Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Содержание
Задание 3
1. Конструкция котельной установки 4
1.1. Краткая характеристика оборудования котельной установки 4
1.1.1. Общие положения 4
1.1.2. Топка 4
1.1.3. Барабан котла и сепарационные устройства 5
1.1.4. Пароперегреватель 6
1.1.5. Регулирование температуры пара 6
1.1.6. Опускной газоход 7
1.1.7. Узел питания котла 7
1.1.8. Отбор проб воды и пара 7
1.1.9. Тягодутьевая установка 7
1.1.10. Регенеративный воздухоподогреватель (РВП) 8
1.2. Пуск котла 8
1.3. Обслуживание котла во время нормальной его эксплуатации 9
1.4. Порядок останова котла 10
1.5. Перечень основных аварийных случаев и неполадок в котельном цехе 10
1.6. Требования по технике безопасности при обслуживании котла 11
1.7. Расчетные температуры газов, перегретого пара, питательной воды по тракту котла 13
2. Тепловой расчет котла 14
2.1. Расчет объемов, энтальпий и избытка воздуха и продуктов сгорания 14
2.2. Экономичность работы парового котла 16
2.3. Тепловой расчет топочной камеры 18
2.4. Расчет ширмового перегревателя 20
2.5. Расчет конвективного перегревателя 24
2.6. Расчет водяного экономайзера 27
2.7. Расчет РВП 30
2.8. Уточнение теплового баланса 31
3. Заключение 32
Список использованной литературы 33
Приложение
Задание
|
Исходные данные |
|||
|
Наименование |
Обозначение |
Значение |
Единица измерения |
|
Топливо |
2Б |
- |
- |
|
Расчетная паропроизводительность котла |
D |
155 |
т/ч |
|
Давление перегретого пара |
рпе |
9,8 |
МПа |
|
Температура перегретого пара |
tпе |
520 |
˚С |
|
Температура питательной воды перед экономайзером |
рб |
20 |
˚С |
|
Температура уходящих газов |
tух.г. |
145 |
˚С |
|
КПД котла на на номинальном режиме |
93,8 |
% |
1. Конструкция котельной установки
1.1. Краткая характеристика оборудования котельной установки
1.1.1. Общие положения
Котел БКЗ-160-100ГМ однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией предназначен для получения пара высокого давления при сжигании мазута и газа.
Котел предназначен для работы со следующими номинальными параметрами:
паропроизводительность 160 т/ч
давление пара в барабане 112 бар
давление перегретого пара 100 бар
температура перегретого пара 540 °C
температура питательной воды 215 °C
Допускается кратковременная работа котла с температурой питательной воды 155 °С без увеличения тепловой производительности.
Диапазон регулирования температуры перегретого пара на выходе из котла +5 °С… -10°С от номинального значения.
Минимально-допустимая нагрузка для котла БКЗ-160-100 ГМ - 80 т/ч.
Регулировочный диапазон нагрузок при работе котла при "холодной" температуре питательной воды 155оС - 80÷146 т/ч.
Регулировочный диапазон нагрузок при работе котла при "горячей" температуре питательной воды 215оС - 80÷160 т/ч.
Котел БКЗ-160-100 ГМ предназначен для совместного и раздельного сжигания газообразного (метан) и жидкого (мазут) вида топлив. Котел оснащен 4 - мя газомазутными горелками типа БКЗ, установленными в два яруса на боковых стенах топки. Нумерация горелок с фронта котла считается:
1 верхние горелки 2
3 нижние горелки 4
Котел оснащен дутьевым вентилятором типа ВДН-22, дымососом типа ДН-20, дымососом рециркуляции дымовых газов ВДНГ-15, регенеративным воздухоподогревателем воздуха РВП-54.
Компоновка котла выполнена по П-образной схеме. Топка представляет собой первый (восходящий) газоход. В верхнем (поворотном) газоходе расположен горизонтальный ширмовый пароперегреватель. Во втором (опускном) газоходе расположены конвективный пароперегреватель и экономайзер.
Диаметр ротора РВП – 5400 мм;
Водяной объём котла - 48,7 м3;
Паровой объём котла - 28,2 м3;
Объём топки - 483 м3.
1.1.2. Топка
Топка открытого типа, призматической формы, полностью экранирована трубами 60х4 (углеродистая сталь Ст.20) с шагом 64 мм. Фронтовой и задний экраны в нижней части образуют слабонаклонный, закрытый шамотным кирпичом, под. Верх топки экранирован трубами потолочного пароперегревателя. Топка в горизонтальном сечении по осям труб противоположных экранов имеет следующие размеры: 7104 х 4416 мм. Экраны топки разделены на 13 самостоятельных циркуляционных контуров, верхние и нижние камеры которых выполнены из труб 219 х 25 (Ст.20). Подвод котловой воды из барабана к нижним камерам экранов осуществляется трубами 133 х 10 (Ст.20), отвод пароводяной смеси из верхних камер экранов в барабан котла, трубами 133 х 10 (Ст.20). Общая поверхность нагрева экранов - 421,4 м2. Пароотводящие трубы заднего экрана проходят внутри газохода котла и служат подвесками заднего экрана. Остальные топочные блоки подвешены с помощью подвесок к потолочной раме. При нагревании топочная камера свободно расширяется вниз. Жесткость и прочность стен топочной камеры обеспечивается установленными по периметру поясами жесткости. Горизонтальные нагрузки от стен топочной камеры и случайных " хлопков" в топке воспринимаются основным каркасом котла через пояса жесткости, специальные шарнирные крепления и упоры. Для повышения плотности топочная камера обшита по трубам металлическим листом толщиной 3 мм. Сверху листа накладывается слой изоляции.
Для организации топочного процесса на боковых стенах топки установлены 4 газо-мазутные горелки в два яруса - по две горелки на каждой стене. Производительность горелки по мазуту 2800 кг/ч, производительность горелки по газу 3600 нм3/ч. Каждая горелка оборудована мазутной форсункой механического распыливания и запально-защитным устройством - ЗСУ-3П. Давление мазута перед горелками 30 кгс/см2, давление пара для продувки и пропарки мазутных форсунок 30 кгс/см2, давление газа - 0,15-0,3 кгс/см2.
1.1.3. Барабан котла и сепарационные устройства
Барабан котла с внутренним диаметром 1600 мм, длиной цилиндрической части 9500 мм. и толщиной стенки 88 мм, выполнен из углеродистой котельной стали 22К. Средний уровень воды в барабане должен поддерживаться на 200 мм ниже геометрической оси барабана. Высший и низший рабочие уровни расположены соответственно на 50 мм выше и ниже среднего уровня.
Контроль за уровнем воды в барабане возможно осуществлять:
1) непосредственно у барабана котла по двум верхним водоуказательным приборам;
2) на щите управления котла по электрическим сниженным указателям уровня (с экрана ПЭВМ, узкопрофильному прибору, регистратору).
Для предупреждения перепитки котла в барабане установлена труба аварийного слива. Для ввода и раздачи фосфатов внутри барабана имеется перфорированная раздающая труба. Для обеспечения равномерного прогрева барабана при растопках и остановах предусмотрен паровой разогрев барабана от соседних котлов насыщенным паром. Вся питательная вода после экономайзера поступает в питательные короба барабана. 50% общего количества воды из питательных коробов направляется на промывочные листы, протекает по ним и через гидравлический подпор сливается в водяной объем барабана. Остальная питательная вода непосредственно из питательных коробов сливается в водяной объем барабана помимо промывочных листов.
Для обеспечения требуемого качества пара на котле применена схема двухступенчатого испарения с выносными циклонами.
Первой ступенью испарения(чистый отсек) является барабан с подключенными к нему циркуляционными контурами. Сепарационные устройства первой ступени испарения расположены в барабане и представляют собой сочетание внутрибарабанных циклонов, барботажной промывки пара, жалюзей и дырчатых листов. Пароводяная смесь из экранов котла, включенных в первую ступень испарения, поступает в распределительные короба, расположенные в барабане, откуда направляется во внутрибарабанные циклоны, где происходит отделение капель воды от потока пароводяной смеси. Вода, отсепарированная в циклонах, сливается в водяной объём барабана.
Сепарационными устройствами второй ступени испарения являются выносные циклоны, выполненные из труб 426 х 28. Во вторую ступень испарения включены задние секции задних блоков боковых стен топки.
В верхней части циклона имеется перфорированный пароприёмный потолок для выравнивания подъёмной скорости пара по всему поперечному сечению циклона, в нижней части расположена крестовина, препятствующая образованию воронок в опускных трубах.
Пар, как из внутрибарабанных, так и из выносных циклонов, поступает в паровой объём барабана, проходит через слой питательной воды, текущей по промывочным листам, а затем поступает в жалюзийный сепаратор. Далее пар проходит через пароприёмный дырчатый лист, который обеспечивает равномерную по длине барабана работу парового объёма, а затем направляется в пароперегреватель котла.
Для обеспечения нормального солевого режима на котле предусмотрены:
1) линия регулирования кратности концентраций по ступеням испарения. Эта линия соединяет водяной объём выносного циклона с нижней камерой заднего среднего блока топки;
2) линия выравнивания кратности концентраций между правой и левой сторонами второй ступени испарения. Эти линии соединяют водяной объём циклонов с нижней камерой задней секции заднего блока противоположного бокового экрана;
3) линия непрерывной продувки циклонов;
4) линия ввода фосфатов.
Эти линии используются непрерывно и корректируются по щитовым приборам и по указанию дежурного персонала хим. цеха, согласно инструкции по ВХР.
Циркуляционная схема предусматривает глубокое секционирование экранов на отдельные контуры, что повышает надежность циркуляции.
1.1.4. Пароперегреватель
Пароперегреватель котла по характеру восприятия тепла делится на 3 части: радиационную, радиационно-конвективную и конвективную.
Радиационная часть выполнена в виде потолочных труб, расположенных в верхней части топки и поворотного газохода; радиационно-конвективная часть состоит из восьми горизонтальных ширм, расположенных с шагом 840 мм в верхней части топки и поворотного газохода. Конвективная часть пароперегревателя состоит из змеевиков 1-й и 3-й ступени, размещенных в опускном газоходе.
Поверхности нагрева пароперегревателя изготовлены:
1)радиационная часть пароперегревателя из углеродистой стали (Ст.20);
2)радиационно-конвективная - из легированной стали (12Х1МФ);
3)конвективная часть:
1-я ступень пароперегревателя из углеродистой стали (4 выходные ряда змеевиков и подвесные панели из легированной стали (12Х1МФ);
3-я ступень пароперегревателя из легированной стали (12Х1МФ).
Движение пара в пароперегревателе происходит двумя раздельными потоками. Каждый поток имеет двухкратный переброс по ширине газохода и полное перемешивание в камерах пароохладителей. Это позволяет снизить температурные перекосы как в потоках, так и между ними.
Пар из барабана котла по девяти трубам 133 х 10 поступает в три камеры 219 х 25 потолочного пароперегревателя. Из камер по 175 трубам 32 х 4, экранирующим верх топки поворотного газохода и заднюю стенку опускного газохода, пар направляется во входные камеры 133 х 13 1-й ступени пароперегревателя, выполненного из труб 32 х 4. Пройдя противотоком 74 пакета змеевиков 1-й ступени и подвесные панели из труб 32 х 4, пар попадает в четыре камеры 133 х 13, из которых восемью трубами 133 х 10 отводится во впрыскивающие пароохладители 1-й ступени. Камеры пароохладителей выполнены из труб 273 х 25. В пароохладителе происходит полное перемешивание пара и переброс его по ширине газохода:из левого пароохладителя в правые ширмы и из правого пароохладителя в левые ширмы. Все ширмы (2-я ступень пароперегревателя) изготовлены из труб 32 х 4. После ширм пар по восьми трубам 133 х 10 направляется во впрыскивающие пароохладители 2-й ступени, камеры которых выполнены из труб 273 х 25. Здесь происходит вторичный переброс пара по ширине газохода. Из пароохладителей 2-й ступени пар поступает во входные камеры 273 х 25 3-й ступени пароперегревателя, выполненной из труб 32 х 4. Пройдя прямотоком 76 пакетов змеевиков 3-й ступени, пар попадает в входные камеры 273 х 36, откуда шестью трубами 133 х 13 направляется в паросборную камеру 273 х 36. Выход пара из паросборной камеры односторонний.
1.1.5. Регулирование температуры пара
Регулирование температуры пара осуществляется комбинированным воздействием на тепловосприятие пароперегревателя по газовой стороне рециркуляцией дымовых газов и по паровой стороне впрысками "собственного" конденсата в пароохладителях.
Рециркуляция дымовых газов благоприятно сказывается на статической характеристике пароперегревателя при работе на мазуте, а основную роль защиты от чрезмерного повышения температуры пара по тракту и поддержания конечной температуры при работе на газе выполняют две ступени впрыскивающих пароохладителей, расположенных соответственно до и после ширм.
Для получения конденсата котел оборудован конденсаторами. Охлаждение насыщенного пара, поступающего из барабана котла в конденсаторы, производится питательной водой, прошедшей первый по ходу воды пакет змеевиков экономайзера. Пройдя змеевики конденсатора, вода через панели экономайзера, экранирующие боковые стены в области горизонтального газохода, направляется во второй пакет экономайзера. Полученный конденсат сливается в конденсатосборник, из которого поступает в пароохладители.
Подача конденсата в пароохладители первой ступени осуществляется за счет перепада давлений между пароохладителем и конденсатосборной камерой, создаваемого с помощью паровых эжекторов, расположенных в камерах пароохладителей.
Подача конденсата в пароохладители второй ступени осуществляется за счет перепада давления между конденсатосборной камерой и камерой каждого из пароохладителей. Расход конденсата в пароохладители второй ступени не должен превышать 5т/ч.
1.1.6. Опускной газоход(экономайзер)
В опускном газоходе расположены конвективный пароперегреватель и экономайзер. Верхняя часть опускного газохода экранирована трубами потолочного пароперегревателя и подвесными панелями пароперегревателя.
Экономайзер выполнен в виде пакетов гладкотрубных змеевиков 32 х 4 из углеродистой стали, расположенных в шахматном порядке и занимающих всю глубину опускного газохода. Экономайзер и 1-я ступень пароперегревателя опираются на балки. Выходная ступень пароперегревателя (3-я ступень) крепится на трубах подвесных панелей. Опорные балки пакетов экономайзера, а также 1-й ступени пароперегревателя выполнены с воздушным охлаждением. Один конец каждой балки соединён с атмосферой, сброс охлаждающего воздуха выполнен на всас вентилятора.
Опускной газоход для уменьшения присосов и повышения экономичности котла снаружи обшит металлическим листом толщиной 4 мм.
1.1.7. Узел питания котла
На котле применена однониточная схема питания . Сниженный узел регулирования питания состоит из основной питательной линии с регулирующим всережимным клапаном Ду - 175 мм и одного растопочного байпаса с регулирующим клапаном Ду - 65 мм. Байпас Ду - 65 предназначен для заполнения котла водой и для первых подпиток при растопке и при повышении параметров при растопке котла. Не допускается работа регулирующего клапана байпаса с перепадом давления 30кгс/см2 и более. При постановке узла питания под давление через байпас клапан Ду - 175 должен быть приоткрыт, а задвижка перед ним закрыта. Он должен быть закрыт при постановке узла питания под давление через основную питающую линию.
1.1.8. Отбор проб воды и пара
Для осуществления химического контроля котловой и питательной воды, пара, впрыскиваемого конденсата на котле имеются устройства для отбора проб. Отборы выполнены из следующих точек:
1) котловая вода из барабана котла - три точки;
2) котловая вода из выносных циклонов - две точки;
3) насыщенный пар из перепускных труб - три точки;
4) перегретый пар из магистрали - одна точка;
5) конденсат насыщенного пара (после установки "собственного" конденсата) - две точки;
6) питательная вода на входе в экономайзер - одна точка;
7) питательная вода на выходе из экономайзера - одна точка.
1.1.9. Тягодутьевая установка
Котельная установка оборудована вентилятором типа ВДН - 20 с характеристикой при рабочем режиме: производительность с запасом 10% - 171,9 х 1000 м3/ч, полный напор с запасом 20% при температуре рабочей среды 45°С - 465 кгс/м2, частота вращения 980 об/мин.
Регулирование производительности вентилятора осуществляется направляющим аппаратом осевого типа.
Для поддержания требуемой температуры воздуха на входе в воздухоподогреватель установлены паровые калориферы типа КВБ-12П в количестве восьми штук. Частичный подогрев воздуха может быть осуществлён путем рециркуляции части горячего воздуха на всас дутьевого вентилятора. При отрицательной температуре наружного воздуха не допускается температура воздуха ниже +5°С на всасе вентилятора.
Котел предназначен для работы под разряжением. Для отсоса дымовых газов на котле установлен один дымосос типа ДН - 22 х 2-0,62 ГМ с характеристикой при рабочем режиме: производительность с запасом 10% -286 х 1000м3/ч, полный напор с запасом 35% при температуре рабочей среды 155°С – 243,4 кгс/м2, частота вращения 745 об/мин. Регулирование производительности дымососа осуществляется направляющим аппаратом осевого типа.
Подача дымовых газов в воздухопроводы перед горелками осуществляется с помощью вентилятора горячего дутья типа ВГДН-15, используемого в качестве дымососа рециркуляции газов. Характеристика ВГДН-15 при рабочем режиме :производительность с запасом 5%-28.7x1000м3/ч, полный напор с запасом 10% при температуре рабочей среды 289°С- 459 кгс/м2, частота вращения 1480 об/мин. Регулирование производительности дымососа рециркуляции газов осуществляется направляющим аппаратом осевого типа.
1.1.10. Регенеративный воздухоподогреватель (РВП)
Регенеративный воздухоподогреватель служит для подогрева воздуха идущего в топку котла до температуры 280 °С. По сравнению с трубчатыми воздухоподогревателями, регенеративные имеют значительно меньшие размеры и занимают меньшую площадь. Затраты металла при эквивалентных количествах передаваемого тепла в регенеративных воздухоподогревателях меньше на 40-45%. Наличие листовой набивки ротора в РВП упрощает замену износившейся поверхности нагрева.
РВП-54 состоит из вращающего на вертикальном валу ротора, внутри которого располагаются пакеты с нагревательными листами определенного профиля. Ротор закреплен на несущем фланце вала, который своей верхней частью закрепляется в направляющем сферическом роликоподшипнике нижней частью опирается на упорно-сферический роликоподшипник, установленный в специальном корпусе на опорной балке металлоконструкции РВП.
Для вращения ротора предусмотрен периферийный электромеханический привод с цевочным зацеплением. Привод сообщает ротору вращательное движение с помощью приводной звездочки, входящей в зацепление с цевочным ободом расположенном на наружной поверхности ротора. Ротор заключен в неподвижный цилиндрический корпус состоящий из двух горизонтальных крышек, связанных между собою цилиндрическим кожухом из отдельных щитов. К крышкам корпуса подсоединяются газовые и воздушные патрубки холодной и горячей стороны РВП. В патрубке имеются лазы для доступа к верхней и нижней частям ротора при ремонтах и обслуживании.
С целью предотвращения перетоков и присосов воздуха в газовую часть, в РВП предусмотрены периферийные и центральные кольцевые уплотнения, а в районе прохода вала через крышки - уплотнения по валу.
Для разделения газового и воздушного потоков, предусмотрены радиальные и аксиальные уплотнения.
РВП устанавливается на опорных металлоконструкциях, снабженных опорной балкой, которые в свою очередь должны устанавливаться на специальные опорные фундаменты.
РВП имеет устройство для очистки поверхностей нагрева, обмывки и обдувки, и устройство для пожаротушения.
1.2.Пуск котла
1. При достижении давления до рабочего котёл должен быть осмотрен с целью выявления течей, парений и других видимых дефектов.
2. Перед включением котла должно быть произведено:
- проверка исправности действия предохранительных клапанов
- проверить положение ИТП;
- включение пробоотборных точек котла по согласованию с лаборанткой химцеха. Отрегулировать точки, чтобы не было парения;
- питание котла через клапан Ду-100, клапан ДУ-175 должен быть выключен;
- проверка содержания железа и гидразина в котловой воде соответствует нормам, утверждённым главным инженером эл/станции.
3. Перед включением котла установить одинаковое давление за ГПЗ и в общем коллекторе.
4. Включение котла производится в следующей последовательности:
- убедиться в открытии магистральных задвижек ПП – 3,4;
- приоткрыть байпас ПП-2 и прогреть его в течении 5 мин. При возникновении ударов закрыть байпас и начать прогрев снова медленно его открывая.
- после окончания прогрева открыть байпас полностью;
- убедиться в отсутствии гидравлических ударов в паропроводе и только после этого открыть магистральные задвижку ПП-2;
- установить нормальную температуру перегретого пара 530÷540 C.
5. После включения котла закрыть продувочные вентиля и дренаж паропровода.
6. Порядок набора нагрузки следующий:
а) при работе на газовом топливе:
- прибавить подачу газа заслонкой, при необходимости зажечь новые горелки;
- прибавить подачу воздуха и отрегулировать одновременно тягу 1-2мм вод столба;
б) при работе на мазуте:
- прибавить тягу;
- увеличить подачу воздуха;
- увеличить подачу мазута клапаном или включением форсунок.
Во время подъема нагрузки поддерживать нормальный эксплуатационный уровень воды в барабане котла (нулевой по прибору и водомерной колонке).
7. При нехватке питательной воды через питательный клапан Ду-100,перейти на нормальное питание котла через Ду-175, предварительно проверив его исправную работу.
Сразу после набора нагрузки и отключения РОУ 100/1.2 проверить и нормализовать параметры на котле:
- уровень нормальный эксплуатационный (на 200 мм ниже геометрической оси барабана)
- температура перегретого пара 530÷540 C;
- давление в барабане котла (не выше 112 ата);
- давление перегретого пара (не выше 100 ата);
- давление мазута и газа после клапанов не ниже значения согласно карты установок.
8. Автоматическое регулирование технологическими процессами на котле.
В режиме автоматического регулирования на котле могут работать следующие регуляторы:
- по расходу питательной воды;
- по расходу непрерывной продувки;
- по разряжению в топке;
- по расходу воздуха на горение;
- по расходу газа.
1.3. Обслуживание котла во время нормальной его эксплуатации
1. Во время работы котла необходимо следить:
а) за нормальным уровнем в барабане (несмотря на наличие автомата питания), не допуская его повышения или снижения за значения, указанные в карте установок на отключение котла;
б) за нормальным давлением перегретого пара, не превышая 100 ата и не допуская резких снижений его;
в) за нормальным солесодержанием котловой воды не допуская его увеличения выше утвержденных норм; регулировка производится изменением расхода непрерывной продувки;
г) за нормальным солесодержанием насыщенного и перегретого пара по регистратору, не допуская резких скачков, что говорит о выбросе воды в пароперегреватель. При резком увеличении солесодержания насыщенного пара нужно разгрузить котел до нагрузки, при которой восстановиться нормальное солесодержание;
д) за нормальным вводом фосфатов, гидразина или др. реагентов по указанию лаборантов химцеха;
е) за нормальной температурой перегретого пара, не допуская ее повышения более 540 ºC и снижения ниже 525 C;
- максимально допустимая температура пара по условиям надежной работы металла п/перегревателя составляет 545 C;
- рекомендуемая температура пара до впрыска l ст. не должна превышать 475 C, на выходе – 405 C, до впрыска II ст. - до 495 C, на выходе – 475 C (но не более 500 С до впр. I. II ст.);
- если нельзя снизить температуру перегретого пара путем увеличения впрыска, уменьшением воздуха и топлива, а температура пара продолжает расти, следует разгрузить котел, принимая меры по снижению температуры пара;
- резкое снижение температуры перегретого пара может привести к подаче в проточную часть турбины воды;
- при резком изменении температуры питательной воды происходит изменение температуры пара (например, при отключении ПВД происходит повышение температуры перегретого пара);
ж) за нормальным горением в топке, не допуская догорания топлива в п/перегревателе;
з) за тем, чтобы все лазы и лючки были закрыты на запоры;
и) за нормальной работой мазутных форсунок, не допуская их шлакования и забивания;
к) за температурой уходящих газов и температурой газов в газоходах;
л) за чистотой поверхностей нагрева;
м) за плотностью газоходов;
н) за исправной работой всех авторегуляторов;
о) за нормальным давлением мазута перед форсунками и температурой подогрева мазута. Минимальное давление перед форсунками составляет 20 ата, температура мазута 130÷135 ºС. При более низком давлении запрещается работать во избежании образования сажистых отложений.
1.4. Порядок останова котла
1. Нормальный останов котла производится следующим образом:
а) необходимо загрузить оставшиеся котлы, а останавливаемый котёл разгрузить. В дальнейшем разгрузка котла происходит за счёт снижения расхода пара через турбины.
б) подготовить схему консервации ;
в) погасить котел защитой по погасанию факела, закрыв газ на горелки либо импульсом от защиты (уровень, температура пара; давления мазута или газа).
После срабатывания отсекателя убедиться в погасании факела в топке, закрытии магистральных задвижек, открытии продувки пароперегревателя (при срабатывании защиты по уровню проверить закрытие питательной задвижки).
г) после погашения факела в топке и вентиляции её, а также газоходов и воздуховодов в течении 10 мин остановить дымососы и вентиляторы.
д) при снижении уровня воды в барабане котла производить его подпитку до + 250 мм. После закрытия подпитки котла открыть рециркуляцию между барабаном и в/экономайзером. Произвести консервацию котла согласно инструкции.
е) во время снижения давления в котле следить за разностью температуры металла барабана, не допуская её выше 80 С.
ж) при останове котла в горячий резерв лазы и направляющие аппараты дымососов не открываются.
При останове котла в ремонт лазы, лючки и направляющие аппараты через 4÷5 часов необходимо полностью открыть.
з) при любом останове котла машинист обязан вести контроль за состоянием конвективного газохода, периодически через каждые 30 мин. делать обход котлоагрегата внутренним осмотром с целью выявления и устранения возможного самовозгорания сажистых отложений (особенно после работы на мазуте).
1.5. Перечень основных аварийных случаев и неполадок в котельном цехе
1. Разрыв главного паропровода.
2. Разрыв питательного трубопровода.
3. Упуск воды из котла.
4. Перепитка котла водой.
5. Вспенивание и заброс котловой воды в паропровод.
6. Разрыв экранной трубы.
7. Выход из строя всех водоуказательных приборов.
8. Загорание уноса в хвостовой части котла.
9. Разрушение обмуровки или появление трещин в ней и нагревание каркаса котла докрасна.
10. Обрыв факела.
11. Образование свищей в экранных трубах.
12. Взрыв газа в газоходах, в топке котла.
13. Повреждение труб в/экономайзера.
14. Разрыв трубы в пароперегревателе.
15. Сброс нагрузки турбиной.
16. Падение давления в питательной магистрали.
17. Останов дымососов.
18. Останов дутьевого вентиляторов.
19. Разрыв трубы мазутной магистрали.
20. Разрыв газопровода.
21. Отключение электрических собственных нужд котельного цеха.
22. Неполадки в мазутном или газовом хозяйстве.
23. Повышение температуры перегретого пара до 550 C.
24. Понижение перегрева до 490 C.
25. Пожар в котельной.
26. Повышение давления в барабане.
27. Несчастные случаи с людьми и др.
28. Останов регенеративных вращающихся воздухоподогревателей.
1.6. Требования по технике безопасности при обслуживании котла
1.Персонал допускаемый к обслуживанию котла должен знать:
а) инструкцию по охране труда машиниста котла;
б) правила безопасности систем газораспределения и газопотребления (ПБ 12-529-03), правила охраны труда при эксплуатации газового хозяйства (ПОТ РМ 026-2003);
в) отравляющее действие газа, допустимые и опасные для человека концентрации газа и методы их определения;
г) перечень имеющихся на электростанции мест, опасных в отношении загазованности;
д) правила производства работ и пребывания в местах, опасных в отношении загазованности;
е) признаки отравления газом;
ж) правила эвакуации лиц, пострадавших от газа, из загазованной зоны и приёмы оказания им первой помощи;
з) правила пользования шланговым противогазом.
2. Спецодежда персонала не должна иметь развевающихся частей, которые могут быть захвачены движущимися механизмами. засучивать рукава спецодежды запрещается. Волосы должны быть закрыты головным убором. Весь персонал должен носить каски.
3. Пуск и даже кратковременная работа механизмов без предохранительных ограждений запрещается.
4. Производство ремонтных работ на не остановленных механизмах и оборудовании, находящихся под давлением и напряжением, запрещается;
5. Запрещается опираться и становиться на барьеры площадок, предохранительные кожуха муфт, подшипники, а так же трубопроводы, конструкции и перекрытия, не предназначенные для прохода по ним и не имеющих специальных ограждений и поручней.
6. При пуске, останове и опрессовке котлов трубопроводов и другого оборудования, находящегося под давлением, на их площадках и вблизи их разрешается находится только персоналу, непосредственно исполняющему эту работу, а так же лицам, имеющим разрешение начальника цеха или его заместителя.
7. При обнаружении свищей в пароводяных трактах тепломеханического оборудования начальник смены должен немедленно определить опасную зону, принять меры к её ограждению с целью предотвращения проникновения людей в эту зону и вывесить плакаты "Опасная зона". В опасной зоне должны быть прекращены все виды работ, приняты меры по удалению из неё персонала и должно быть об этом доложено НСС.
8. При отсутствии устройств, позволяющих опорожнить отключаемое оборудование и трубопроводы, предварительное опорожнение их следует производить ослаблением части болтов фланцевого соединения со стороны, противоположной месту нахождения рабочего.
9. Отключение всех сосудов и другого теплосилового оборудования давлением выше 60 атм,необходимо производить двумя последовательно установленными задвижками, при наличии между ними дренажного устройства с диаметром условного прохода не менее 20 мм, имеющего непосредственное соединение с атмосферой.
В особых случаях, когда схема с бесфланцевой арматурой не позволяет отключить для ремонта участки трубопроводов двумя последовательными задвижками, допускается ремонт трубопроводов или арматуры при надёжности их отключения одной задвижкой. При этом должно отсутствовать парение через открытый на всё время ремонта на отключенном участке дренаж в атмосферу.
10. При опробовании и прогреве трубопроводов после ремонта подтяжку болтов и фланцевых соединений допускается производить при избыточном давлении не выше 5 атм.
11. При обслуживании газопроводов в пределах котла персонал не должен допускать образования в газопроводах взрывоопасных газовоздушных смесей. При включении газопроводы необходимо тщательно продуть газом через продувочные свечи.
Продолжительность продувки газопроводов при его заполнении должна быть не менее 10 мин. После продувки должна отбираться проба газа для анализа на присутствие кислорода, содержание которого не должно превышать 1%.
Продувка газопроводов через горелки в топочное пространство запрещается.
12. Эксплуатация газопроводов в пределах котла, при наличии утечки газа запрещается.
13. Площадка газопроводов котлов проверяются 1 раз в день на содержание кислорода, которое не должно быть менее 20% по объёму.
14. Разлитый или протекший из-за нарушения плотности мазут следует немедленно удалить, а места, где мазут был пролит досуха вытереть.
15. Запрещается отогревать огнём замёрзшие части мазутопровода.
16. Эксплуатация котлов с неисправными и не отрегулированными клапанами запрещается. Запрещается заклинивать предохранительные клапана работающих котлов. Грузы рычажных клапанов должны быть застопорены на рычаге и запломбированы так, чтобы исключить возможность их самопроизвольной передвижки без отдачи стопорного приспособления.
17. В непосредственной близости растапливаемого котла должны быть прекращены все ремонтные работы, а персонал, не имеющий отношения к растопке, должен быть удалён.
18. Запрещается вносить открытое пламя или другие источники запала в топку подготовленного к работе котла без предварительной вентиляции топки, газоходов и воздуховодов, согласно настоящей инструкции. Время вентиляции не менее 10 мин.
При растопке на газе, кроме этого, необходимо предварительно проверить плотность закрытия задвижек к горелкам опрессовкой газопровода.
19. При растопке котла, работающего на газе или мазуте, дымососы и вентиляторы должны находится в работе с начала растопки.
Непосредственно перед зажиганием газовых горелок необходимо проверить давление газа в газопроводе перед котлом, давление воздуха перед горелками, и разряжение в топке в необходимых случаях отрегулировать.
20. При зажигании горелок и их регулировании изменении подачи газа и воздуха должно производиться постепенно и плавно.
21. При останове котла, работающего на газе, необходимо после отключения всех горелок отключить от общей магистрали ответвления газопровода к котлу, открыть продувочную свечу на ответвлении и свечи безопасности, провентилировать топку, газоходы, воздуховоды.
При останове котла, работающего полностью или частично на газе на срок более суток задвижка на ответвлении газопровода к котлу должна быть закрыта.
22. Перед производством работ по обдувке должна быть увеличена тяга, обеспечен устойчивый режим горения. Обдувка может производиться только с разрешения машиниста котла или начальника смены КЦ или СМКЦ .
23. Обдувка должна быть немедленно прекращена:
а) при выбивании газов из обдувочного люка:
б) при повреждении обдувочного устройства.
24. При открывании горелок и смотровых лючков запрещается стоять против них.
25. Посещение топок, газоходов без касок запрещается.
26. Весь персонал цеха должен уметь наложить шину при переломах, остановить кровотечение, сделать искусственное дыхание и непрямой массаж сердца.
27. Запрещается нахождение вблизи опускных труб, тройников, паропроводов, выхлопных трубопроводов.
28. Категорически запрещается отогревать замерзшие выхлопные трубопроводы и трубопроводы, находящиеся под давлением. Прежде, чем начать отогревание этих трубопроводов, необходимо с них снять давление.
29. На каждом котле должна быть на видном месте табличка форматом не менее 300-400 мм с указаниями следующих данных:
а) регистрационного номера:
б) разрешенного рабочего давления:
в) даты ( год, месяц, число) следующего внутреннего осмотра и гидравлического испытания. Техническое освидетельствование котла состоит из наружного и внутреннего осмотра и гидравлического испытания.
Техническое освидетельствование котла производится специалистом специализированной организации имеющей лицензию ГГТН на осуществление деятельности по экспертизе промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте в следующие сроки:
а) внутренний и наружный осмотр не реже одного раза в 4 года;
б) гидравлическое испытание не реже одного раза в 8 лет.
Администрация (Владелец) обязана производить техническое освидетельствование котла в следующие сроки:
а) наружный не реже, чем через 12 месяцев и непосредственно перед предъявлением специалисту организации имеющей лицензию ГГТН, внутренний осмотр не реже одного раза в 4 года в период проведения капитального ремонта и непосредственно перед предъявлением;
б) гидравлическое испытание рабочим давлением - каждый раз после вскрытия барабана, коллектора или ремонта котла, если характер и объем ремонта не вызывают необходимости внеочередного освидетельствования.
1.7. Расчетные температуры газов, перегретого пара, питательной воды по тракту котла (данные из теплового расчета, произведенного на Уфимской ТЭЦ-1)
Таблица 2
|
Теоретическая температура горящего факела |
Газ |
|
2150 °С |
|
|
Температура газов: на выходе из топки за II ступенью пароперегревателя за III ступенью пароперегревателя за I ступенью пароперегревателя за II ступенью водяного экономайзера за I ступенью водяного экономайзера за РВП |
1193 °С 1008 °С 894 °С 634 °С 470 °С 361 °С 178 °С |
|
Температура пара: за I ступенью пароперегревателя за II ступенью пароперегревателя за III ступенью пароперегревателя |
410 °С 496 °С 540 °С |
|
Температура воды: на входе в водяной экономайзер за I ступенью водяного экономайзера за II ступенью водяного экономайзера |
215 °С 248 °С 318 °С |
|
Температура воздуха за РВП |
298 °С |
2. Тепловой расчет котла БКЗ-160-100 ГМ
2.1 Состав топлива и теплота сгорания подмосковного угля, марки 2Б
Wt r =32,1%
Ar =30,6 %
Spr=1,6 %
Sor=0,9%
Cr=24,3%
Hr=1,9%
Nr=0,4%
Or=8,2%
Qнр =8,67МДж/кг
2.2 Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания
2.2.1Расчет теоретического объема воздуха
Vво=0,0889 (Cr+0,375 Spr+Spo)+0,265Hr – 0,0333 Or)
Vво= 0,0889(24,3+0,375*1,6+0,9)+0,265*1,9-0,0333*8,2=2,524 м3/кг
2.2.2 Расчет теоретического объема продуктов сгорания
Vго=VoH2o+VoN2+VoRo2
VoN2 =0,79 Vво+0,08Nг
VoN2 =0,79*2,524+0,08*0,4=1,993+0,032=2,025 м3/кг
+
VoRo2 =0,01866(Cr +0,375 Spr + Sor)
VoRo2 =0,01866 (24,3+0,375*1,6+0,9)=0,4814 м3/кг
VoH2o =0,111 Hr +0,0124 Wt r+ 0,0161 Vво
VoH2o =0,111*1,9+0,0124*32,1+0,0161*2,524=0,648 м3/кг
Vго =2,025+0,4814+0,648=3,1544 м3/кг
2.3 Коэффициент избытка воздуха по тракту котла
αт = 1,03 [1] табл. XX, стр .175
αi =Δαi/2+αвхi [1] табл. XVII, стр.171
Таблица 1
|
Участок котла |
Δαi |
αi |
|
Топка + фестон |
0,07 |
1,1 |
|
Паропрегреватель |
0,03 |
1,115 |
|
Экономайзер II ступени |
0,08 |
1,155 |
|
Воздухоподогреватель II ступени |
0,2 |
1,255 |
|
Экономайзер I ступени |
0,08 |
1,295 |
|
Воздухоподогреватель I ступени |
0,2 |
1,395 |
2.4 Определим избыточное количество по тракту котла за счет присосов
Vвiα= Vво(αср-1)
Топка + фестон
Vвiα=2,524(1,1-1)=0,2524 м3/кг
Пароперегреватель
Vвiα= 2,524(1,115-1)=0,29 м3/кг
Экономайзер II ступени
Vвiα=2,524(1,155-1)=0,39 м3/кг
Воздухоподогреватель II ступени
Vвiα=2,524(1,255-1)=0,6436 м3/кг
Экономайзер I ступени
Vвiα=2,524(1,295-1)=0,7445 м3/кг
Воздухоподогреватель I ступени
Vвiα=2,524(1,395-1)=0,996 м3/кг
2.5 Определяем действительный объем оставшихся продуктов сгорания за учетом присосов
V i H2o = VoH2o + 0,0161(αср-1) Vво
V i N2 = VoN2 +(αср -1) Vво
V i Ro2 = V Ro2
P Ro2 =r Ro2 *p
р = 0,1013 МПа
Таблица 2
|
αi |
V H2o |
V N2 |
V Ro2 |
Vг |
r H2o |
r Ro2 |
rn |
p H2o |
p Ro2 |
|
1,1 |
0,652 |
2,277 |
0,4814 |
3,41 |
0,191 |
0,141 |
0,332 |
0,0193 |
0,0142 |
|
1,115 |
0,652 |
2,315 |
0,4814 |
3,449 |
0,189 |
0,139 |
0,328 |
0,0191 |
0,014 |
|
1,155 |
0,654 |
2,416 |
0,4814 |
3,5514 |
0,184 |
0,135 |
0,319 |
0,0186 |
0,0136 |
|
1,255 |
0,658 |
2,668 |
0,4814 |
3,807 |
0,172 |
0,126 |
0,298 |
0,0175 |
0,0127 |
|
1,295 |
0,659 |
2,769 |
0,4814 |
3,909 |
0,168 |
0,123 |
0,291 |
0,017 |
0,0124 |
|
1,395 |
0,664 |
3,021 |
0,4814 |
4,166 |
0,159 |
0,115 |
0,274 |
0,016 |
0,0116 |
2.6 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания.
Iво = Vво(Сθ)в
Iго= VoRo2 (Сθ) Ro2 + VoN2(Сθ) N2 + VoH2o(Сθ) H2o
Iгi=Iго +(αi-1) Iво
Энтальпии 1 м влажного воздуха (С, углекислого газа (СС, азота (С и водяных паров (С определяются по таблице ([1], таблица ХIV, стр.153):
Таблица 3
|
кДж/м |
кДж/м |
||||||||
|
100 |
171,7 |
130,1 |
150,5 |
132,7 |
1400 |
3239 |
2009 |
2559 |
2076 |
|
200 |
360,0 |
261,0 |
304,0 |
267,0 |
1500 |
3503 |
2166 |
2779 |
2239 |
|
300 |
563 |
394 |
463 |
403 |
1600 |
3769 |
2324 |
3002 |
2403 |
|
400 |
776 |
529 |
626 |
542 |
1700 |
4036 |
2484 |
3229 |
2567 |
|
500 |
999 |
667 |
795 |
685 |
1800 |
4305 |
2644 |
3458 |
2732 |
|
600 |
1231 |
808 |
969 |
830 |
1900 |
4574 |
2804 |
3690 |
2899 |
|
700 |
1469 |
952 |
1149 |
979 |
2000 |
4844 |
2965 |
3926 |
3066 |
|
800 |
1712 |
1098 |
1334 |
1129 |
2100 |
5115 |
3127 |
4163 |
3234 |
|
900 |
1961 |
1247 |
1526 |
1283 |
2200 |
5386 |
3289 |
4402 |
3402 |
|
1000 |
2213 |
1398 |
1723 |
1438 |
2300 |
5658 |
3452 |
4643 |
3571 |
|
1100 |
2458 |
1551 |
1925 |
1595 |
2400 |
5930 |
3615 |
4888 |
3740 |
|
1200 |
2717 |
1705 |
2132 |
1754 |
2500 |
6203 |
3778 |
5132 |
3910 |
|
1300 |
2977 |
1853 |
2344 |
1914 |
Результаты расчетов энтальпий сведены в таблицу 4:
|
Iов |
Iог |
|||||||
|
Т+ф |
ПП |
ЭкII |
ВП II |
ЭкI |
ВП I |
|||
|
1,1 |
1,115 |
1,155 |
1,255 |
1,295 |
1,395 |
|||
|
100 |
334,93 |
443,63 |
477,12 |
482,14 |
495,54 |
529,03 |
542,43 |
575,92 |
|
200 |
673,9 |
898,816 |
966,2 |
976,3 |
1003,27 |
1070,66 |
1097,6 |
1165 |
|
300 |
1017,17 |
1368,9 |
1470,6 |
1485,87 |
1526,56 |
1628,28 |
1668,96 |
1770,68 |
|
400 |
1368 |
1850 |
1986,8 |
2007 |
2062 |
2199 |
2254 |
2390 |
|
500 |
1728,9 |
2346 |
2518,8 |
2545 |
2614 |
2787 |
2856 |
3029 |
|
600 |
2094,9 |
2856,7 |
3066 |
3098 |
3181,4 |
2880 |
3475 |
3684 |
|
700 |
2470 |
3379 |
3626 |
3663 |
3762 |
4008 |
4108 |
4355 |
|
800 |
2849,5 |
3911,9 |
4196,8 |
4239 |
4354 |
4638 |
4753 |
5037 |
|
900 |
3238,2 |
4458 |
4781,8 |
4830 |
4959 |
5283 |
5413 |
5737 |
|
1000 |
3629,5 |
5012,7 |
5375,6 |
5430 |
5575 |
5938 |
6083 |
6446 |
|
1100 |
4025,7 |
5571,3 |
5973,8 |
6034 |
6195 |
6598 |
6758,8 |
7161 |
|
1200 |
4427 |
6142 |
6584,7 |
6651 |
6828 |
7271 |
7448 |
7891 |
|
1300 |
4831 |
6704 |
7187,1 |
7259,5 |
7453 |
7936 |
8129 |
8612 |
|
1400 |
5239,8 |
7285,7 |
7809 |
7888 |
8098 |
8622 |
8831 |
9355 |
|
1500 |
5651,2 |
7873 |
8438 |
8523 |
8748,9 |
9314 |
9540 |
10105 |
|
1600 |
6065 |
8465,6 |
9072 |
9163 |
9406 |
10012 |
10255 |
10861 |
|
1700 |
6479 |
9065,2 |
9713 |
9810 |
10069 |
10717 |
10977 |
11624 |
|
1800 |
6895,5 |
9725 |
10415 |
10518 |
10794 |
11483 |
11759 |
12448 |
|
1900 |
7317 |
10271 |
11003 |
11112 |
11405 |
12137 |
12429 |
13161 |
|
2000 |
7738,5 |
10879,9 |
11653 |
11769 |
12079 |
12853 |
13163 |
13957 |
|
2100 |
8162 |
11975 |
12791 |
12914 |
13240 |
14056 |
14383 |
15199 |
|
2200 |
8586 |
12105 |
12964 |
13092 |
13126 |
14295 |
14638 |
15497 |
2.2. Экономичность работы парового котла
Расчет по .
Qрр =Qнр +Qв.вн +iтл , где
Qнр =8670 КДж/кг
Qвн.в =0 - теплота, вносимая воздухом после калорифера
iтл = С'тл*tтл - физическая теплота топлива
tтл =70⁰С =343К - температура топлива
Теплоемкость рабочей массы твердого топлива
С'тл =4,19*Wtr /100 +Cтлd *(100- Wtr )/100
Cтлd =1,26 КДж/кг*К - теплоемкость сухой массы топлива ([1] стр. 20)
С'тл =4,19*32,1/100 +1,26 *(100-32,1)/100 = 2,2 КДж/кг
iтл = 2,2*343 =754,6 КДж/кг*К
Qрр = 8670 + 754,6 = 9424,6 КДж/кг
2)Температура уходящих газов после первой ступени воздухоподогревателя
Θух = 145⁰С
3)Энтальпия уходящих газов.
Методом линейной интерполяции
y= y1 + ((y2-y1)/(х2-х1))*(x-x1)
y= 575,92+((1165-575,92)/200-100))*(145-100)
y= 841
Iух = 841КДж/кг
4)Температура воздуха на входе
t хв = 30 ⁰С (принимается)
5)Теоретическая энтальпия холодного воздуха
Методом линейной интерполяции
y= 0+((334,93-0))/(100-0)*(30-0)=100
Iхв =100 КДж/кг
6) Потеря теплоты с уходящими газами
qух =(Iух –αух*Iхв)*(100-q4)/ Qрр
qух = q2
q3 = 0,5% - потеря теплоты от химического недожога [2] таб.4.1 стр.46
q4 = 2% - потеря теплоты от механической неполноты сжигания
([1] табл.ХVIII стр. 143)
q5 =0,65% - потеря теплоты от наружного охлаждения
([1] стр.30 рис.3.1)
qух =(841-1,395*100)*(100-2)/9424,6 = 7,294 %
7) Суммарные потери
q ∑=q2+q3+q4+q5
q ∑ =7,294+2+0,65+0,5=10,444%
8) КПД котла брутто =η брутто =100- q ∑=100-10,444 = 89,558 %
9)Коэффициент сохранения теплоты
μ = 1- q5/ (η брутто + q5)=1- 0,65/(89,558+0,65)=0,9928
10)Давление пара в барабане
Pб =1,1 *Pпе =1,1*9,8 = 10,78 МПа
11)Температура перегретого пара
tпп =520⁰С (по заданию)
12) Энтальпия перегретого пара
Iпп =3496 КДж/кг, ([3] табл.3)
13) Энтальпия питательной воды
Iпв= 83,86 КДж/кг ,( [3] табл .1)
14)Процент отбора пара на продувку
p=3% [принимается]
15)Энтальпия воды в барабане
Iбар=1442,8 КДж/кг,([3] табл . 2)
Pб=1,078*107 КПа
16) Полезная теплота
Qпт=Dпп *(Iпп –I пв)+ p *Pпп*(Iбар-Iпв)
Qпт = 155*103/3,6*103*(3496-83,86)+0,03*155/3,6*(1442,8-83,86)=148475 КВт
17)Расход топлива
В= Qпт/ (Qрр* η брутто)=148475/(9424,6*0,89558)=17,59 кг/с
18) Расчетный расход топлива
Вр=В*(100-q4) /100=17,23 кг/с
19)Расчет тепловой напряженности топки
qvp =Bр* Qрр /Vт =17,23*9424,6/483=336,2 кВт/м3
2.3 Расчет топочной камеры
Hл=381,6 м2
2)Площадь лучевоспринимающей поверхности открытых экранов
Hл откр=381,6 м2
3)Полная площадь стен топочной камеры
Fcт =389,7 м2
4) Коэффициент тепловой эффективности лучевоспринимающей поверхности
Ψ ст =ξоткр * Hл откр//Fст
ξоткр =0,55 – коэффициент загрязнения экранов ( [2] стр.62, табл.5.1)
Ψ ст=0,55*381,6/389,7=0,538
5)Эффективная толщина излучающего факела
S=Vт/Fcт*3,6=483/389,7*3,6=4,46 м
6) Относительный уровень расположения горелок
Xг=hг/Hг=3,5/18=0,1944 м
hг =3,5 м – высота размещения горелок
Hг =18 м – высота топки
7) Параметр, учитывающий неравномерное распределение температуры в топке
M = 0,59-0,5* Xг =0,59 -0,5*0,1944=0,4928
8)Температура горячего воздуха
tгв=256 ⁰С (по выбору из [1])
Энтальпия горячего воздуха
y=673,9 +(1017,17-673,9)/(300-200) (256-200)=865,98
Iгв=865,98 КДж/кг
9)Температура холодного воздуха (присоса)
tхв=30⁰С
Энтальпия холодного воздуха Iхв =100 КДж/кг
10)Количество теплоты, вносимого в топку воздухом
Qв=(αт –Δαт) Iгвo + ΔαтIхвo
Qв=(1,1-0,07)*865,98+0,07*100 = 898,95 КДж/кг
11)Полезное тепловыделение в топке
Qт= Qв+Qрр *(100-q3-q4)/(100- q4)
Qт \= 898,95+9424,6*(100-0,5-2)/(10-2)=10275,46 КДж/кг
12) Адиабатическая температура горения
Θт =Iг =10,275 КДж/кг
Методом линейной интерполяции
10275=9713+((10415-9713)/(1800-1700))(x-1700)
X=1780
Ta =1780 ⁰С
13)Зададимся температурой газов на выходе из топки
Θт'' =1250 ⁰С=1523 K
14)Энтальпия газов на выходе из топки
Y =6584,7 +((7187-6584,7)/(1300-1200))(1250-1200)=6885,8
Iг'' =6885,8 КДж/кг
14)Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания
Vc cр = (Θт - Iг'')/(Та - Θт'')
Vc cр =(10275,46-6885,8)/(2053-1523)=6,39 КДж/м3К
15)Произведение PnS =p*rn*s =4,46*3,32*0,1013 =0,149
16)Коэффициент ослабления лучей в топочной камере
k = k г + k зл *μ зл +k кокс* μ кокс
k зл *μ зл =104 Aзл / 3√( Θт'')2 * μ зл/(1+1,2 μ злs)
k кокс* μ кокс =0,1 1/м*МПа ( [1], стр 38, табл.6-2)
Aзл =0,75 ( [1] ,стр 38 ,табл.6-1)
μ зл =A'aун /100Gг
ayн =0,95 ([1] табл.XVIII) – доля золы топлива, уносимое газами
Масса продуктов сгорания
Gг =1-A'/100+1,306α Vвo кг/кг
Gг =1-30,6/100 +1,306*1,03*2,524=4,089 кг/кг
Коэффициент поглощения лучей частицами золы
μ зл=30,6*0,95/100*4,089=0,071 кг/кг
k зл *μ зл=104*0,75/ 3√(1523)2*0,071/(1+1,2*0,071*4,46)=56,68*0,051=2,89 1/м*МПа
Коэффициент поглощения лучей газовой средой продуктов сгорания
kг =((7,8 +16 *r H2o)/√10p*rn*s) -1)*(1- 0,37 *10-3* Θт'')rn
kг =(( 7,8+16*0,191 )/√10*0,1*0,332*4,46) -1)*(1-0,37*10-3*1523)*0,332=
=1,155 1/м*МПа
k = 1,155+2,89+0,1=4,145 1/м*МПа
17) Оптическая толщина поглощения газовой среды
Вu = k*p*s
Вu = 4,145*0,1013*4,46=1,872
18)Эффективное значение критерия Бугера
Вu= 1,6 Ln ((1,4Bu2 +Bu+2)/(1,44Bu2 - Bu+2))
Вu= 1,6 Ln((1,4 *1,8722 +1,872+2)/(1,4*1,8722-1,872 +2))=
=1,6 Ln 8,77/5,03=0,889
19) Степень черноты среды, заполняющей топку
a= 1-e –kps
a = 1-e-4,145*0,1*4,46=1-0,15=0,85
20) Количество тепла, воспринимаемое в топке
Qл =μ (Qпт - Iг'')
Qл = 0,9928 *(10275,46 – 6885,8)=3365,25 КДж/кг
21)Средняя тепловая нагрузка с поверхности нагрева в топке
qл=BpּQЛ/НЛ=17,23*3365,25/381,6=151,94 кВт/м2
Имеется 8 ширм . Расчет этого пункта по .
-расход пара через ширмы с учетом впрысков:
Dш = D-0,03D = 43 -0,03*43 =43-1,29=41,71кг/с
скорость пара в ширме:
2) Число ширм в одной ступени по ширине газохода.
,
где - шаг между соседними ширмами;
- ширина топки.
.
3) Число труб в ленте.
,
где - внутреннее сечение трубы;
- число ходов пара в ширме.
4) Глубина ступени ширмы.
,
где - продольный шаг труб в ленте ширмы;
- зазор между лентами.
,
,
5) Теплота, полученная ширмовой поверхностью прямым излучением из топки.
,
где - коэффициент взаимного обмена между объемом топки и ширмой;
- коэффициент неравномерности тепловосприятия для верхней части топки ([4]таблица П.4,стр 167);
- среднее тепловое напряжение экранов топки;
- угловой коэффициент ширмы;
- лучевоспринимающая поверхность плоскости на входе, в случае облучения факелом нижней плоскости ширм.
,
где - температурный коэффициент для твердого топлива.
,
-угловой коэффициент ширмы:
.
,
где - высота входной части ширмы, обращенной в топку.
.
.
6) Балансовое тепловосприятие зоны ширм.
,
где - энтальпия газов за ширмой.
Оценим температуру газов на выходе из ширм. Ее следует принять исходя из ожидаемого снижения температуры газов при прохождении ширм:
,примем .
,.
.
7) Температуры газов в ширме.
- на входе; - на выходе.
8) Энтальпия пара на выходе из ширм с учетом пароохладителя в их рассечке.
,
где - энтальпия пара на входе в ширму;
- теплоприращение пара в ширмах;
- охлаждение пара в пароохладителе.
При и : .
.
,
где ;
;
.
.
.
9) Температура пара на выходе из ширм с учетом пароохладителя в их рассечке:
По и :.([3] табл.3)
10) Тепловосприятие ширмы от газового потока:
,
где k - коэффициент теплопередачи газов ширме по мазуту;
- средний расчетный температурный напор;
- поверхность нагрева ширмы из режимной карты.
,
где - скорость газов в ширме.
,
где - коэффициент живого сечения газохода ширм.
.
.
.
.
.
11) Относительное расхождение.
([4], стр.84).
2.4 Расчет I ступени конвективного пароперегревателя
1) Энтальпия газов на входе в перегреватель.
.
2) Энтальпия пара на входе и на выходе из перегревателя берется по и , :
; .([3] табл.III)
3) Тепловосприятие омывающих газов.
,
где - расход пара через перегреватель.
.
.
4) Энтальпия газов на выходе.
5) Температура газов на выходе.
Методом линейной интерполяции (табл.4)
.
6) Тепловосприятие поверхности перегревателя от газа.
,
где - коэффициент теплопередачи в перегреватель;
- средний расчетный температурный напор, с учетом противоточного теплообмена;
- поверхность стен конвективного перегревателя.
,
где - скорость движения газов в перегревателе.
,
где - коэффициент живого сечения газохода в районе перегревателя;
- площадь сечения газохода для прохода газов.
.
.
.
.
.
7) Относительное расхождение.
.
Т.к. , то с учетом коррекции:
8) Корректировка температуры газов на выходе.
- энтальпия газов на выходе:
.
- температура газов на выходе:
Методом линейной интерполяции (табл.4)
.
2.4 Расчет водяного экономайзера
Рассчитываем II ступень водяного экономайзера (ЭК-II). Расчет этого пункта по .
1) Энтальпия газов на входе в ЭК- II.
.
, а также :
; .([3] табл.I)
3) Тепловосприятие омывающих газов.
,
где - расход питательной воды через ЭК-II.
.
.
4) Энтальпия газов на выходе.
5) Температура газов на выходе.
Методом линейной интерполяции (табл.4)
.
6) Тепловосприятие поверхности ЭК-II от газа.
,
где - коэффициент теплопередачи в ЭК- II;
- поверхность стен водяного экономайзера.
,
где - скорость движения газов в ЭК-II
,
где - площадь сечения прохода газов;
- коэффициент живого сечения газохода в районе ЭК-II.
.
.
.
.
.
7) Относительное расхождение.
.
Рассчитываем I ступень водяного экономайзера (ЭК-I). Расчет этого пункта производится аналогично:
1) Энтальпия газов на входе в ЭК- I.
.
2) Энтальпия воды на входе и на выходе из ЭК-I
, а также :
; .([3] табл.I)
3) Тепловосприятие омывающих газов.
,
где - расход питательной воды через ЭК-II.
.
.
4) Энтальпия газов на выходе.
5) Температура газов на выходе.
Методом линейной интерполяции (табл.4)
.
6) Тепловосприятие поверхности ЭК-II от газа.
,
где - коэффициент теплопередачи в ЭК- II;
- поверхность стен водяного экономайзера.
,
где - скорость движения газов в ЭК-II
,
где - площадь сечения прохода газов;
- коэффициент живого сечения газохода в районе ЭК-II.
.
.
.
.
.
7) Относительное расхождение.
.
2.7. Расчет РВП
1) Расчет энтальпии уходящих газов.
.
Температура уходящих газов: .
2) Энтальпия присосов.
,
где - средняя температура воздуха.
Температуры воздуха на входе и на выходе и .
.
3) Тепловосприятие от омывающих газов.
,
где - энтальпия газов на входе.
.
4) Энтальпия воздуха на входе.
.
5) Тепловосприятие поверхности РВП от газа.
,
где - средний тепловой поток в поверхность РВП;
- площадь по горячей части РВП.
,
где - коэффициент теплопроводности.
.
Скорость газов и скорость воздуха:
и .
.
.
.
8) Относительное расхождение.
.
Т.к. :
.
9). Удельное тепловосприятие по газовой стороне
10) Энтальпия продуктов сгорания
Следовательно, температура уходящих газов
2.8. Невязка теплового баланса
Невязка теплового баланса
ΣQ=Qл+Qбш+Qб1+Qбэкii + Qбэкi =3365,25+962,08+1008,67+727,73+515,97 =6579,7 кДж/кг
кДж/кг(м3)
2. Относительная невязка теплового баланса %
Список использованной литературы
1. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Издание 3-е, переработанное и дополненное. Издательство НПО ЦКТИ, СПб, 1998, 256 стр.
2. Липов Ю.М. «Тепловой расчет парового котла» Учебное пособие для вузов. Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» 2001г.-176стр.
3. Р.И. Эстеркин. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отделение, 1989. – 280 с.
4. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник/ А.А.Александров, Б.А. Григорьев. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 – М.: Издательство МЭИ. 1999.
5. К. Ф. Роддатис, А. Н. Полторацкий. Справочник по котельным установкам. Москва: Энергоатомиздат, 1989 г.
5. Инструкция по эксплуатации котла БКЗ-160-100ГМ (ст. №14) Уфимской ТЭЦ -1.
PAGE 37
EMBED Equation.3 
EMBED Equation.3