуры пара (свежего и вторично-перегретого) и, как правило, давление должны сохраняться ( в заданном диапазоне нагрузок), а остальные параметры будут изменяться.

При выполнении расчета парового котла его производительность, параметры пара и питательной воды являются заданными. Поэтому цель расчета состоит в выборе рациональной компоновки и определении размеров всех поверхностей нагрева котла (конструктивный расчет) или же в определении температур и тепловосприятий рабочего тела и газовой среды в поверхностях нагрева заданного котла (проверочный расчет).

Современным типом парового котла является вертикально-водотрубный котел с факельным сжиганием топлива, в которых горение топлива осуществляется во взвешенном состоянии в большом свободном объеме топочной камеры, все стены которой закрыты вертикальными трубами. Эти трубы (топочные экраны) интенсивно обогреваются, в них нагревается и частично испаряется вода при высоком давлении.

Получение перегретого пара из воды при докритических давлениях характеризуется последовательным протеканием следующих процессов: подогревом питательной воды до температуры насыщения или близкой к ней, парообразованием и отделением насыщенного пара в барабане и, наконец, перегревом полученного пара до заданной температуры.

3

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Глава первая

ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ

Спроектировать паровой котел с естественной циркуляцией типоразмера Е-320-13.8-545 КТ (БКЗ-320-140 КТ).

Параметры:

Производительность котла: 320 (т/час) = 88.89 (кг/с) Температура перегретого пара: 545 ˚С Давление перегретого пара: 13.8 МПа Температура питательной воды: 230 ˚С Топливо: Каменный уголь (Никольское место рождения)(№46 табл. П4.1)

Выполнить тепловой расчёт топки, продольный и поперечный разрез котла в соответствии с полученными в расчёте размерами.

4

Глава вторая

ОПИСАНИЕ ПРОЕКТИРУЕМОГО КОТЛА

2.1. Обоснование выбора типоразмера котла для ТЭС и турбины

Котлами БКЗ-320-140 чаще всего оснащают ТЭЦ средней мощности, работающие на твердом топливе. Котел БКЗ-320 может вырабатывать электрическую мощность 140 МВт. Определяющее влияние давления на выбор типа котла ограничивается мощностью энергоблока. При очень большой мощности резко возрастает стоимость барабана, являющегося наиболее металлоемким и дорогим элементом барабанного котла. Для блока, например, 500 МВт масса барабана достигает 200т, монтаж и эксплуатация такого котла сильно усложняются. Поэтому для энергетических блоков с барабанными котлами, несущих базовую нагрузку, предельная мощность обычно не превышает 400-500 МВт.

2.2. Компоновка котла, особенности его конструкции и работы

Котел БКЗ-320-140 – вертикально-водотрубный, однобарабанный, с естественной циркуляцией, выполнен по П-образной схеме. Барабан котла – сварной конструкции, выполнен из стали марки 16ГАМ, dBH=1600 мм, =89 мм.

Топочная камера – с твердым шлакоудалением, полностью экранирована трубами диаметром 60 мм с толщиной стенки 6 мм, расположенными с шагом 64 мм. Эти трубы образуют парогенерирующие поверхности – экраны топки. Нижняя часть труб фронтовой и задней стен топки образуют скаты «холодной» воронки. Камера оборудована восемью турбулентными горелками (вихревыми), расположенными на фронтовой стене двумя ярусами. Радиационная часть – трубы заднего экрана в верхней части топочной камеры переходят в подвижные трубы диаметром 32 мм с толщиной стенки 4мм (сталь 20). Пароперегреватель радиационно-конвективного типа выполнен по смешанной схеме:

Полурадиационная часть – ширмы, расположенные на выходе из топочной камеры и выполненные из труб диаметром 32 мм с толщиной стенки 4 мм (сталь 12Х1МФ).

Экранные поверхности нагрева изготовлены в виде отдельных блоков, которые одновременно являются и отдельными контурами циркуляции. Потолок топочной камеры экранирован трубами потолочного пароперегревателя. Для обеспечения жесткости экранной системы и крепления обмуровки на вертикальных экранных трубах используются специальные пояса жесткости – горизонтальные рамы, охватывающие трубы и прикрепленные к некоторым из них. Для крепления обмуровки также используются опускные трубы. Они проходят через отверстия в поясах жесткости и находятся вместе с ними в слое обмуровки. Такая конструкция позволяет обойтись без самостоятельной изоляции опускных труб, а пояса жесткости, находясь в обмуровке, не нарушают наружного слоя изоляции.

Верхние концы экранных труб подсоединены к верхним коллекторам, все верхние коллекторы подвесками прикреплены к элементам каркаса и соединены с барабаном и выносным циклоном, отводящими пароводяную смесь трубам.

5

Рис.1 Схема расположения топочных экранов

На рис.1 имеются следующие обозначения: 1 – фронтовой экран, 2 – опускные трубы, 3 – потолочный экран, 4 – отводящие трубы, 5 – фестон, 6 – задний экран, 7 – боковой экран, 8 – разводка труб у амбразур, 9 – холодная воронка, 10 – каркас, 11 – коллектор фестона, 12 – пояс жесткости.

6

Нижние концы экранных труб подсоединены к нижним коллекторам; к этим же коллекторам подсоединены опускные трубы, выходящие из нижней части барабана и из выносных циклонов.

Конвективная часть пароперегревателя, расположенная в горизонтальном поворотном газоходе, разделена на два пакета змеевиков:

«холодный» – из труб диаметром 32 мм с толщиной стенки 4 мм (сталь 20);

предвыходной – из труб диаметром 32 мм с толщиной стенки 4 и 5 мм (сталь 12Х1МФ);

выходной – из труб диаметром 32 мм с толщиной стенки 5,5 мм (сталь 12Х2МФСР).

Во избежание влияния температурных разверток в схеме пароперегревателя предусмотрены смешивающие камеры и перебросы пара с одной стороны на другую.

Регулирование температуры перегретого пара осуществляется впрыском «собственного» конденсата. Пароохладители впрыскивающего типа установлены в рассечке ширм (первая ступень впрыска) и перед выходным пакетом (вторая ступень впрыска).

Выход перегретого пара осуществляется после горячей ступени пароперегревателя.

Конвективная шахта представляет собой опускной газоход с размещенными в ней экономайзером и воздухоподогревателем.

Экономайзер выполнен змеевиковым, гладкотрубным (Ø32х3.5), с шахматным расположением труб (сталь 20). Он состоит их двух пакетов.

Воздухоподогреватель (ВП) выполнен трубчатым, двухпоточным (Ø40х1.5). Состоит из двух отдельных «кубов»; два потока воздуха пять раз меняют в нем направление своего движения. Два нижних «куба» спроектированы съемными с целью их замены в случае возможной коррозии.

Вход питательной воды осуществляется в конденсатор насыщенного пара.

Выход дымовых газов осуществляется через дымовую трубу.

Для очистки экранов и пакетов пароперегревателя от загрязнений предусмотрена установка обдувочных устройств, в случае необходимости – дробоочистка и виброочистка.

Котел снабжен необходимой арматурой, устройствами для отбора проб пара и воды, а также контрольно-измерительными приборами. Процессы питания котла, регулирования перегретого пара и горения автоматизированы. Предусмотрены средства тепловой защиты.

7

Рис.1 Продольный разрез котла БКЗ-320-140

1 - выход шлака из топки котла. 2 - «холодная» воронка топки. 3 - круглые вихревые горелки нижнего яруса (4 шт.). 4 - горелки верхнего яруса (4 шт.). 5 - экран фронтовой, левой боковой и задней стенки топки. 6 - пояс жесткости. 7 - подвесные трубы заднего экрана. 8 - ширмовый полурадиационный пароперегреватель (20 ширм). 9 - «горячая» ступень конвективного пароперегревателя. 10 - выходная ступень конвективного пароперегревателя. 11 - взрывной клапан. 12 - пароохладитель первой ступени. 13 - отпускные трубы. 14 - выносные циклоны (по 2 у каждой боковой стенки топки). 15 - вход питательной воды. 16 - конденсаторы пароохладителей (4 шт.). 17 - выходной коллектор пароперегревателя. 18 - пароохладитель второй ступени. 19 - сборник дроби устройства очистки конвективных пароперегревателей котла от отложения золы. 20 - потолочный радиационный пароперегреватель. 21 - «холодная» ступень конвективного пароперегревателя. 22 – экономайзер. 23 - выход горячего воздуха. 24 - одноступенчатый двухпоточный трубчатый воздухоподогреватель. 25 - вход холодного воздуха. 26 - выход дымовых (уходящих) газов из котла.

8

Рис.2 Поперечный разрез котла БКЗ-320-140

1- периодическая продувка. 2 - пояс жесткости. 3 - отпускные экраны задней стены топки. 4 - подвесные трубы. 5- ширма. 6 - непрерывная продувка. 7 - выносной циклон. 8 - конденсатор пароохладителей. 9 – воздушник. 10 - предохранительный клапан. 11- сборник дроби. 12 - выход перегретого пара. 13 – экономайзер. 14 - воздухоподогреватель.

9

2.3. Топливо. Его характеристики. Выбор схемы подготовки топлива к сжиганию. Конструкция мельницы, процессы и параметры топливного тракта.

Топливо №46 – каменный уголь Никольского места рождения.

Бассейн, месторож-

дениеМарка топ-лива

Класс или продукт

обогащения

Состав рабочей массы топлива, % Низшая теплота

сгорания

Qpн, МДж/кг

Wp Ap Spk Sp

o Cp Hp Np Op

Кузнецкий Д ДГ 6,0 18,2 0,4 0,4 59,6 4,2 1,1 10,5 22,99

Приведенные характеристики

Коэ

фф

ицие

нт

разм

олос

посо

бнос

ти, k

ло

Вы

ход

лету

чих

на

горю

чую

мас

су, V

г , % Температуры плавкости, С

Темп

ерат

ура

нача

ла

норм

альн

ого

жид

кого

ш

лако

вани

я , t н

.ж., С Объемы, м3/кг, при 0 С и

0,1 МПа

Влажность,

Wп, %кг/МДж

Зольность,

Ап, %кг/МДжt1 t2 t3 Vo Vo

RO2 VoN2 Vo

H2O

0,26 0,79 1,09 45,0 1260 1370 1440 1550 6,08 1,11 4,81 0,64

Выбираем индивидуальную схему пылеприготовления с прямым вдуванием пыли в топочную камеру для работы на горячем воздухе под давлением.

Выбор типа углеразмольных мельниц определяется размолоспособностью топлива, выходом летучих веществ, требуемой тонкостью пыли. По табл.1.3 [1] определяем тип мельницы. Т.к. VГ без ограничений коэффициент размолоспособности КЛО=1,09<1,1, а тонкость пыли R90=10-25, то для приготовления пыли выбираем шаровую барабанную мельницу (ШБМ). ШБМ по сравнению с другими мельницами требуют большей затраты металла на изготовление и имеют более высокую начальную стоимость. Кроме того, ШБМ расходуют больше энергии на размол и пневмотранспортировку пыли, чем другие виды мельниц, и в связи с этим имеют более низкие экономические показатели пылеприготовления. Поэтому они используются, прежде всего, для тонкого размола топлив с малым выходом летучих веществ (R90=10-25), для размола многозольных и трудноразмалываемых топлив, где применение других типов мельниц становится невозможным.

Из бункера сырого угля топливо (дробленка) подается питателем угля на размол в мельницу. Сюда же поступает часть горячего воздуха для сушки топлива и его дальнейшего транспорта к горелкам. Этот воздух называют первичным воздухом. После отделения грубых фракций топлива в сепараторе готовая пыль вместе с увлажненным

10

воздухом поступает по пылепроводам в горелки. Смесь пыли с воздухом называют аэропылью. Оставшаяся часть горячего воздуха – вторичный воздух – также поступает в горелки по отдельному каналу.

Для повышения надежности системы устанавливаются три мельницы. Аэропыль на выходе из сепаратора разделяется на четыре пылепровода, соединенных с разными горелками, чтобы при остановке мельницы в ремонт не возникло существенного теплового перекоса в топочной камере.

Достоинства схемы с прямым вдуванием заключается в ее простоте, компактности пылеприготовительного оборудования, небольшом расходе электроэнергии на транспорт аэропыли, простой системе автоматизации подачи топлива.

Рис. 3. Схема пылеприготовления

1 – бункер сырого угля. 2 – отсекающий шибер. 3 – питатель угля. 4 – подсушивающая труба. 5 – шаровая барабанная мельница. 6 –сепаратор пыли. 7 – циклон. 8 – мельничный вентилятор. 9 – бункер готовой пыли. 10 – реверсивный шнэк. 11 –распределитель пыли. 12 – питатель пыли. 13 – горелка. 14 – короб горячего воздуха. 15 – клапан присадки холодного воздуха. 16, 17 – отключающие клапаны. 18 – забор холодного воздуха.19 – дутьевой вентилятор. 20 – короб первичного воздуха. 21 – смеситель пыли с воздухом. 22 – клапан-мигалка.

11

2.4. Воздушный тракт, обоснование выбора параметров, обеспечение движения воздуха

Воздушный тракт представляет собой комплекс оборудования для приемки и подготовки холодного (атмосферного) воздуха, его транспортировки и подогрева (рис.4). Атмосферный воздух со средней температурой 25 С с помощью дутьевого вентилятора 1 транспортируется в рекуперативный трубчатый воздухоподогреватель (ТВП) 2 где подогревается до необходимой температуры (325С). Далее поток горячего воздуха делится на две части – первичный воздух (I) и вторичный (II). Первичный воздух идет в углеразмольную мельницу 3 для сушки угольной пыли и ее транспортировки к горелкам (примерно 30 50 % от общего количества воздуха на горение). Температура аэропыли лежит в пределах 80130С. Вторичный воздух идет непосредственно к горелкам 4.

Выбор для данного котла именно ТВП обуславливается твердым топливом. При применении регенеративного теплообменника происходил бы износ торцевых частей теплообменных поверхностей золой, кроме того затруднена дробеочистка от прилипших частиц золы.

ТВП обычно выполняют в виде вертикальной трубной системы. Внутри труб проходят продукты сгорания (продольное омывание), воздух проходит между трубами (поперечное омывание). Для повышения эффективности делается многократное перекрестное движение. Это позволяет приблизиться к противоточной (наиболее эффективной) схеме.

Трубчатый ВП состоит из отдельных элементов (кубов), в которых вертикальные прямые стальные трубы диаметром 40×1,5 мм, расположенные в шахматном порядке, приварены своими концами к горизонтальным трубным доскам. Обычно по ширине котлоагрегата устанавливают несколько колонок воздухоподогревателя, а по вертикали - по несколько кубов. Из одного куба в другой воздух переходит по перепускным коробам.

2.5. Тракт дымовых газов, параметры тракта, организация движения газов. Схемы газовоздушного тракта.

Газовый тракт – комплекс элементов оборудования, по которому осуществляется движение продуктов сгорания до выхода в атмосферу; он начинается в топочной камере, проходит через пароперегреватели, экономайзер, воздухоподогреватель, золоуловитель и заканчивается дымовой трубой. При сжигании 1 кг угля образуются 10-12 м3 дымовых газов. Приблизительный состав: N2, CO2, H2O, SO2, SO3, H2S, NOx. Однако состав уходящих газов и их объем при движении по тракту меняются. Это связано с тем, что котел работает под разряжением и через неплотности и щели корпуса котла просачивается воздух. Температура дымовых газов в топке более 1600 С (в ядре факела достигает 2000С), а разряжение 200 Па, здесь же и наибольшее тепловосприятие (экранные трубы воспринимают до 50 – 60 %).

В топке котла дымовые газы «всплывают», т.к. канал вертикальный, то система может действовать самостоятельно. Скорость в топке снизу-вверх - 4 м/с. Далее газы поворачивают в горизонтальный газоход и двигаются по конвективной шахте. Разряжение в конвективной шахте небольшое – около 40 Па. Необходимо добиться, чтобы температура на входе в конвективную шахту была меньше температуры шлакования,

12

иначе будет происходить процесс горения и разрушаться конвективные поверхности нагрева. После конвективной шахты дымовые газы попадают в опускной конвективный газоход, где проходят через экономайзер и воздухоподогреватель (продольно). При прохождении опускного газохода разряжение дымовых газов вновь возрастает. Далее газы попадают в золоуловитель и дутьевыми вентиляторами выбрасываются через трубу в атмосферу.

Рис.4. Газовоздушный тракт

1 – дутьевой вентилятор. 2 – трубчатый теплообменник. 3 – углеразмольная мельница. 4 – горелка. 5 – топочные экраны. 6 – ширма. 7 – горячий пакет конвективного п/п. 8 – холодный

пакет конвективного п/п. 9 – экономайзер. 10 – золоуловитель. 11 – дымосос. I – тракт первичного воздуха. II – тракт вторичного воздуха

Рис.5. Распределения давления в газовоздушном тракте.

13

2.6. Водопаровой тракт котла, параметры рабочей среды по тракту, схема тракта.

Котел питается специально подготовленной водой, нагретой до температуры tп.в.=230оС, (рп.в.=17МПа). Вода нагревается в системе регенеративного подогрева отработанным турбинным паров (паром из отборов турбины), а затем подогревается уходящими газами котла. Первая поверхность теплообмена - водяной экономайзер.

Змеевиковый экономайзер с шахматным расположением труб находится в верхней части опускной шахты. Концы змеевиков объединены входным и выходным коллекторами. Движение воды в экономайзере восходящее.

Вся питательная вода после водяного экономайзера поступает в испытательные короба барабана; 50% ее от общего расхода на котел из питательных коробов направляется на промывочные листы, протекает по ним и сливается в водяной объем барабана. Остальная вода из питательных коробов сливается непосредственно в водяной объем барабана помимо промывочных листов.

Рис.6 Водопаровая схема котла

1 – конденсаторы насыщенного пара (4 шт.). 2 –вход питательной воды. 3- экономайзер. 4 –воздушник. 5 –выносные циклоны (4 шт.). 6 –барабан. 7 –топочные экраны чистого отсека (10 контуров циркуляции). 8 –входной коллектор радиационного (потолочного) пароперегревателя. 9 – топочные экраны солевого отсека (2 контура циркуляции). 10 – радиационный пароперегреватель (потолочный экран топки). 11 – непрерывная продувка.

14

12 – периодическая продувка (дренажи) контуров циркуляции. 13 – пароохладители первой ступени. 14 – ввод конденсата в пароохладитель. 15 – ширмовой полурадиационный пароперегреватель (первый ход по пару). 16 - ширмовой полурадиационный пароперегреватель (второй ход по пару). 17 –конвективный пароперегреватель, «горячая» ступень, первый ход пара. 18 – радиационный пароперегреватель (потолочный экран). 19 - конвективный пароперегреватель, «горячая» ступень, второй ход пара. 20 – пароохладитель второй ступени. 21 - конвективный пароперегреватель, выходная ступень, первый ход пара. 22 -конвективный пароперегреватель, выходная ступень, второй ход пара. 23 – предохранительный клапан. 24 – выход перегретого пара. 25 –главная паровая защита (2 шт.). 26 – радиационный пароперегреватель (потолочный экран поворотной камеры). 27 – расходомер (шайба) перегретого пара. 28 – измеритель температуры (гильзовая термопара). 29 – измеритель давления (импульсная термопара). 30 - конвективный пароперегреватель, «холодная» ступень. 31 – выходной коллектор пароперегревателя котла (паросборная камера). 32 – радиационный пароперегреватель (потолочный экран поворотной камеры).

Пар из барабана 6 по двенадцати трубам поступает в две камеры потолочного пароперегревателя 10. Половина труб не доходит до задней стенки поворотной камеры, а образует две петли «холодного» пакета 26 и выходит в две камеры 30 (dxδ=32x4 мм, Ст.20). Другая половина труб доходит до задней стенки, возвращается назад до «холодного» пакета, образует еще одну петлю 32 и выходит в те же камеры 30, что и первая половина труб.

Из последних камер двенадцатью перебросными трубами пар перебрасывается в коллекторы крайних ширм 15. Имеется по шесть ширм с каждого края и в каждой ширме по двадцать труб (dxδ=32x4 мм, Ст.12XIМФ). Пройдя крайние ширмы, пар поступает в их выходные коллекторы, а оттуда он направляется в две перебросные камеры 13, являющиеся одновременно пароохладителями первой ступени, куда через клапан 14 из конденсатора 1 поступает конденсат насыщенного пара, использующийся для регулирования температуры перегретого пара. В этих камерах потоки пара перебрасываются с левого края газохода на середину, справа от плоскости симметрии, и наоборот, с правого края – на середину, слева. Далее пар движется во входные коллекторы. После ширм пар собирается в две камеры восьми средних ширм 16 – на каждую камеру приходится по четыре ширмы. В этих камерах происходит перемешивание потоков пара из каждой группы ширм; камеры являются входными для «горячей» части конвективного пароперегревателя.

Из них пар поступает в крайние змеевики 17 (dxδ=32x5,5 мм, СТ 12XIМФ) предвыходной части пароперегревателя. Пройдя крайние змеевики, пер посредством двух промежуточных камер перебрасывается в средние змеевики 19 (геометрические параметры такие же как и у первого хода) этой предвыходной части. Из них пар движется в две промежуточные камеры 20, являющиеся пароохладителями второй ступени. В них происходит наряду с необходимым уменьшением температуры переброс потоков с середины, слева (справа) от плоскости симметрии на правый (левый) край.

Из пароохладителей пар направляется в крайние змеевики 21 (геометрические параметры такие же как и у первого хода). После выхода из крайних змеевиков, также

15

через промежуточные камеры, пар уходит в средние змеевики 22 выходной части. Наконец, из выходных камер средних змеевиков пар отводится в паросборную камеру 31 посредством двенадцати труб. Далее через главную паровую 25 задвижку перегретый пар попадает на турбину.

16

Рис. 8 Схема водопарового тракта барабанного парового котла

1 – вход питательной воды; 2 ,3 – экономайзеры первой и второй ступени; 4 – конденсатор собственного конденсата; 5 – топочные экраны; 6 – входной коллектор радиационного пароперегревателя; 7 – пароохладители первой ступени; 8 – ширмовый пароперегреватель; 9 – радиационный пароперегреватель (потолочный экран топки и горизонтального газоход); 10 – пароохладители второй ступени; 11 – конвективный пароперегреватель второй ступени (первый ход); 12 - конвективный пароперегреватель второй ступени (второй ход); 13 – конвективный пароперегреватель первой ступени; 14 – радиационный пароперегреватель (потолочный экран топочной камеры); 15 – выход пара; 16 – выходной коллектор радиационного пароперегревателя и первой ступени конвективного пароперегревателя; 17 – выносной циклон.

17

Глава третья

ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЛА.

Температура уходящих газов оказывает решающее влияние на экономичность работы парового котла, так как потеря энергии с уходящими газами является при нормальных условиях эксплуатации наибольшей в сравнении с суммой других потерь. Существенное влияние на выбор температуры уходящих газов оказывает также температура питательной воды. С ее ростом КПД термодинамического цикла увеличивается, а КПД котла падает. Температуры уходящих газов и питательной воды должны быть выбраны такими, чтобы сумма эксплуатационных и капитальных затрат стремилась к минимуму.

По табл.1.4 [1] при Wп≤0.7, Р=14-18 МПа, tпВ =220С из интервала допустимых температур 120-130 С примем температуру уходящих газов 130 С для обеспечения надёжности котла.

Выбор температуры воздуха на входе в воздухоподогреватель определяем, учитывая влажность топлива и содержание серы в рабочей массе. По табл.1.5 [1] примем t’вп=65 С (c условием исключения сернокислотной коррозии). Производится предварительный подогрев воздуха от t’хв=30 С до t’вп отборным паром турбины в калориферах, установленных перед ВП (внешний подогрев). При этом потери теплоты с уходящими газами будем считать по отношению к t’хв=30 С, а располагаемая теплота топлива в уравнении теплового баланса увеличится на величину t’вп- t’хв.

Температура горячего воздуха при сжигании топлива определяется его характеристиками и организацией сжигания. По табл.1.6 [1] для топок с твёрдым шлакоудалением, каменного угля при Vг≤25% принимаем 320 С (учитываем высокую влажность угля).

Коэффициент избытка воздуха αт выбираем из табл.1.7 [1] для камерной топки с твёрдым удалением шлака и твёрдого топлива. Принимаем αт =1,15.

Расчётные присосы воздуха холодного воздуха: αт =0,08

αш =0

αпе =0,03

αэк =0,02

αвп =0,03

αпл =0,04

αгор =αт-αт =1,07

гв =αгор -αпл =1,07-0,04=1,03

№ Величина Обозначение Единица Обоснование Значение18

измерения

1Диаметр и толщина

экранных труб d x δ мм Чертежи котла 60×6

2 Шаг труб S1 мм ------ 64

3 Ширина топки a м ------ 9,3

4 Глубина топки b м ------ 5,25

5 Расход перегретого пара Dп.п кг/с Задание 88.89

6 Расход питательной воды Dп.в кг/с ------ 88.89

7Температура перегретого

пара при выходе из горячего пакета

tпе ˚С ------ 545

8Температура питательной

воды tп.в ˚С ------ 230

9 Энтальпия рабочей средыhп.п

hп.в

кДж/кг ------3450

993

10

Энтальпия теоретического объёма газов при

температуре уходящих газов

H˚г.ух кДж/кг Табл. П 4.2 1843

11

Энтальпия теоретического объёма воздуха при

температуре уходящих газов

H˚в.ух кДж/кг ------ 1618

12Теплота газов рециркуляции rрцHг.отб кДж/кг Задание 0

13Температура холодного

воздуха tх.в ˚С Табл. 1.5 30

14Температура горячего

воздуха tг.в ˚С Табл. 1.6 320

15Температура газов на

выходе из топки υт” ˚С Табл. 4.7 1150

16

Энтальпия газов на выходе из топки Hт” кДж/кг Табл. П 4.2 12006

19

17Температура уходящих

газов

υух”˚С Табл. 1.4 160

18Потери теплоты с

химическим недожогом q3 % Табл. 4.6 0

19Потери теплоты с

механическим недожогом q4 % Табл. 4.6 1

20Коэффициент избытка

воздуха в газах на выходе из топки

αт - Табл. 1.7 1.15

21 Присосы воздуха в топке Δαт - Табл. 1.8 0.08

22 Присосы воздуха в ширмах Δαш - ------ 0

23Присосы воздуха в

горячем пакете пароперегревателя

Δαпе - ------ 0.03


экономайзере Δαэк - ------ 0.02


воздухоподогревателе Δαвп - ------ 0.03

26Разрежение дымовых газов

на выходе из топки sт” Па Задание 40

20

Глава четвертая

МЕТОДИКИ ТЕПЛОВЫХ РАСЧЕТОВ, РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

4.1. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания.

Расчёт теоретического объёма воздуха производим, исходя из рабочей массы топлива.

Теоретический объём воздуха:

Vв0 =0,0889*(C +0,375*S )+0,265*H -0,0333*O =

=0,0889*(59,6+0,375*0,4)+0,265*4,2-0,0333*10,5=6,075 м3 /кг .

Теоретические объемы продуктов сгорания:

V N2

0 =0 , 79V в0+0 , 008⋅N р =4 ,8080

м3 /кг;

V RO2

0 =0 , 0187⋅(C p +0 , 375⋅S p )=1 , 1173 м3 /кг;

V H 2O0 =0 ,111⋅H p +0 , 0124∗W p +0 , 0161⋅V b

0 =0 , 6384 м

3 /кг ;

м3 /кг.

Действительные объемы продуктов сгорания при избытке воздуха в газоходах α i>1определяем по формулам:

V H 2O=V H2O0 +0 ,0161(α i−1)V в

0

, V Г=V Г0 +1, 0161(α i−1)V в

0.

Таблица 2.Результаты расчета объемов воздуха и продуктов сгорания.

Величина и расчетная формула

Газоход

Топочная камера

Ширмы Паро-перегреватель

ЭкономайзерВоздухо-

подогреватель

Коэффициент избытка воздуха за

поверхностью нагрева

α''= αт+∑ Δ αi

1,15 1,15 1,18 1,20 1,23

Средний коэффициент избытка воздуха в

поверхности нагрева

1,11 1,15 1,165 1,19 1,215

21

V Г0 =V RO2

0 +V N2

0 +V H 2O0 =6 , 5637

αср

Объём водяных паров, м3/кг,

VH2O=V0H2O+0.0161(αср-1)V0

в

0,6492 0,6531 0,7020 0,6570 0,6594

Полный объём газов, м3/кг,

Vг=V0г+0.0161(αср-1)V0

в

6,5745 6,5784 6,6273 6,5823 6,5847

Объёмная доля трёхатомных газов

rRO2= VRO2/ Vг

0,1699 0,1698 0,1686 0,1697 0,1697

Объёмная доля водяных паров

rH2O= VH2O / Vг

0,0971 0,0993 0,0963 0,0970 0,0969

Доля трёхатомных газов и водяных паров

rп= rRO2+ rH2O

0.267 0,2691 0,2649 0.2667 0,2666

Безразмерная концентрация золовых

частиц, кг/кг

μзл=АРаун/100Gг

0,0174 0,0173 0,0170 0,0167 0,0163

22

4.2. Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания.

Энтальпии теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания, кДж /м3, при

расчетной температуре υ ,∘C , определяют по формулам:

ввв cVH 00

;

H Г0 =(V RO2

c RO2+V H2O

0 cH2 O+V N2

0 c N2)ϑ .

Также эти параметры можно определить по табл. П4.2.[1].

Энтальпии продуктов сгорания при α >1

H Г=H Г0 +(α−1 )H в

0+ Н зл .

В приведенных формулах: cв , c RO2 ,

c H2 O , c N2 - теплоемкости соответственно воздуха,

трехатомных газов, водяных паров и азота при постоянном давлении, кДж /( м3 K ) ; Н зл - энтальпия золы:

H зл=0 ,01⋅а ун⋅А р⋅сзл⋅υ , где с зл - теплоёмкость золы, кДж/(кгК), берём из табл.2.2 [1].

Таблица 3. Результаты расчета энтальпий продуктов сгорания.

Поверхность нагрева

Температура за

поверхностью

Н0г Н0

в (α-1) Н0в Нзл

Нг= Н0г+(α-

1) Н0в+ Нзл

Δ Нг

Топочная камера, зона ядра факела

αт=1.15

2300

2100

1900

1700

1500

1300

25875

23323

20898

18497

16062

13744

21657

19647

17545

15491

13578

11609

3249

2947

2632

2324

2037

1741

-

457

404

356

301

234

29124

26727

23934

21177

18400

15719

2397

2793

2757

2777

2681

-

Верхняя часть топочной камеры,

фестон, ширмы αт=1.15

1300

1100

1000

13744

11420

10233

11609

9756

8748

1741

1463

1312

234

190

169

15719

13073

11714

2646

1359

-

23

Пароперегреватель αп.е= 1.18

900

800

700

600

500

9125

8000

6903

5845

4811

7819

6877

5954

5048

4161

1407

1238

1072

909

749

151

133

115

97

80

10683

9371

8090

6851

5640

1312

1281

1239

1211

-

Экономайзер αэк=1.20

400

300

200

3796

2808

1846

3293

2442

1616

659

488

323

62

46

29

4517

3342

2198

1175

1144

-

Воздухоподогреватель αвп=1.23

200

150

100

1846

1375

910

1616

1207

802

372

278

184

29

21

14

2247

1674

1108

573

566

-

24

4.3. Распределение тепловосприятий по теплообменным поверхностям котла Тепловой баланс котла

Таблица 4.

№ п/п

Рассчитываемая величина

Обозна-чение

Единица

измере-ния

Формула или обоснование Расчёт

1Располагаемая теплота топлива

Qpp кДж/кг

Qрр = Qн

р∙103 + Qтл + Qвнш +

+ Qпф - Qк = 22990+25.54+297.505+0-0 = 23313

23313

2Теплота воздуха, поступающего в топку

Qв кДж/кг

Qв = (αт – Δαт – Δαпл)H0гв+

+(αт+ Δαпл)H0хв =

(1,15-0,08-0,04)∙3293+

+(1,15+0.04)∙240.57=3678

3678

3Полезное тепловыделение в топочной камере

Qт кДж/кг Qm=Q pp 100−q3−q6

100+Qв=¿23313 100−0−0

100+3678=2699126991

25

0 600 1.2 103 1.8 103 2.4 103 3 1030

6 103

1.2 104

1.8 104

2.4 104

3 104

H

U

№ п/п



Единица

измере-ния


4Адиабатическая температура

υа °C Табл. 3 при Qт 2122

5Температура газов на выходе из топки

υт” °C Табл. 4.7 [2] 1150

6Энтальпия газов на выходе из топки

Hт’’ кДж/кг Табл. 3 13962

7Тепловосприятие топки

Qл кДж/кг

Qл=φ(Qт–H”т) = 0,995*(26991-13962)=

= 12964

12964

8Температура газов перед ширмами

υш’ °C υш

’ = υт’’ 1150

9Энтальпия газов на входе в ширмы

Hш’ кДж/кг Табл. 3 13962

10Температура газов на выходе из ширм

υш” °C Табл. 5.3 [2] 1100

11Энтальпия газов на выходе из ширм

Hт’’ кДж/кг Табл. 3 11995

12Тепловосприятие ширм

Qб.ш. кДж/кг

Qбщ=φ(H’ш –H”ш) =

= 0,995*

(13962-11995) = 1957

1957

13Температура газов перед конвективным пароперегревателем

υкпп’ °C υкпп’ = υш

’’

1 000

14Энтальпия газов перед конвективным пароперегревателем

Hкпп’ кДж/кг Табл. 3 11995

15Тепловосприятие конвективного пароперегревателя

Qкпп кДж/кг Qкпп= φ(H’кпп –H”кпп) 2232

16Энтальпия газов на выходе из КПП

Hкпп’’ кДж/кгHкпп’’= H’кпп- Qкпп/ φ=11995-

2232/0,995=97529752

26

№ п/п



Единица

измере-ния


17Температура газов на выходе из КПП

υкпп’’ °C Табл. 3 841

18Расчёт тепловосприятий экономайзера

Qэк кДж/кг табл. 5.3 [2] 1593

19Энтальпия рабочей среды

h кДж/кг Задание3437,1

993,7

20Температура на входе в воздухоподогреватель

t’вп °C Табл. 1.5 [2] 30

21Энтальпия воздуха на входе в воздухоподогреватель

Hвп0’ кДж/кг Табл. 4 241

22Температура воздуха после воздухоподогревателя

tгв °C Табл. 1.6 320

23Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя

Hвп0’’ кДж/кг Табл. 4 3293

24Тепловосприятие воздухоподогревателя

Qвп кДж/кгQвп = (β”вп + Δαвп/2)∙( Hвп

0”- Hвп0’) =

= (1,03 + 0,03/2)∙(3293-241) = = 3189

3189

25Энтальпия газов на входе в воздухоподогреватель

Hвп’ кДж/кгHвп’= H”вп+ Qвп/ φ=

=3293+3189/0,995=62096209

26Температура газов на входе в воздухоподогреватель

υвп’ °C Табл. 4 547

27Температура газов на выходе из воздухоподогревателя

υвп’’ °C Табл. 4 293

27

ΔQ=Qpp η−(Q л+Qбш+Qкпп+Q эк+Qвп )

100−q4

100=¿

=23313∗0.93564−¿1957+2232+1593+3189)100−1

100=¿97

δQ=¿ ΔQ∨ ¿Q p

p ·100 %=¿97∨ ¿23313

· 100 %=0.416 ≤ 0.5 %¿¿

4.4. Расчет КПД котла и расход топлива

Коэффициент полезного действия, %, проектируемого котла определяется из обратного баланса:

ηк=100−(q2+q3+q4+q5+q6 ) .

Задача сводится к определению тепловых потерь для принятого типа парового котла и сжигаемого топлива.

Потеря теплоты с уходящими газами q2 зависит от выбранной температуры газов, покидающих паровой котел, и избытка воздуха и определяется по формуле:

q2=(H ух−α ух⋅Нхв

0 )⋅(100−q4 )

Qpp

,

где Hух =1789 кДж/кг - энтальпия уходящих газов, определяемая по υ ух=160∘C (табл.3)

при избытке воздуха в продуктах сгорания за воздухоподогревателем; Н хв0

- энтальпия

холодного воздуха (см. табл.12) при расчетной температуре t x . в=30∘C и α=1 :

Н хв0 =Св⋅t хв⋅V в

0=1 , 32⋅tхв⋅V в0=1 ,32⋅30⋅6 . 075=240 . 57 кДж /кг ;

28

Qpp

- располагаемая теплота сжигаемого топлива, кДж /м3. она рассчитывается

следующим образом: Qp

p=Qнр⋅103+Qтл+Q внш+Qпф−Qк=22990+25.54+ 297 .505 +0-0 = 23313 кДж /кг

Где

Qвнш=(βг . в .+ Δαв .п . )⋅( Н вп0 '−Н хв .

0 )=(1 ,03+0 ,03 )⋅(521.235−240 .57)=297 .505кДж /кг Н 'вп

0 =С в⋅t ' вп⋅V в0=1 , 32⋅t ' вп⋅V в

0=1 ,32⋅65⋅6 .075=521 .235 кДж /кг .

Таким образом

q2=(H ух−α ух⋅Нхв

0 )⋅(100−q4)

Qpp =

(1789−1, 31⋅240 .57 )⋅(100−1 )23313

=6 .259 %

Тепловые потери с химическим и механическим недожогом топлива (q3+q4 ) зависят от

вида топлива и способа его сжигания. Так как топливо – уголь, то химический недожог q3

отсутствует, а тепловые потери с механическим недожогом топлива q4 принимаем 1% по табл.4.6[1].

Значение тепловых потерь от наружного охлаждения через внешние поверхности

котла q5 приведено в табл.4.

Потери с физической теплотой удаляемых шлаков q6 невелики и не учитываются, т.к.

Ар=35 % < 2,5⋅Qнр=57. 475 МДж /кг .

КПД котла составит:

ηк=100−(q2+q3+q4+q5+q6)=100−(6. 259+0+1+0 , 422+0)=92 .319 %

Таблица 5. Результаты расчета КПД и расхода топлива

№ п/п

Рассчиты-ваемая

величина


Единица измере-

нияРасчетная формула или обоснование

Решение и

результат

1Коэффициент избытка воздуха

αух –αух = αт+ΣΔαi =

1,15 + 0,08 + 0,03 + 0,02 +0,03 = 1,311,31

2Энтальпии уходящих из котла газов

Hух кДж/кг табл.4 1789

29

№ п/п

Рассчиты-ваемая

величина


Единица измере-

нияРасчетная формула или обоснование

Решение и

результат

3

Потери теплоты с уходящими газами

q2 %q2=

( H ух−α ух⋅Н хв0 )⋅(100−q4)

Qpp

=

(1789−1 , 31⋅240 .57 )⋅(100−1)23313

=6 . 2596.259

4

Потери теплоты с химическим и механическим недожогом

q3+q4 % q3 + q4 = 0 + 1 = 1 1

5

Потеря теплоты от наружного охлаждения

q5 % 0,422

6

Потери теплоты с физической теплотой шлаков

q6 % не учитываем 0

7 КПД котла ηк %ηк=100−(q2+q3+q4+q5+q6 )=¿100−(6 . 260+0+1+0 ,422+0 )=92. 319

92.319

8Располагаемые теплоты топлива

Qpp кДж/кг табл.4 23313

9Расход топлива

B кг/сB=

Dпе⋅(hпе−hпв )+Dпр⋅(hкип−hпв )

Qрр⋅ηк

=

¿88 . 9⋅(3450-993 )23313⋅0.92319

=10 .1510.15

10Расчетный расход

Bр кг/сBp = B(1-0,01q4) = 10.15(1-0,01∙1) =

= 10.0510.05

30

Глава пятая

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТОПОЧНОЙ КАМЕРЫ

Рис.8 Топочной камеры

31

Таблица 6. Результаты расчета топочной камеры

№Рассчитываемая

величина

Обоз-наче-ние

Раз-мерно-

стьФормула или обоснование Расчёт

1Диаметр и толщина

экранных трубdxδ мм По чертежу 60x4

2 Шаг труб S1 мм По чертежу 64

3

Ширина топки

(уточненное значение)

а м По чертежу 9,3

4

Глубина топки

(уточненное значение)

b м По чертежу 5,25

5

Определяемая поверхность

стен топочной камеры

Fст. м2F ст=

1011 Bp Q л

5,67 M ξт ψср TT' ' T а

33√ 1

M 2 ( T а

TT' ' −1)

2

= 1011 ∙ 10,05∙ 129645,67 ∙ 0,468 ∙0,89 ∙0,493 ∙ 1423,15 ∙2395,152

3√ 10,4862 ( 2395,15

1423,15−1)

2

=691,38691,38

6 Расход топлива В кг/с табл. 5 10.15

7 Расход пер.пара Dпе кг/с табл. 1 88.9

8Энтальпия

рабочей средыh кДж/кг Задание 3450

9Расчётный

расход топливаBP кг/с табл. 5 10.05

10Расход рабочей

средыD кг/с Задание 88.9

11Располагаемая

теплота топливаQp

p кДж/кг табл. 4 23313

12 КПД котла ηк % табл. 5 92.319

13Потеря теплоты

с уходящими газами q2 %

табл. 5 6.259

32

14Энтальпия

уходящих из котла газов

Нух кДж/кг табл. 3 1789

15

Энтальпии теоретических объёмов газа и

воздуха

Нг0

Нв0

кДж/кг табл. 118431618

16Коэффициент

избытка воздухаαух - табл. 5 1,31

17Температура

уходящих газовυух

0С табл. 1 160

18Потери теплоты с химическим

недожогом

q3

q4%

табл. 501

19Потери теплоты

от наружного охлаждения q5 %

табл. 5 0,422

20

Потери теплоты с физической

теплотой шлаков

q6 %табл. 5 0

21Удельное

тепловоспри-ятие топки котла

Qл кДж/кг табл. 4 12964


сохранения теплоты

φ - Ø=1−q5

ηк+q5=1− 0.422

92.319+0.422=0.995 0,995

23

Полезное тепловыделе-

ние в топочной камере

Qт

кДж/кгтабл. 4 26991

24 Теплота воздуха Qв кДж/кг табл. 4 3678


холодного воздуха

t х . в0С табл. 1 30


горячего воздуха

t г . в0С табл. 1 320

33


газов на выходе из топки

υт” 0С табл. 2 1150

28Теплота газов рециркуляции

rрцHг.отв кДж/кг Задание 0

29Энтальпия газов

на выходе из топки

Нт” кДж/кг табл. 4 11995


положения ядра факела в топке М -

M=0 , 59−0 ,50 X Т=¿0 , 59−0 ,50⋅0 ,209=0 , 486

0,486


теплового излучения топки

ξт

-ξТ=

ξф

ξф+(1−ξф)ψср=¿ 0,8

0,8+(1−0,8 )0,493=¿ 0,890,89

32

Коэффициент теплового излучения

факела

ξф

-ξф=1−е−kpS=1−е−2,638 ∙0,1 ∙ 6,12=0,8 0,8

33

Коэффициент ослабления

лучей топочной средой

k 1/МПа

k=kr ∙ rn+k зл∙ µзл+kk=0,798+1,34+0,5=2,638

k r ∙ rn=(7,8+16 r H 2O

√rп S−1)(1−0,37

T T' '

1000 )r п=(7,8+16 ∙ 0,0971√0,267 ∙6,12

−1)(1−0,37 (1150+273,15 )1000 )0,267=0,798

k зл ∙ µзл=43 ρг µзл

(TT' ' dзл )0,67 =

43 ∙1300∙ 0,0174(1423,15∙13 )0,67 =1,34

k k=0,5

2,638

34Разрежение

газов в топкеS”т Па Задание 40

35

Эффективная толщина

излучающего слоя в топке

S м2

V minT =

B pQнp

qv=10,05∙ 22990

175=1320

V TP=(3−

ϑ T' '

625 )( 28Qн

p )0,5

∙ V m∈¿T=1689,824¿

F стр =7 (V T

P)23=993,1

S=3,6V T

P

Fстр =3,6 1689,824

993,1=6,12

6,12

34

36

Коэффициент тепловой

эффективности экранов

ψ -ψ=ξ⋅x=0,5⋅0 ,987=0 , 493 0,493

37

Условный коэффициент загрязнения

экрановξ -

табл.4.8 [2] 0,5

38Угловой

коэффициент экрана

х - x=1−0,2( Sd−1 )=1−0,2(64

60−1)=0 ,987 0,987

39

Абсолютная температура

газов на выходе из топки

Тт” К T T

' '=ϑT' '+273,15=1150+273,15=1423,15 1423,15

40Абсолютная температура

горения в топкеТа К T a

' '=ϑ a+273,15=2122+273,15=2395,15 2395,15

41

Адиабатиче-ская темпе-

ратура газов в топке

υа0С

Принимаем Hг=Qт, определяем из графика

Н=f()2122

42

Поверхность части топки,

расположенной над призматиче-

ской частьюFвч м2

по чертежу

188,71

43

Поверхность части топки,

расположенной под призматиче-

ской частьюFнч м2

по чертежу

66,542

44

Поверхность призма-

тической части топки

Fпр м2

Fпр= Fст - Fвч –Fнч=691,38-188,71-66,542=436,13

436,13

45

Высота призматиче-ской части

топкиhпр м

hпр = Fпр/(2ат+2bт) = 436,13/2*(9,3+5,25) = 14,99

14,99

35

46Общая высота

топкиhт м hт = hвч+hпр+hнр = 6,1+14,99+3,36= 24,45 24,45

47 Объем топки Vт м3 V T=(Fст

7)

32=( 691,38

7)

32=981,58 981,58

48

Тепловое напряжение топочного

объема

qVT кВт/м3 qV

T=Bp∙ Qн

p

V T=10,05 ∙ 22,99

14487,48=0,0159 0,0159

49

Среднее тепловое

напряжение поверхности

нагрева топочных экранов

qл кВт/м2q л=

BpQ л

Н л=10,05 ∙12964

682,39=190,93 190,93

50

Лучевоспри-нимающая

поверхность нагрева экранов

Нл м2Н л=Fст χ=691,38 ∙0,987=682,39 682,39

51Комплекс,

вычисленный по рис.4.4

ВрQт/Fст

кВт/м2 рис 4.4 [2] 370

52

Поверхность стен топки,

вычисленная по рис.4.4

Fном м2

Fном=Bp Qт

(Bp Qт

Fст )=10,05∙ 26991

370=733,13

733,13

53

Относительная несходимость

значений поверхности стен топки

δFст %δ F ст=

F ст−Fстном

Fст=691,38−733,13

691,38∙100 %=6,04 %6,04

36

4.3. Расчёт ширмового пароперегревателя.

Ширмовые пароперегреватели обычно представляют собой систему труб, образующих плоские плотные ленты с входными и выходными коллекторами. Вертикальные ширмы размещают на расстоянии 600 — 1000 мм одна от другой. Ширмы подвешиваются своими коллекторами. Основные преимущества ширм — сочетание лучистого и конвективного теплообмена, что обеспечивает им высокую тепловую эффективность при незначительном сопротивлении с газовой стороны. Ширмовые пароперегреватели воспринимают до 50% теплоты, идущей на перегрев. Размягченные частицы золы непрерывно налипают на ширмы и затвердевают на трубах. Но вследствие вибрации труб ширмы самоочищаются, и отложения не достигают большой толщины. Лишь в случае сильношлакующих топлив могут образоваться плотные отложения. Недостаток вертикальных ширм с верхним расположением коллекторов — недренируемость. По длине и конфигурации трубы ширм резко различаются между собой. Параллельно включенные трубы обогреваются неодинаково. Особенно сильному обогреву по сравнению с остальными подвержены лобовые трубы. Все это приводит к тому, что наиболее аварийными оказываются внешние трубы ширм. Повышение надежности ширм достигается изготовлением одного или нескольких наиболее теплонапряженных труб из более жаропрочной стали или большего диаметра, закорачиванием внешних труб, защитой внешних труб обрамляющими трубами другой, более низкотемпературной поверхности нагрева.

Обычно ширмовые поверхности выполняются из гладких труб. На ряде станций опробо-ваны мембранные ширмы из плавниковых труб. Они меньше шлакуются, легче очища-ются от наружных загрязнений, трубы ширм не выходят из ранжира.

38

Таблица 4.3.1 Исходные данные для теплового расчёта.

#Рассчитываемая

величина


Размерность


1Диаметр и

толщина трубdxδ мм По чертежу 32х4

2Число ширм,

лент

nш

nл- ------ 20

3Число труб в ленте ширм

nтр

- ------ 20

4Число ходов

пара в ширмах

nх

- ------ 2

5Поперечный шаг

ширм

s1

мм a/(nш+1)=9,3/(20+1)=0,443 м 443

6Продольный шаг

труб в ленте ширм

s2

мм По чертежу 35

7Относительный поперечный шаг

σ1

-s1/d=443/32=13,844

13,844

8Относительный продольный шаг

σ2

-S2/d=35/32=1,094

1,094

9Поверхность нагрева ширм

Fш м2 Fш=2⋅hш⋅cсоб⋅nш⋅xш=¿2⋅6,1⋅1 , 394⋅20⋅0 , 94=319 ,728

319,728

10 Средняя высота hш м По чертежу 6,1

11

Глубина ширм по ходу газов

между крайни-ми образующи-

ми

cсобм

cсоб=((nтр−1 )⋅s2+d )⋅nх=¿((20−1 )⋅0 , 35+0 , 32)⋅2=1, 394

1,394

39

12Угловой

коэффициент ширм

xш - Рис. 5.19 0,94

13

Дополнитель-ная поверхность

экранов в газоходе ширм

Fдоп м2

Fдоп=2с⋅(a+hш )=2×1 ,394⋅( 9,3+6 .1 )=¿42 .935

42.935

14Поверхность

входного окна ширм

Fвх

м2Fвх=( с+hвх )⋅a=¿(0,2+6,1)⋅9,3=58 ,59

58,59

15

Лучевосприни-мающая

поверхность ширм

F л. ш м2F л. ш=Fвх

Fш

Fш+Fдоп=

¿58 , 59⋅319 ,728319 ,728+42 .935

=51 , 65451.654

16Живое сечение

для прохода дымовых газов

FГ м2

FГ=2⋅Fвх⋅F вых

Fвх+Fвых=

¿2(0,2+6,1 )⋅(9,3−20⋅0 ,032 )×5,6(9,3−20⋅0 ,032 )(6,3+5,6)⋅(9,3−20⋅0 ,032)

=

¿51 ,349

51,349

17Живое сечение

ширм для прохода пара

Fп м2 Fп=nш⋅nтр⋅π⋅dвн

2

4⋅nх=20⋅20⋅π⋅0 ,0242

4⋅2=0 ,0905 0,0905

18

Эффективная толщина

излучающего слоя в ширмах

s

мs= 1,8

1hш

+ 1s1

+ 1c

= 1,81

6,1+ 1

0 ,443+ 1

1 ,394

=0 ,573 0,573

40

Таблица 4.3.2 Результаты теплового расчёта ширмового пароперегревателя.


величина





газов на входе в ширмы

ϑ ш' ∘C Принимается ϑ ш

' =ϑ т' '

1150

2

Энтальпия

дымовых газов на входе в

ширмы

Hш' кДж /кг Табл. 4 13962

3

Лучистое тепло, воспринятое плоскостью

входного сечения ширм

Qл . вх кДж /кг

β= Aυт

''=1100

1150=0 , 957

Qлвх=

β∗ŋ∗q лш∗F вх

Вp=

0.957∗0.8∗190.93∗58.5910.05

¿ 852,184

852,184

4

Поправочный коэффициент

для учёта излучения на

пучки за ширмами

ξп - 5.20 0,5


газов на выходе из ширм

ϑ ш' '

∘C табл. 4.71100

6Средняя

температура газов в ширмах

ϑ ш∘C

ϑ ш=ϑш

' +ϑш' '

2=(1150+1100 )/2=1125

1125

7Произведение

pп s pп s МПа⋅м pп s=p⋅rп⋅s=0,1⋅0 . 267⋅0 , 573=0 ,0153 0,0097

8

Коэффициент ослабления

лучей трехатомными

газами

k г1

МПа⋅м Рис. 6.12 11

41

9То же эоловыми

частицамиk зл

1МПа⋅м Рис. 6.13 72

10Оптическая толщина для

ширмkps -

kps=( kг ∙ rn+k зл∙ µзл ) ∙ p ∙ s=¿

(11 ∙0,267+72 ∙0,0174 )∙ 0,1 ∙0,573

¿0,24

0,24

11Концентрация

золы в дымовых газах ширм

μзл кг/кг Табл. 20,0174


излучения газовой среды

ξ - Рис. 4.3 0,21

13

Угловой коэффициент с

входного на выходное

сечение ширм

ϕш -

ϕш=√(сs1

)2+1−сs1

=√(1 ,3940 , 443

)2+1−1, 3940 , 443

=

¿0 , 1550,155

14

Теплота излучения из

топки и ширм на поверхности,

расположенные за ширмами

Q л . выхкДж /кг

Q л . вых=Q л . вх (1−ξ )⋅ϕш

β+

5,7⋅10−11⋅F л . вых⋅T ср4 ⋅εп

B р=

¿852 , 184⋅(1−0,2 )⋅0 , 1550 ,957

+

+5,7⋅10−11⋅(5,6⋅9,3 )⋅11254⋅0,510 .05

=346 , 989

549.321

15

Теплота, полученная

излучением из топки ширмами

и дополни-тельными

поверхностями

Q л .ш+доп кДж /кгQ л . ш+доп=Qл . вх−Q л . вых =852,184-

-549.321=302.863302.863

16

Количество лучистой теплоты,

воспринятой излучением из

топки ширмами

Q л . ш кДж /кг Q л .ш=Q л .ш+доп−Qш

л . экр=302.863-

-12.819=290,044

290,044

42

17

Количество

лучистой теплоты,

воспринятой излучением из

топки доп. поверхностями газохода ширм

Qш

л . экр кДж /кгQ

шл . экр=Q л . ш+доп⋅F

шл . экр

F л. ш+Fшл . экр

=

¿302 .863⋅2 ,28351,654+2 ,283

=12.819

12.819

18Энтальпия газов

на выходе из ширм

Hш' ' кДж /кг Табл.3 12895

19

Тепловосприя-тие ширм и доп. поверхностей по

тепловому балансу

Qб .ш+доп кДж /кг Qб . ш+доп=ϕ⋅( Hш' −Hш

' ' )=¿0 ,995⋅(13962−12895 )=1061 ,665

1061.665

20

Тепловосприя-тие ширм по тепловому

балансу

Qб . ш кДж /кгQб .ш=Qб . ш+доп×Fш/ (Fш+Fдоп )=¿1061 .665×319 .728/ (319.728++42. 395)=937 .372

937.372

21

Тепловосприя-тие доп.

поверхностей газохода ширм

по балансу

Qб . доп кДж /кгQб . доп=Qб . ш+доп−Qб .ш=¿1061. 665−937 , 372=124 ,293

124,293


пара на входе в ширмы tш

' ∘CВ соответствии с табл.5.3 422

23Давление пара

на входе в ширмы

рш' МПа ------ 15,3

24Энтальпия пара

на входе в ширмы

hш' кДж /кг ------ 3059

25Прирост

энтальпии пара в ширме

Δhш кДж /кгΔhш=

(Qб . ш+Q л .ш )⋅B p

Dпе−D впр=

¿( 937 ,372+290,044 )⋅10 . 0588 ,9−4 , 444

=146. 059146.059

43

26Энтальпия пара

на выходе из ширм

hш' ' кДж /кг hш

' ' =hш' +Δhш=3059+146 .059=3205 , 059 3205,059

27Давление пара на выходе из

ширмрш

' ' МПа В соответствии с табл.5.3 14,7


пара на выходе из ширм

tш' ' ∘C ------- 490

29Средняя

температура tш ∘C

tш=tш

' +tш' '

2=422+490

2=456 456

30

Температурный напор ширмо-вого паропе-регревателя

Δtш ∘C Δtш=ϑ ш−tш=1125−456=669 669

31

Средняя ско-рость движения дымовых газов в

ширмах

wГ м/сwГ=

B p⋅V Г⋅(ϑш+273 )273⋅f Г

=

¿10 . 05⋅6 .5784⋅(1125+273 )273⋅51 , 349

=6 . 5936.593

32

Коэффициент теплоотдачи

конвекцией от газов к

поверхности ширм

α к

Вт/ ( м2 К )Рис. 6.4 62

33Коэффициенты загрязнения и использования

ε , ξ - Рис. 6.15, 6.170,008

0,85

34

Температура наружной

поверхности загрязнений

ширм

t з∘C

t з=t ш+(ε+1α2 )⋅B р (Qб . ш+Q л . ш)⋅103

Fш+Fдоп=

¿456+(0 ,008+12646 )×

¿10 .05 ( 937. 372+290,044 )⋅103

319 , 728+42 ,935 =740 .965

740.965

44

35

Коэффициент теплоотдачи излучением в

ширмах

α л

Вт/ ( м2 К )

Рис. 6.4

α л=α н⋅ε=347⋅0 ,008=2 ,0822,776

36

Коэффициент теплоотдачи от

газов к поверхности

ширм

α 1

Вт/ ( м2 К )

α 1=ξ(α кπ⋅d2⋅s2⋅xш

+α л)=¿0 ,85(62⋅π⋅0 ,032

2⋅0 ,035⋅0 ,94+2 ,776)=82 .876 82.876

37


конвекцией от поверхности к перегретому

пару

α 2 Вт/ ( м2 К )

α 2=αн⋅Сd=2700⋅0 ,98=2646

α2 определяем по рис. 6.7. 2646

38Коэффициент теплопередачи

для ширм k ш

Вт/ ( м2 К )

k ш=α1

1+(1+Q л .ш .

Qб .ш )⋅(ε+1α2 )⋅α1

=

¿82 , 286

1+(1+290,044937 .372 )⋅(0 , 006+1

2646 )⋅82, 286=

¿49 , 222

43.247

39

Тепловосприя-тие ширм по уравнению

теплопередачиQт .ш кДж /кг

Qт . ш=Fш⋅kш⋅Δtш

103⋅Bр

=319 ,728⋅43 .247⋅669103⋅10 .05

=

¿920 , 443920,443

40

Относительная несходимость тепловосприя-

тий ширм|δQш| %

|δQш|=|Qт . ш−Qб .ш|Qб .ш

100 %=

¿|920 ,443−937,372|937,372

100 %=1 , 801,80

41

Заключение по тепловому

расчёту ширмового

пароперегревателя

|δQш|=1,80 < 2%

4.4. Расчёт воздухоподогревателя. 45

Воздухоподогреватель является обязательным элементом современного мощного парового котла. Его роль возрастает с повышением единичной мощности агрегата, что связано с тем, что температура продуктов сгорания за экономайзером ещё значительна

(300∘C ). Утилизация этой теплоты в воздухоподогревателе снижает темпера-туру

уходящих газов до 120-160 ∘C . Подогрев котла повышает КПД котла. Трубчатый

воздухоподогреватель (ТВП) прост в изготовлении, но требует большого расхода металла и занимает большой объём. ТВП обычно выполняют в виде вертикальной трубной системы. Трубы своими концами приварены к трубным доскам и расположены в шахматном порядке. Толщина нижней трубной доски 20-25 мм, верхней 15-20 мм.

Внутри труб проходят продукты сгорания (продольное омывание), теплота которых передаётся воздуху, движущемуся между трубами (поперечное омывание). При этом образуется перекрестный ток рабочих сред. Приблизиться к противоточной схеме можно, направив воздух в межтрубном пространстве с многократным перекрестным движением. Делением воздухоподогревателя промежуточными перегородками — досками на ряд по-следовательных по воздуху ходов достигается оптимальная по условиям теплопередачи скорость воздуха. В местах поворота воздуха из одного хода в другой установлены воздушные перепускные короба. Воздухоподогреватель имеет наружную стальную обшивку и нижней трубной доской опирается на раму, связанную с колоннами каркаса котла. Трубная система расширяется кверху, причем верхнюю трубную доску соединяют с расположенным выше газоходом линзовым компенсатором, обеспечивающим свободу термического расширения с сохранением герметичности. Трубчатый воздухоподогреватель выполняют в виде отдельных кубов (секций), удобных для транспорта и монтажа.

Таблица 4.4.1. Исходные даны для расчёт трубчатого воздухоподогревателя.

46


величина




1Диаметр и

толщина трубdxδ мм По чертежу 40х1,5

2Глубина

конвективной шахты

bк . ш м ------ 6,4

3 Ширина пакета bв .п/2 м ------ 2,2

4Ширина

конвективной шахты

aвп м aвп=aт 9,3

5Поперечный шаг трубного пакета

s1

мм принимаем 70

6Продольный шаг

труб

s2

мм --------- 46

7Число труб

поперечного ряда

z1

-n1=

abn−8⋅0 , 05s1

=9,3−8⋅0 ,050 ,07

=128128

8Число труб

продольного ряда

z2

-n2=

bbn/2−2⋅0 ,05s1

=2,2−2⋅0 ,050 ,07

=4747

9Общее число

труб

z0

- n0=2⋅n1⋅n2=2⋅128⋅47=12032 12032

10Площадь живого

сечения для прохода газов

F м2F=

π⋅d2вн⋅n0

4 =π⋅0 , 0372⋅12032

4 =12 ,937 12,937

Таблица 4.4.2 Результаты теплового расчёта трубчатого воздухоподогревателя.

47


величина

Обозначени

е



1

Температура воздуха на входе

в воздухоподогрев

атель

t в .п' ∘ С Табл.1.5 30

2

Энтальпия воздуха на входе

в воздухоподогрев

атель

H0 ' '

в .п

кДж /кг

кДж /м3

Табл.П4.2

П4.3241

3

Температура воздуха на выходе из

воздухоподогревателя

t в .п' '

∘ С Табл.1.6 320

4

Энтальпия воздуха на выходе в

воздухоподогреватель

H0 ''

в . п

кДж /кг

кДж /м3

Табл.П4.2

П4.33293

5

Отношение расхода воздуха

на выходе к теоретически

необходимому

βв .п - 5.8 1.085

6

Присос (переток) воздуха в

воздухоподогревателе

αвп - 1.8 0.03

7

Тепловосприятие


Qв . п

кДж /кг

кДж /м3

Qвп = (β”вп + Δαвп/2)∙( Hвп0”- Hвп

0’) == (1,03 + 0,03/2)∙(3293-241) =

= 31893189

48

8

Температура газов на выходе

из воздухоподогрев

ателя

ϑ ух∘ С 1.4 293

9Энтальпия

уходящих газовH ух

кДж /кг

кДж /м32.18 3262

10

Энтальпия газов на входе в

воздухоподгреватель

Hвп’кДж /кг

кДж /м3Hвп’= H”вп+ Qвп/ φ= =3293+3189/0,995=6209 6209

11

Температура газов на входе в

воз-духоподогревате

ль

ϑ в . п' ∘ С Табл.1.6 547

12

Температура газов на выходе

из воздухоподог-ревателя

ϑ в .п' '

∘ С ϑ в . п' ' =ϑ ух , табл.4 293

13Средняя

температура газов

ϑ в .п∘ С ϑ в . п=

ϑ в .п' +ϑ в .п

' '

2=547+293

2=420 420

14Средняя

температура воздуха

t в .п

∘ Сt в .п=

t в .п' +t в .п

' '

2=320+30

2=175 175

15Температурный

напорΔtвп

∘ С Δtвп =ϑ в .п-t в .п = 420 – 175 = 245 245

16Средняя

скорость газовw г м /c ωг=

Bp∗V г∗(+273 )273 f

=10.05∗6,5847∗(420+273)

273∗12.937=9,619,61

49

17


конвекцией от газов к

поверхности воздухоподогрев

ателя

α кг Вт

м2∗К

α 1=α кГ=αн⋅Сф⋅Сl=32 , 5⋅1,2⋅1=39

рис 6.6

39

18Средняя

скорость воздухаwв м /c ωв=

Bp∗βвп∗V B0∗(t+273)273∗f =

10.05∗1.085∗6,075∗(175+273)273∗12.937 =8.4038.403

19


конвекцией от поверхности к

воздуху в воздухоподогрев

ателе

α кв Вт

м2∗К

α 2=αкв=αн⋅С z⋅С s⋅Сф=86⋅1⋅1⋅0 , 95=

¿81 ,7

Рис 6.5

81,7

20Коэффициент использования

ξ - табл. 6.6 0.90

21Коэффициент теплопередачи

k впВт

м2∗Кk=ξ⋅

α1⋅α2

α1+α 2=0 ,90⋅39⋅81 ,7

39+81, 7=23 ,76 23,76

22

Величина теплообменной

поверхности воздухоподогрев

ателя

F вп м2 Fвп=Qв . п⋅В р

kвп⋅Δtвп=3189⋅10 . 05

23 , 76⋅48 ,3=27 , 93 27,93

23Высота


hвп м hвп=Fвп

π⋅d⋅z0=27 ,93

π⋅0 , 04⋅12032=18 , 47 18,47

24

Минимальная температура

теплообменной поверхности

t впmin ∘ С t вп

min= 0.8∗¿+¿

0.95∗+¿=0.8∗39∗293+81,7∗300.95∗39+81,7

=97,62 ¿97,62

25 Температура точки росы

дымовых газов

t p∘ С t p=t кон+Δt p=41.5+7.986=49.486

t кон=41.5

Δt p=2.01∗3√ Sp

1.054.19∗α ун∗А p =2.01∗ 3√111

1.054.19∗0.95∗0.98 =7.986

7.986

50

26

Высота одного хода

воздухоподгревателя

hх мhх=

Β p⋅βв .п⋅V во⋅( t в .п+273)

273⋅wв⋅zпот⋅(аш−z1⋅d )=

¿10 , 05⋅1 ,085⋅6 ,075⋅(175+273 )273⋅8. 403⋅2⋅( 9. 3−128⋅0 . 04 )

=6 .3246.324

27 Число ходов z ход -

z ход=hвп

hx=18 ,47

6 . 324=2 . 921

Принимаем число ходов z ход=3

3

28Уточнённое

значение высоты хода

hх'

м hх' =hх⋅z ход=6 , 324⋅3=18 . 972 18.972

Управление работой энергетического парового котлаИз-за суточных колебаний потребления электроэнергии необходимо регулировать

мощность турбины, а значит, и паропроизводительность котла.

Это можно осуществить изменением расхода топлива:Bp⋅Qн

р⋅ηка=Dпе⋅(hпе⋅hпв) ,

где Bр – расход топлива, кг/с

Qpн – низшая теплота сгорания топлива, Дж/кг

51

к – КПД котельного агрегата

Dпе – расход пара, кг/с

hпе – энтальпия перегретого пара, Дж/кг

hпв – энтальпия питательной воды, Дж/кг

Так как Qpн, к, hпе, hпв – величины постоянные, то паропроизводительность

котельного агрегата меняют изменением расхода топлива. Автоматическое управление должно обеспечить заданную паропроизводительность при поддержании номинальных параметров пара, при этом необходимо добиться максимального КПД при заданной нагрузке.

Применение автоматических систем регулирования обусловлено большим числом одновременно регулируемых показателей, точностью поддержания основных и промежуточных параметров для достижения высокой экономичности в условиях скоротечности процессов. Автоматическое регулирование осуществляется следующими регуляторами:

- регулятор тепловой нагрузки (РН)

РН изменяет расход топлива, получая сигналы о расходе пара котла (обычно измеряется дифференциальным манометром) и скорости изменения давления воды в барабане, которая является показателем расхождения между выработкой и потреблением пара (этот сигнал измеряется и преобразуется в электрическое напряжение с помощью дифманометра.

Сигналы от первичных приборов поступают к РН, суммируются и усиливаются. Окончательный сигнал, выдаваемый регулирующим прибором, называется сигналом по теплу.

- регулятор подачи воздуха (РВ) поддерживает оптимальное соотношение между расходом топлива и расходом воздуха для обеспечения процесса горения в топке. На регулятор поступают сигналы о расходе топлива и о гидравлическом сопротивлении воздухоподогревателя с воздушной стороны. Для изменения соотношения между расходом топлива и подачей воздуха к горелкам имеется задатчик регулятора воздуха. Исполнительный механизм изменяет подачу воздуха путем поворота лопаток направляющего аппарата в всасывающем коробе дутьевого вентилятора.

- регулятор разряжения в топке (РР) служит для поддержания заданного разряжения в верхней части котла (горизонтальном газоходе) путем регулирования отвода дымовых газов. К РР еще поступает сигнал о РВ (возникающий только при его работе), в результате чего обеспечивается синхронность в изменении подачи воздуха и отвода дымовых газов и поддерживается заданное разряжение в топке.

- регулятор питания котла водой (РП) обеспечивает подачу в барабан необходимого количества питательной воды в соответствии с количеством покидающего барабан пара. На него подаются сигналы об уровне воды в барабане, расходе пара, расходе питательной воды. Электрический сигнал от каждого датчика поступает на РП, где сигналы суммируются, усиливаются и поступают на исполнительный механизм, изменяющий расход питательной воды.

52

- регулятор температуры перегретого пара (РП) поддерживает заданную температуру пара за котлом путем изменения расхода воды на пароохладитель. На него подаются сигналы об отклонении температуры пара на выходе из пароперегревателя (от термопары, установленной на паропроводе перегретого пара) и сигнал, пропорциональный производной температуры пара за пароохладителем и позволяющий исключить перерегулирование за счет инерционности системы. Исполнительный механизм воздействует на регулирующий клапан на линии подачи воды в пароохладитель.

Автоматическая защита котлов при возникновении аварийных режимов

1. Защита котла при повышении давления перегретого пара. Это может произойти в случае внезапного останова турбины и повлечь за собой большие повреждения. Чтобы этого избежать, в конце трактов острого и перегретого пара ставят специальные предохранительные клапаны, через которые пар сбрасывается в атмосферу. Клапаны имеют электрический и грузовой привод.

2. Защита при потускнении факела. В этом случае факел в топке становится неустойчивым и может погаснуть. Для стабилизации факела в топке установлены автономные горелки, в которые подается легко воспламеняемый мазут, они и поддерживают основной факел.

3. Защита при погасании факела. Скопившееся в котле несгоревшее топливо может выгореть со взрывом, что вызовет значительные разрушения в котле. Чтобы предотвратить разрушения при взрыве котел немедленно останавливается соответствующей защитой.

4. Защита при останове тягодутьевых механизмов. Остановка дымососа очень опасна. При этом дымовые газы перестают транспортироваться в трубу, а скапливаются в топке и через различные щели начинают выходить в помещение котельного цеха. Это может создать угрозу жизни и здоровью персонала станции.

При остановке дутьевых вентиляторов воздух перестает подаваться в топку. При этом гаснет факел, начинает образовываться значительное количество оксидов углерода (например, так называемый угарный газ), что также создает угрозу жизни и здоровью персонала станции.

В случае внезапного останова тягодутьевых машин котел немедленно отключается защитой.

5. Защита котла при останове насоса питательной воды. В случае внезапного останова насоса питательной воды вода начинает течь не в котел а из котла, что может вызвать серьезную аварию. Для того, чтобы этого не случилось, в начале пароводяного тракта установлен оборотный клапан. В случае останова насоса питательной воды этот клапан перекрывает трубопровод, лишая тем самым воду возможности течь в обратную сторону. Таким образом, котел может еще некоторое время проработать на уже находящейся в нем воде, а персонал в это время примет меры. Котел останавливается защитой по понижению уровня воды в барабане.

В зависимости от характера технологические защиты подразделяются:

53

- защиты, действующие на останов котла;

- защиты, действующие на снижение нагрузки котла;

- защиты и блокировки по котлу и его вспомогательному оборудованию.

Действие защиты одностороннее, обратный ввод в работу проводится после устранения причин вызвавших срабатывание защиты.

Для аварийного останова котла на щите котла предусмотрен ключ.

Срабатывание любой защиты сопровождается световой и звуковой сигнализацией с фиксацией на индикаторах первопричины, вызвавшей срабатывание защиты.

При переходе на другой вид сжигаемого топлива на котле, необходимые переключения в схемах защит котла производятся с помощью переключателя топлива.

а) Защиты, действующие на останов котла.

К аварийному останову котла приводят следующие нарушения в процессе работы:

- превышение уровня воды в барабане до второго установленного предела (+150 мм)

- спуск уровня -понижение воды в барабане до установленного уровня (-100 мм)

- погасание факела в топке

- отключение двигателей обоих дутьевых вентиляторов или одного из них, если второй не работал

- дистанционное аварийное отключение котла

б) Защиты, действующие на снижение нагрузки котла

К аварийному снижению нагрузки котла приводят следующие нарушения в процессе работы:

- повышение давления в паросборной камере до 145 кгс/см

- отключение одного из двух работающих двигателей

- отключение одного из двух работающих дымососов

в) Защиты и блокировки по котлу и его вспомогательному оборудованию.

- аварийный сброс воды из барабана - при повышении уровня воды в барабане котла на 100 мм от нормального

- загорание отложений ТВП

- блокировки по дутьевым вентиляторам

- блокировки по дымососам

54

- блокировки по дымососам рециркуляции

- автоматика безопасности розжига котла

Индивидуальное задание

В качестве индивидуального задания исследуем зависимость FРВП= f (w г) - зависимость поверхности стен воздухоподогревателя от скорости газа.

Рассмотрим три скорости газа: w г=9,61; w г=8,65;w г=7,69

F вп=Qвп ∙ Bp

kвп ∙ ∆ t вп

1. w г=9,61 м/с

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к поверхности воздухоподогревателя:

α 1=α кг=αн ∙Cф ∙C l=32,5 ∙ 1,2∙1=39 Вт/м2 ∙К

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от поверхности к воздуху в воздухоподогревателе:

α 2=α кв=αн ∙C z ∙ C s ∙Cф=86 ∙ 1∙ 1 ∙0,95=81,7 Вт/м2 ∙К

Коэффициент использования:

ξ = 0,90

Коэффициент теплопередачи:

k вп=ξ ∙α1 ∙ α2

α 1+α2=0,90 ∙ 39 ∙ 81,7

39+81,7=23,76 Вт/м2 ∙К

Тепловосприятие воздухоподогревателя:

Qвп = (β”вп + Δαвп/2)∙( Hвп0”- Hвп

0’) = (1,03 + 0,03/2)∙(3293-241) = 3189 кДж/кг

Температурный напор:

Δtвп =ϑ в .п-t в .п = 420 – 175 = 245 ºC

Расчетный расход:

55

Bp = B ∙ (1-0,01q4) = 10.15 ∙ (1-0,01∙1) = 10.05 кг/с

Величина теплообменной поверхности воздухоподогревателя:

F вп=Qвп ∙ Bp

kвп ∙ ∆ t вп=3189 ∙ 10,05

23,76 ∙ 48,3=27,93 м2

2. w г=8,65м/с


α 1=α кг=αн ∙Cф ∙C l=29,5 ∙ 1,2∙ 1=35,4 Вт/м2 ∙К


α 2=α кв=αн ∙C z ∙ C s ∙ Cф=80 ∙ 1∙ 1∙0,95=76 Вт/м2 ∙К


ξ = 0,90



α 1+α2=0,90 ∙ 35,4 ∙76

35,4+76=21,74 Вт/м2 ∙К


F вп=Qвп ∙Bp

kвп ∙∆ t вп=3189 ∙ 10,05

21,74 ∙ 48,3=30,52 м2

3. w г=7,69м/с


α 1=α кг=αн ∙Cф ∙C l=26,9 ∙ 1,2∙ 1=32,28 Вт/м2 ∙К


α 2=α кв=αн ∙C z ∙ C s ∙ Cф=74 ∙ 1∙1 ∙0,95=70,3 Вт/м2 ∙К


ξ = 0,9056



α 1+α2=0,90 ∙ 32,28 ∙70,3

32,28+70,3=19.91 Вт/м2 ∙К


F вп=Qвп ∙ Bp

kвп ∙ ∆ t вп=3189 ∙ 10,05

19,91 ∙ 48,3=33,33 м2

Построим график зависимости FВП=f (w г)

На основании графика можно сделать вывод, что при уменьшении скорости газов величина теплообменной поверхности воздухоподогревателя увеличивается.

57

7.5 8 8.5 9 9.5 1026

28

30

32

34

F

wã

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Произведён расчёт парового котла БКЗ-320-140 КТ. Проект соответствует принятым стандартам, отклонения от нормы не превышают допустимых. Гарантирую его работоспособность и надёжность работы, рекомендую к промышленному применению.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Ю. М. Липов, Ю. Ф. Самойлов, Т. В. Виленский. Компоновка и тепловой расчет парового котла. – М.: Энергоатомиздат, 1988.

58

2. М. И. Резников, Ю. М. Самойлов. Паровые котлы тепловых электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1981.

3. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. М.: Издательство МЭИ, 1999.

4. В. И. Лезин, Л. Т. Пашков. Описание конструкций парогенераторов с естественной циркуляцией. М.: Издательство МЭИ, 1976.

5. Ю. Ф. Самойлов. Тепловой расчёт энергетического парового котла. М.: Издательство МЭИ, 2007.

59

Мой Курсовой

Documents