Тепловой ( поверочный расчет) котла


 

 

 ВВЕДЕНИЕ

Котельной установкой называется комплекс оборудования, предназначенного для  превращения химической энергии топлива в тепловую энергию с целью получения горячей воды или пара заданных параметров.

Котельные установки подразделяются по роду вырабатываемого теплоносителя на паровые (предназначенные для выработки тепловой энергии в виде сухого насыщенного или перегретого пара) и водогрейные (предназначенные для выработки тепловой энергии в виде горячей воды, требуемой температуры). По характеру обслуживания потребителей – на отопительные, отопительно-производственные и производственные.

Котельные производственные и отопительные (предназначенные только для покрытия отопительных нагрузок) работают определенное количество дней в году в зависимости  от характера производства и длительности отопительного периода (отопительный период начинается при устойчивом понижении наружной температуры ниже tн = +10 °С и кончается при повышении температуры выше +10 °С). Котельные отопительно-производственные и отопительные (связанные дополнительно с нагрузками горячего водоснабжения) работают, как правило, в течение круглого года.

Каждая котельная имеет свои особенности и, в частности, отличающиеся друг от друга режимы потребляемого  тепла.

Как отмечено в принятом в 2004 году документе "Энергетическая стратегия России до 2020 года" приоритетами энергетической стратегии нашей страны являются следующие:

– полное и надежное обеспечение  населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и  вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

– снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;

– повышение финансовой устойчивости и эффективности использования  потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития страны;

– минимизация техногенного воздействия  энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

Реализация этих стратегия обуславливает  необходимость внесения преобразований в темпы и пропорции развития топливно-энергетического комплекса  России, который всегда играл важную роль в экономике страны. За годы реформ в связи с резким падением объемов производства в других отраслях экономики его роль еще более возросла. В течение прошедшего десятилетия ТЭК в основном обеспечивал потребности страны в топливе и энергии, сохранив тем самым энергетическую независимость России. В настоящее время преодолена, тенденция спада и начался рост добычи газа, нефти и угля, производства электроэнергии, объема и глубины переработки нефти. Производственные структуры ТЭК в результате проведенных структурных преобразований, либерализации и приватизации в значительной мере адаптировались к рыночным методам хозяйствования. В результате проведенных работ по реструктуризации угольной промышленности повысилась ее экономическая эффективность, ликвидируются убыточные неперспективные предприятия. Начались реформы электроэнергетики и жилищно-коммунальной сферы. Сформированы основы регулирования хозяйственных отношений в энергетическом секторе экономики, включая вопросы недропользования, налогообложения и ценообразования.

 

 

1 ОПИСАНИЕ ПАРОВОГО КОТЛА

1.1 Общая характеристика парового котла типа ДЕ

Газомазутные паровые вертикальные водотрубные котлы типа ДЕ предназначены  для выработки насыщенного или  перегретого до температуры 225 °С пара, используемого на технологические нужды, отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Котлы этого типа выпускаются на номинальную паропроизводительность 4; 6,5; 10; 16 и 25 т/ч при рабочем давлении 1,4 и 2,4 МПа (14 и 24 кгс/см2).

Конструктивной особенностью таких  котлов является размещение топочной камеры сбоку конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем нижнем барабанах.

Так, во всех типоразмеров котлов диаметр  верхнего и нижнего барабанов  составляет 1000 мм, расстояние между  барабанами 2750 мм, для экранов и  конвективного пучка применены трубы диаметром 51х2,5 мм.

Топочная камера отделяется от конвективного  пучка газоплотной перегородкой, образованной из труб диаметром 51х2,5 мм, установленных вплотную с шагом 55 мм и сваренных между собой. Концы труб обсажены до диаметра 38 мм. В задней части перегородки выполнено окно для прохода топочных газов в конвективный пучок. Уплотнение в месте входа обсаженных концов труб в барабан обеспечивается чугунными гребенками, примыкающими к трубам и барабану. Потолок, правая боковая поверхность и под топочной камеры экранированы фасонными трубами диаметром 51х2,5 мм, образующими единый экран, выполненный с шагом труб, равным 55 мм. Концы труб экрана завальцованы в верхний и нижний барабаны. Трубы заднего экрана не имеют обсадных концов и присоединяются сваркой к верхнему и нижнему коллекторам. Коллекторы соединены с верхним и нижним барабанами и объединены не обогреваемой рециркуляционной трубой диаметром 76х3,5 мм.

Во всех котлах под топки закрыт огнеупорным кирпичом.

В водяном пространстве верхнего барабана размещены питательная труба для ввода фосфатов, в паровом пространстве установлены сепарационные устройства. В нижних барабанах котлов паропроизводительностью 10 т/ч расположена перфорированная труба для непрерывной продувки котла, которая совмещена с периодической продувкой.

Нижние барабаны всех котлов снабжены устройствами для парового прогрева воды при растопке и штуцерами  для спуска воды.

 Котлы имеют опорную раму, передающую все нагрузки на фундамент. Свобода температурных перемещений элементов котлов обеспечивается неподвижным закреплением передней опоры нижнего барабана и подвижным креплением за счет овальных отверстий для болтов, которыми крепится задняя опора к раме котла.

Для контроля за тепловыми перемещениями  в котлах устанавливается репер в районе задней стороны нижнего барабана. Кроме того, предусматривается контроль перемещений нижних коллекторов фронтового и заднего экранов.

1.2 Характеристика парового котла ДЕ 10-14

Таблица 1 – Конструктивные характеристики парового котла ДЕ 10-14

Величина

Численное значение

1 Объем топки, м3

   17,4

2 Площадь поверхности  стен топки, м3

    51,84

3 Диаметр экранных  труб, мм

51 × 2,5

4 Шаг труб боковых  экранов, мм

55

5 Площадь лучевоспринимающей  поверхности нагрева, м3

38,96

6 Площадь поверхности нагрева конвективных пучков, м2

117,69

7 Диаметр труб конвективных пучков, мм2

51 × 2,5

8 Расположение труб

Коридорное

9 Поперечный шаг труб, мм

110

10 Продольный шаг труб, мм

110

11 Площадь живого сечения  для прохода продуктов сгорания, м2

0,338

12 Число рядов труб  по ходу продуктов сгорания в одном газоходе, шт.

41


 

 

 

1.3 Схема циркуляции

 

1 – топочная камера; 2 – горелка; 3 – конвективный пучок; 4 – нижний  коллектор заднего экрана; 5 – подъемные трубки переднего экрана; 6 – перегородка, отделяющая конвективный пучок от топки; 7 – ступенчатая перегородка, разделяющая конвективный пучок; 8 – верхний коллектор заднего экрана; 9 – опускная труба верхнего и нижнего коллекторов; 10 – второй боковой экран.

 

 

Циркуляционная схема котлов ДЕ включает в себя 4 экрана (фронтальный, задний и два боковых) и конвективный пучок

.

 

Рисунок 1 – Схема циркуляции

1 – боковой экран соединяет  верхний и нижний барабан, в  котором образуется пароводяная смесь (подъемные трубы); 2 – боковой экран соединяет верхний нижний барабан и представляет собой потолочно-боковой подовый экран, в котором образуется пароводяная смесь (подъемные трубы).

Рисунок 2 – Боковые экраны

1 – верхний коллектор (сборный); 2 – нижний коллектор; 3 – опускная труба; 4 – подъемные трубы.

 

Котловая вода из нижнего барабана поступает в нижний коллектор. В  подъемных трубах, соединяющих нижний и верхний коллекторы, образуется пароводяная смесь, которая поступает в верхний коллектор. В нем вода, которая имеет большую плотность, опускается по опускной трубе, соединяющий верхний и нижний коллекторы. А пар из верхнего коллектора поступает в верхний барабан.

Циркуляция во фронтовом экране аналогична циркуляции в заднем экране, но подъемных труб во фронтовом экране меньше за счет установки горелок.

Трубы первого конвективного пучка, расположенного в первом газоходе являются подъемными, а трубы второго конвективного  пучка – опускными. Таким образом  осуществляется естественная циркуляция.

 

2 ОПИСАНИЕ ТОПОЧНОГО УСТРОЙСТВА

2.1 Характеристика топлива

Газообразное топливо состоит  из механической смеси горючих и  негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы и пыли. К естественным газам относятся природный и попутный газ, выделяющийся при извлечении нефти на поверхность. Искусственные горючие газы являются топливом местного значения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газы.

В промышленных парогенераторах и  водогрейных котлах главным образом  используются природные и попутные газы. Природные и попутные газы представляют собой смеси углеводородов метанового ряда и балластных негорючих газов. В природных газах значительно больше метана, чем в попутных. Содержание метана в некоторых природных газах доходит до 98 %. Попутные газы содержат меньше метана, но больше высокомолекулярных углеводородов. Углеводороды метанового ряда обычно называют предельными. Основными представителями предельных углеводородов являются: метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12) и т. д. При нормальных условиях (давление 101,08 кПа и температура 0 °С) первые члены ряда до бутана включительно представляют собой газы, не имеющие цвета и запаха, а последующие – жидкости.

Весьма важными свойствами газообразного  топлива, влияющим на условие его использования, являются токсичность и взрываемость. Искусственные газы токсичны вследствие содержание в них окиси углерода (СО). Природные и попутные газы нетоксичны, однако высокомолекулярные предельные углеводороды при заметных концентрациях обладают наркотическими свойствами. Так, например, содержание в воздухе 10 % пропана или бутана вызывает при вдыхании головокружение.

В природных газах Среднего Поволжья, Башкирии и некоторых других нередко  содержится сероводород (H2S). По своему действию на человека сероводород является сильным ядом, поражающим нервную систему. Он агрессивно действует также на металлы. Допустимая концентрация сероводорода в газе, поступающим в городские сети, не более 2 г на 100 м3.

Газ вместе с воздухом при определенных концентрациях образует взрывные смеси, т. е. такие, которые способны воспламеняться при зажигании. Взрываемость газовоздушных смесей характеризуют нижним и верхним пределом воспламенения или взрываемости. Нижним пределом взрываемости называется минимальная концентрация газа в газовоздушной смеси, при которой возможно ее воспламенение. Верхним пределом взрываемости называется максимальная концентрация газа в газовоздушной смеси, при которой возможно ее воспламенение. Таким образом, воспламенение газа возможно только в определенных границах содержания его в воздухе. С точки зрения взрываемости более опасным следует считать те горючие газы, которые имеют самый низкий предел взрываемости или самый широкий диапазон пределов взрываемости.

Состав газообразного топлива  задается в процентах по объему и все расчеты относятся к кубическому метру сухого газа при нормальных условиях (101,08 кПа и 273 К). Содержание примесей (водяных паров, смолы, пыли) выражается в г/м3 сухого газа.

Таблица 2 – Расчетные характеристики газообразного топлива

Месторождение

Состав газа по объему, %

Низшая теплота сгорания сухого газа Qн, кДж/м3

Плотность газа при норм. условиях       ρ, кг/м3

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

C5H12

N2

СО2

Газли-Коган

95,4

2,6

0,3

0,2

0,2

1,1

0,2

36590

0,756


2.2 Обоснование выбора топочного устройства и его конструкция

Выбор способа сжигания топлива  зависит от мощности и конструкции парогенератора и водогрейного котла, вида топлива.

Сжигание топлива производится в топочном устройстве, представляющим собой сочетание системы горелок или механизмов с топочной камерой, которое предназначено для организации процесса горения.

Газ сжигается в камерных топках, аналогичным по конструкции топкам для сжигания жидкого топлива. Поэтому  мазут можно сжигать в топках для газа и наоборот.

Топочная камера отделяется от конвективного пучка газоплотной перегородкой, образованной от труб диаметром 51х2,5 мм, установленных вплотную с шагом 55 мм и сваренных между собой. В задней части перегородки выполнено окно для прохода топочных газов в конвективный пучок. Потолок, правая боковая поверхность и под топочной камеры экранированы фасонными трубами диаметром 51х2,5 мм, образующими единый экран, выполненный с шагом труб 55 мм. Концы труб экрана завальцованы в верхний и нижний барабаны. Трубы заднего экрана не имеют обсадных концов и присоединены сваркой к верхнему и нижнему коллекторам диаметром 159х3,5 мм. Коллекторы соединены с верхним и нижним барабанами и объединены не обогреваемой рециркуляционной трубой диаметром 76х3,5 мм. В котлах паропроизводительностью 10 т/ч фронтовой экран выполняется аналогично заднему экрану. Отличие состоит в том, что для обеспечения размещения горелочного устройства и пода, совмещенного со взрывным клапаном, во фронтовом экране соответственно уменьшено количество труб. Во всех котлах под закрыт огнеупорным кирпичом.

Для образования газовоздушной  смеси и создания условий  для ее воспламенения применяют газовые горелки различных конструкций. Наибольшее распространение получили смесительные и инжекционные.

В смесительных горелках воздух подается с помощью вентиляторов. а в инжекционных вследствие подсосов его из помещения, за счет энергии давления газа при прохождении его через сопло горелок.

В инжекционных горелках, работающих при Р = 2,5 МПа, количество подсасываемого воздуха составляет 30 – 70 %, недостающее его количество (вторичный воздух) поступает в топку вследствие разряжения в ней.

В горелках среднего и повышенного  давления 10 – 30 кПа количество подсасываемого первичного воздуха обеспечивает полное горение топлива, поэтому вторичного воздуха не требуется.

Достоинством этих горелок является то, что они просты по конструкции  и обслуживанию, имеют высокую экономичность, отсутствие дутьевых вентиляторов. К недостаткам относится шум, создаваемый при работе, и громоздкость.

Смесительные горелки бывают низкого  давления пара 2 кПа и среднего до 30 кПа. Горелки низкого давления работают надежно и устойчиво, обеспечивая полное сгорание газа при относительно небольшой высоте факела.

В котлах небольшой производительности для сжигания газа часто используют паровые горелки. Они имеют простое устройство.

В отдельных случаях в одной  топке необходимо сжигать газ  и мазут. Для этого используют специальные газомазутные горелки типа ГМГ и МГМГ, которые отличаются по способу распыления мазута: паром – горелки типа ГМГ и воздухом – МГМГ.

 

 

Таблица 3 – Техническая характеристика топочного устройства

Марка горелки

Тепловая мощность, МВт

Давление газа перед  горелкой, МПа

Аэродинамическое сопротивление, кПа

Габаритные размеры

Длина

Ширина

Высота

Масса, кг

ГМ – 7

8,15

24,5

1,08

1332

885

687

150


 

 

3 ВЫБОР ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

В хвостовых поверхностях котлоагрегата  устанавливаем чугунный водяной  экономайзер.

Чугунный экономайзер  устанавливают на котлах до давления равного 2,4 МПа.

Водяной экономайзер состоит из ребристых чугунных труб, которые соединяются между собой при помощи калачей. Питательная вода последовательно проходит по всем трубам снизу вверх, что обеспечивает удаление воздуха из экономайзера. Продукты сгорания проходят через зазоры между ребрами труб. Число труб в ряду выбирается из условия получения скорости сгорания топлива, в пределах 6-9 м/с, при номинальной паропроизводительности парогенератора.

В чугунных водяных экономайзерах  недопустимо кипение воды. Это  приводит к гидравлическим ударам. Продукты сгорания целесообразно направлять сверху вниз, для создания противоточной схемы движения воды и газа, при которой обеспечивается лучшее условие для теплообмена и минимальная поверхность нагрева экономайзера.

Компоновка поверхности нагрева чугунного экономайзера может производиться в одну или две колонки. При компоновке не рекомендуется принимать к установке в одном ряду менее трех и более восьми труб.

 

4 ВЫБОР ТЕМПЕРАТУРЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ

В практических условиях не всегда можно  выбрать наивыгоднейшую температуру уходящих газов на основе сопоставления различных вариантов. Тогда остается лишь единственный путь – задаваться этой температурой на основе опыта и существующих в тот или иной период рекомендаций.

Некоторые соображения  по выбору температуры уходящих газов следующие:

 – все котлы паропроизводительностью от 2,5 т/ч и выше (или соответственно теплопроизводительностью 1,5 Гкал/ч и выше)при температуре уходящих газов выше 250 °С должны быть оборудованы хвостовыми поверхностями;

 – устанавливать хвостовые поверхности с чугунными котлами теплопроизводительностью менее 1 Гкал/ч нецелесообразно, а температуру уходящих газов следует принимать по практическим или рекомендуемым заводами-изготовителями данным;

 – для котлов паропроизводительностью до D = 50 т/ч (соответственно теплопроизводительностью Q = 30 Гкал/ч), оборудуемых водяными экономайзерами, температуру уходящих газов рекомендуется принимать в зависимости от оптимального значения разности между температурами газов на выходе и воды на входе в экономайзер (∆tх.к разность температур «холодного конца»).

Оптимальные значения ∆tх.к составляют для котельных: с произведением годового числа часов использования на стоимость 1 т условного топлива (в руб.) более 25000∆tх.к = 30 ÷ 50 °С; с произведением годового числа часов использования на стоимость 1 т условного топлива (в руб.) 25000 – 10000 ∆tх.к = 60 ÷ 80 °С. Температуру уходящих газов при установке воздухоподогревателей выбирают исходя из оптимальной величины разности между температурой газов на входе и воздуха на выходе из воздухоподогревателей (∆tг.к – разность температур «горячего конца»).

Оптимальные значения ∆tг.к составляют для котельных: с произведением годового числа часов использования на стоимость 1 т условного топлива (в руб.) более 25000 ∆tг.к = 35 ÷ 70 °С; с произведением годового числа часов использования на стоимость 1 т условного топлива (в руб.) 25000 – 10000 ∆tг.к = 70 ÷ 140 °С.

Во всяком случае температура уходящих газов за хвостовыми поверхностями  не должна быть ниже: для сухого малозольного топлива – 120 °С; остальных видов топлива – 140 °С; сернистого мазута – 160 °С.

Однако приведенные температуры  уходящих газов могут быть приняты  без последующей проверки, если в качестве хвостовых поверхностей устанавливают либо водяные экономайзеры кипящего типа, либо теплофикационные водяные экономайзеры, подогревающие сетевую воду. Если устанавливают водяные экономайзеры на питательной воде и некипящего типа или воздухоподогреватели, требуется дополнительная проверка.

При установке водяных экономайзеров некипящего типа, подогревающих питательную воду, необходимо обеспечить ее закипание, т. е. соблюдать условие

 

t"э = tн – (40 или 20°),              (1)

 

где t"э – температура воды на выходе из экономайзера, °С;

tн – температура насыщенного пара, соответствующая давлению в котле, °С.

Для последующих расчетов принимаем  температуру уходящих газов 150 °С.

 

5 РАСЧЕТ ОБЪЕМОВ ВОЗДУХА И ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

Определяем теоретический объем  воздуха, м3/м3, необходимый для полного сгорания топлива, т. е. при α = 1

 

                                         (2)

где СО, H2, H2S, O2 – соответственно содержание окиси углерода, водорода, сероводорода и            

кислорода в рабочем составе топлива;

CmHn – содержание углеводородов;

 m, n – индексы углерода и водорода.

V0 = 9.72 м3/м3.

Определяем объем трехатомных  газов в составе продуктов  сгорания.

Определяем объемы трехатомных  газов, м3/м3, по формуле

 

            (3)

 

где СО2 – содержание двуокиси углерода, %.

VRO2 = 0,01.(0,2+0+01.95,4+2.2,6+3.0,3+4.0,2+5.0,2) ,

VRO2 = 1,035м³/м³.

Определяем объем двухатомных  газов, м3/м3, по формуле

 

                                    (4)

VR = 0,79.9,72+0,1.1,1,

VR = 7,79м3/м3.

Определяем объем водяных паров, м3/м3, по формуле

 

           (5)

 

где dГ = 10 – влагосодержание топлива, г/м3.

=

= 2,19м3/м3.

Определяем объем продуктов  сгорания в характерных точках газового тракта.

Для парового котла типа ДЕ характерными точками газового тракта являются:

  • топка;
  • первый газоход;
  • второй газоход;
  • экономайзер.

Чтобы определить объем продуктов сгорания в характерных точках газового тракта, определяем коэффициенты избытка воздуха по газоходам котла и в экономайзере с учетом присосов холодного воздуха. Присосы холодного воздуха (внутренний воздух в помещении котельной при температуре 30 °С) возникают за счет разности давлений в газоходах котла (разряжение) и в окружающей среде, а также воздух может проникать через неплотности кладки обмуровки котла. При этом величина присоса растет по мере продвижения продуктов сгорания от топки до дымовой трубы.

Принимаем коэффициент избытка  воздуха для топки αт = 1,1.

Величину присоса воздуха принимаем:

∆α1г = 0,05 (для первого газохода);

∆α2г = 0,1 (для второго газохода);

∆αэк = 0,1 (для экономайзера) и определяем значения коэффициента избытка воздуха в характерных точках газового тракта по формуле

 

               (6)

               (7)

.               (8)

 

α 1Г = 1,1+0,05 = 1,15,

α 2Г = 1,15+0,1 = 1,25,

α эк = 1,25+0,1 = 1,35.

Определяем объем избыточного  воздуха для характерных точек  газового тракта, м3/м3, по формуле

 

,               (9)

,              (10)

,               (11)

,             (12)

 

∆VТ = 9,72·(1,1-1) = 0,972 м3/м3,

∆V1Г = 9,72·(1,15-1) = 1,458 м3/м3,

∆V2Г = 9,52·(1,25-1) = 2,43 м3/м3,

∆Vэк = 9,52·(1,35-1) = 3,402 м3/м3.

Определяем действительный объем  водяных паров, м3/м3, по формуле

 

,            (13)

,            (14)

,            (15)

,            (16)

 

2,19+0,0161·(1,1-1)·9,72 = 2,205 м3/м3,

= 2,19+0,0161·(1,15-1)·9,72 = 2,213м3/м3,

= 2,19+0,0161·(1,25-1)·9,72 = 2,229м3/м3,

= 2,19+0,0161·(1,35-1)·9,72 = 2,244м3/м3.

 

Определяем действительный общий объем продуктов сгорания, м3/м3, по формуле

 

,          (17)

,          (18)

,          (19)

,          (20)

 

VТ = 1,035+7,79+9,72 9,72=12,002м³/м³,                                              

     V = ,

     V = =13,46м³/м³,                       

V = = 14,432м³/м³.       

Определяем объемную долю трехатомных  газов по формуле

 

,                         (21)

,                         (22)

,                        (23)

,             (24)

 

= =0,086,

 = =0,082,

= =0,076,