Паросиловые установки и трубопроводы для горячей воды

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В России широко применяются паросиловые установки и трубопроводы для пара и горячей воды. Теперь трудно найти предприятие, которое не применяло бы водяной пар и горячую воду для технологических и отопительных целей. Предусмотрено значительное увеличение электровооруженности труда в промышленности.

Рост энергетики осуществляется и в дальнейшем будет осуществляться в основном за счет расширения и строительства новых тепловых электростанций, на которых устанавливаются котельные агрегаты высоких и сверхвысоких параметров. В связи с увеличением параметров и мощности отдельных агрегатов электростанций важное значение приобретает безопасность эксплуатации этих агрегатов, так как повреждение даже отдельных их элементов приводит к большим разрушениям и несчастным случаям.

Для обеспечения безопасной и надежной работы паровых котлов и паротрубопроводов действуют

Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов, трубопроводов пара и горячей воды, контроль за соблюдением которых возложен на специальный контрольно-инспекторский аппарат котлонадзора и на инженерно-технических работников предприятий и организаций.

Несоблюдение установленных Правил котлонадзора может привести к авариям и травматизму людей.

Наибольшую опасность, при несоблюдении Правил представляют взрывы паровых котлов и разрывы трубопроводов, пара и горячей воды, вызывающие разрушения и большие убытки.

Элементы паровых котлов и трубопроводов подвержены внутреннему давлению, работают при высоких температурах и постоянно находятся в сложнонапряженном состоянии.

По этой причине вопросы прочности и надежности котельных агрегатов, в том числе и вопросы расчета на прочность, выделены из общего круга вопросов прочности устройства машин и нормируются в общегосударственном масштабе.

1. Общая часть

паровой котел нагрев энтальпия

1.1 Технологическое предназначение котельной установки

Газомазутные паровые двухбарабанные, вертикльно - водотрубные котлы типа ДКВР предназначены для выработки насыщенного или слабоперегретого пара, используемого на технологические нужды предприятий, систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

При разработке новой конструкции газомазутных котлов серии ДКВР особое внимание было обращено на увеличение степени заводской готовности котлов в условиях серийного производства и снижения металлоёмкости конструкции.

1.2 Краткое описание котельного агрегата

Котлы типа КЕ двухбарабанные с естественной циркуляцией, предназначенные для выработки насыщенного и перегретого пара давлением 1,4-2,4 мПА, их комплектуют механическими топками.

Котлы производительностью 2,5-10 т/ч имеют низкую компоновку с топочной камерой, образуемой боковыми экранами из труб диаметром 51Ч2,5 мм, фронтовой и задней стенкой из кирпича (без экранов). Между топкой и конвективным пучком расположена камера догорания. Дымовые газы, выходя из топки, проходят камеру догорания ,затем поступают в конвективный пучок ,омывая его поперечным потоком и совершая при движении (благодаря перегородкам) повороты в горизонтальной плоскости. При наличии пароперегревателя часть кипятильных труб не ставится. Боковые стены котлов закрыты надтрубной обмуровкой. Котлы производительностью до 10 т/ч транспортабельны и поставляются одним блоком (могут поставляться в обмуровке и обшивке или без них). Топочные устройства в состав блока не входят.

Котлы КЕ -25 производительностью 25 т/ч выполняются в высокой компоновке с вынесенной и полностью экранированной топкой. Задний экран образует фестон и соответственно камеру догорания. Правый боковой экран (Г-образного вида) переходит в потолочный. Движение дымовых газов в котельном пучке пролётное. Эти котлы поставляются тремя транспортабельными блоками (два топочных и конвективный) в обмуровке с обшивкой и без них.

1.3 Ремонт элементов поверхностей нагрева без их демонтажа

Элементы поверхностей нагрева, признанные при осмотре и проверке годными к дальнейшей эксплуатации, ремонтируют в топках и газоходах котлов без демонтажа.

В объем ремонтных работ входят подгибка и рихтовка труб, ремонт опор, подвесок и креплений, вырезка контрольных образцов и установка вставок, ремонт и замена защитных устройств, промывка змеевиков пароперегревателя . При ремонте устраняют дефектные сварные стыки, выполняют приварку к трубам рёбер, плавников и других деталей, производят ошиповку труб. Подгибку (на гнутых участках) и рихтовку (на прямых участках) труб паровых котлов производят в случае выхода труб из проектной плоскости на величину, превышающую предельные отклонения от проектных размеров. Это происходит при короблении труб, а также при отрыве труб от креплений и дистанционирующих деталей, отрыва креплений труб от деталей каркаса. У прямоточных котлов встречаются перекосы панелей радиационной части и выходы их из проектной плоскости.

Подгибку и рихтовку трубных элементов из углеродистой стали при выходе из ряда на 15-20мм производят холодным способом, при выходе из ряда на 20-30мм - при нагреве участка трубы до 750-1050єС. При большей деформации изогнутые участки обычно вырезают.

Деформированные участки из легированной стали, как правило, не рихтуют, а заменяют.

Выпрямленные трубы фиксируют установкой креплений. Оборванные и перегоревшие крепления заменяют.

Подгибку и рихтовку труб производят при помощи домкратов, винтовых скоб, клиньев, струбцин и других приспособлений.

Провисшие и деформированные змеевики выравнивают путём регулирования длины подвесок и восстановления стоек, гребёнок, хомутов.

Подтяжку подвесных труб и пружинных опор трубных элементов производят динамометрическими ключами, позволяющими контролировать нагрузку, установленную технической документацией.

Установку на место перекошенных и вышедших из проектной плоскости панелей радиационной части производят при помощи винтовых стяжек или ручных рычажных лебёдок после удаления обдувочных аппаратов и других мешающих деталей и освобождения панели от закрепляющих устройств.

При рихтовке ширм и вертикальных змеевиков (пакетов) конвективного пароперегревателя вместо индивидуальной рихтовки каждой петли иногда целесообразно восстанавливать правильное положение элемента целиком, пользуясь приспособлением. Работы по восстановлению правильного положения панелей, правке и рихтовке труб тесно связаны с проверкой и ремонтом креплений труб, их опор, подвесок и дистанционирующих деталей. Детали крепления труб в современных котлах большой мощности являются ответственными элементами, они фиксируют поверхности нагрева в определенном положении и обеспечивают тепловые перемещения трубных элементов и коллекторов в заданных направлениях. Змеевики пароперегревателей имеют не только подвески и крепления, но и дистанционирующие устройства. Их ремонт заключается в проверке и замене поломанных и сгоревших деталей с одновременным выравниванием змеевиков. Поверхности нагрева прямоточных котлов фиксируются неподвижными креплениями с одной стороны и подвижными креплениями в направлении удлинения труб и панелей при нагревании.

При осмотре неподвижных креплений проверяют прочность сварных швов и при обнаружении обрывов или трещин усиливают сварку. У всех креплений проверяют и восстанавливают прочность приварки дета- лей. Прорези в косынках и планках должны быть направлены в сторону перемещения панели. Большое значение для компенсации тепловых перемещений труб имеет их холодный натяг. В котлах ТПП-312 и ТГМП-314 холодный натяг труб осуществлен на стыке фронтового и потолочного экранов и в углах опускного газохода у потолочных труб поворотной камеры. Холодный натяг труб фронтового экрана равен 145мм, потолочного - 15мм. Для перемещения труб потолочного экрана в сторону фронтовой стены котла предусмотрено 160мм. Перемещение труб фронтового экрана вверх воспринимается компенсатором верхней части экрана. Перемещение потолочных труб поворотного газохода в сторону задней стены компенсируется холодным натягом, равным 45мм.

Величина холодного натяга труб указывается в технической документации на котлы.

2. Расчет котельного агрегата

Исходные данные топливо - природный газ Средняя Азия Центр

СН4 = 93,8%;

С2Н6 = 3,6%;

С3Н8 = 0,7%;

С4Н10 = 0,2%;

С5Н12 = 0,4%;

N2 = 0,7%;

СО2 = 0,6%.

2.1 Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания

1 Определяем теоретический объем воздуха необходимого для полного сгорания при сжигании газа , м3 воздуха / м3 газа, по формуле

, (1)

где m- число атомов углерода; n- число атомов водорода;

- процентное содержание входящих в состав природного газа

углеводородных соединений.

? =

2 Определяем теоретический объем азота в продуктах сгорания при сжигании газа , м3 воздуха/м3 газа, по формуле

 , (2)

где - теоретический объем воздуха, м3 воздуха / м3 газа.

3 Определяем объем трехатомных газов при сжигании газа , м3воздуха/м3газа, по формуле

, (3)

? =

4 Определяем теоретический объем водяных паров при сжигании газа , м3воздуха/м3газа, по формуле

, (4)

? =

5 Определяем коэффициент избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева по формуле

, (5)

где - коэффициент избытка воздуха перед газоходом;

- коэффициент избытка воздуха после газохода.

6 Определяем средний коэффициент избытка воздуха в газоходе для

каждой поверхности нагрева по формуле

7 Определяем избыточное давление количества воздуха для каждого газохода ,м3воздуха/м3газа, по формуле

(6)

8 Определяем действительный объем водяных паров для газа , м3воздуха/м3газа, по формуле

, (7)

где - объем водяных паров, м3воздуха/м3газа.

9 Определяем действительный суммарный объем продуктов сгорания для газа, м3воздуха/м3газа, по формуле

, (8)

10 Определяем объемную долю трехатомных газов r по формуле

, (9)

где - суммарный объем, м3воздуха/м3газа; - объем трехатомных газов, м3воздуха/м3газа.

11 Определяем объемную долю водяных паров по формуле

, (10)

где - суммарный объем, м3воздуха/м3газа;

- объем водяных паров, м3воздуха/м3газа.

12 Определяем суммарную объемную долю по формуле

, (11)

Результаты расчета действительных объемов продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводятся в таблицу.

Таблица 1 Объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатомных газов

Величина	Расчетная формула	Теоретические объемы
		Газоход
		Топка фестон	Пароперегреватель	Конвективные пучки	Экономайзер	воздухоподогреватель
1	2	3	4	5	6	7
1 Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева		1,1	1,13	1,18	1,26	1,32
2 Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе поверхности нагрева	(5)	1,1	1,115	1,155	1,22	1,29
3 Избыточное количество воздуха (м3/кг)	(6)	0,991	1,14	1,536	2,18	2,874
4 Объем водяных паров (мі/кг)	(7)	2,222	2,224	2,23	2,241	2,252
5Полный объем продуктов сгорания (мі/кг)	(8)	12,114	12,265	12,668	13,322	14,027
6 Объемная доля трехатом ных газов	(9)	0,088	0,087	0,084	0,08	0,076
7 Объемная доля водяных паров	(10)	0,183	0,181	0,176	0,168	0,161
8 Суммарная объемная доля	(11)	0,271	0,268	0,26	0,248	0,237

2.2 Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания

Вычисляют энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур для газа , кДж/мі, по формуле

, (12)

где - энтальпия 1мі воздуха, кДж/мі, принимается для каждой выбранной температуры по таблице 3 приложение А; - теоретический объем воздуха, необходимого для горения.

2 Определяют энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур, кДж/мі, по формуле

, (13)

где - энтальпии 1мі, кДж/мі, трехатомных газов, теоретического объема трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров, принимаются для каждой их выбранной температуры по таблице 2; - объем трехатомных газов, теоретический объем азота и водяного пара мівоздуха/м3газа.

3 Определяют энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур , кДж/мі, по формуле

 , (14)

4 Определяют энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха б>1 , кДж/мі, по формуле

, (15)

Аналогично рассчитывают все температуры. Результаты расчета энтальпии воздуха и продуктов сгорания заносится в таблицу.

Таблица 2 Результаты расчетов энтальпии

Поверхность нагрева	Температура после поверхности нагрева °С	, формула (12)	, формула (13)	, формула (14)	, формула (15)
Верх топочной камеры фестон, 1,2	2000	29270,628	35290,999	5854,126	41145,125
	1900	27670,932	33334,882	5534,186	38869,068
	1800	26071,236	31360,465	5214,247	36574,712
	1700	24509,628	29417,485	4901,926	34319,41
	1600	22957,542	27488,844	4591,508	32080,35
	1500	21395,934	25566,471	4279,186	29863,66
	1400	19834,326	23681,191	3966,865	27648,056
	1300	18272,718	21774,37	3654,544	25428,91
	1200	16758,72	19910,734	3351,744	23262,48
	1100	15235,2	18092,013	3047,04	21139,053
	1000	13711,68	16278,653	2742,336	19020,989
	900	12235,77	14478,985	2447,154	16926,139
	800	10797,948	12706,793	2159,59	14866,4
Пароперегр.1,23	1000	13711,68	16278,653	3153,69	19432,343
	900	12235,77	14478,985	2814,23	17293,215
	800	10797,948	12706,793	2483,53	15190,323
	700	9350,604	10970,186	2150,64	13120,826
	600	7922,304	9282,642	1822,13	11104,772
	500	6532,092	7646,931	1502,34	9149,271
Конвективные пучки 1,28	700	9350,604	10970,186	2618,17	13588,356
	600	7922,304	9282,642	2218,245	11500,9
	500	6532,092	7646,931	1829	9475,93
	400	5170,446	6036,27	1447,72	7484
	300	3846,888	4470,573	1077,13	5547,7
	200	2542,374	2948,803	711,9	3660,703
Водяной экономайзер 1,36	400	5170,446	6036,27	1861,36	7897,63
	300	3846,888	4470,573	1334,9	5855,5
	200	2542,374	2948,803	915,255	3864,06
Воздухопод.1,42	200	2542,374	2948,803	1067,8	4016,6
	100	1266,426	1457,834	531,9	1990

2.3 Расчет КПД и расхода топлива

1 Определяют располагаемую теплоту для газообразного топлива , кДж/м3,по формуле

, (16)

где - низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3;

- теплота, внесенная на котельный агрегат воздухом при подогреве его вне агрегата отборным паром, отработанным паром или другими теплоносителем в калорифере, устанавливаемом перед воздухоподогревателем, кДж/м3 .

2 Определяем потерю теплоты от механической неполноты горения. Для газа % 3 Определяем потерю теплоты с уходящими газами ,%, по формуле

, (17)

где - энтальпия уходящих газа, определяется по таблице 2 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов кДж/м3;

- энтальпия теоретического объема холодного воздуха при , кДж/м3 определяется по формуле

, (18)

- коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, берется из таблицы 1 в сечении газохода после последней поверхности нагрева.

4 Определяют потерю теплоты от химической неполноты сгорания %

5 Определяют потерю теплоты от наружного охлаждения ,%, по формуле

, (19)

где потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла, определяется по таблице 6 приложение В;

- номинальная нагрузка парового котла, т/ч;

- расчетная нагрузка парового котла, т/ч.

6 Вычисляют полезную мощность парового или водогрейного котла, кВт, по формуле

, (20)

где Dпе- расход выработанного перегретого пара, кг/с;

Dн.п- расход выработанного насыщенного пара, кг/с;

iп.п.,iп.в,iнп,iкип- энтальпия перегретого пара, питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер, насыщенного пара и кипящей воды в барабане котла, кДж/кг. В нашем случае .

7 Определяют потерю теплоты в виде физической теплоты шлаков и потерю от охлаждения балок и панелей топки, не включенных в циркуляционный контур котла ,%, по формуле

, (21)

Принимаем q6 = 0%. 8 Вычисляют КПД брутто парового котла ,% из уравнения обратного теплового баланса, по формуле

, (22)



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

, (23)

Определяют расчетный расход топлива для газа , м3/с

Расчетный расход топлива вносится во все последующие формулы, по которым подсчитывается суммарный объём продуктов сгорания и количество теплоты. Для последующих расчётов определяют коэффициент сохранения теплоты ,%,по формуле

, (24)

2.4 Расчет топки

Исходные данные: , . 1 Принимаем температуру продуктов сгорания на выходе из топки 1100 2 Подсчитывают полезное тепловыделение в топке , кДж/м3

, (25)

где Qв -теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/м3.

3 Определяют коэффициент тепловой эффективности экранов ,% ,по формуле

, (26)

где ч- угловой коэффициент;

о- коэффициент загрязнения определяется по таблице 7 приложение Г.

4 Определяют эффективную толщину излучающего слоя s, м по формуле

, (27)

где - объем топочной камеры, м3;

-поверхность стен топочной камеры, м2.

5 Определяют коэффициент ослабления лучей. При сжигании жидкого и газообразного топлива коэффициент ослабления лучей k, (м МПа)-1 зависит от коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами kг и сажистыми частицами kc

, (28)

где rп- суммарная объемная доля трехатомных газов, берется из таблицы 1.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами kг, определяют по номограмме рисунок 1, приложение Ж или по формуле

, (29)

где - объемная доля водяных паров, берется из таблицы 1;

- абсолютная температура на выходе из топочной камеры, оС;

- парциональное давление трехатомных газов, МПа.

, (30)

где р- давление в топочной камере котлоагрегата (для агрегатов, работающих без наддува, принимают р = 0,1 МПа)

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами , ,определяется по формуле

, (31)



При сжигании природного газа

, (32)

где - процентное содержание входящих в состав природного газа углеводородных соединений.

6 Определяют степень черноты факела для газообразного топлива ,%, по формуле

, (33)

где m- коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела, принимают m = 0,1 таблица 8 приложение Д;

- степень черноты святящейся части факела и несветящихся трехатомных газов.

, (34)

, (35)



7 Определяем степень черноты топки , % для камерных топок при сжигании газа по формуле

, (36)

8 Определяем параметр М при сжигании газа

(37)

Для полуоткрытых топок при сжигании высокореакционных твердых топлив, газа и мазута М = 0,48.

9 Определяется средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1м3 газа при нормальных условиях, кДж/м3К по формуле

, (38)

где -температура на выходе из топки, принятая по предварительной оценки, оС;

- теоретическая температура горения, оС определяемая по таблице 1 по значению Qт ,равному энтальпии продуктов сгорания Iа;

- полезное тепловыделение в топке;

- энтальпия продуктов сгорания берется из таблицы 1 при принятой на выходе из топки температуре.

10 Определяют действительную температуру на выходе из топки, оС по формуле

, (39)

Полученную температуру на выходе из топки сравнивают с температурой, принятой ранее. Если расхождение между полученной температурой и ранее принятой на выходе из топки превысит ±100оС, то расчет считается окончательным.

2.5 Расчет конвективных пучков котла

Исходные данные: s1=110мм,

s2 =110мм,

d =51х2,5мм,

Нк.п.=117,69м2, F = 0,41м2.

1 Предварительно принимают два значения температуры продуктов сгорания после рассчитанного газохода. В дальнейшем весь расчет ведется для двух предварительно принятых температур. 2 Определяют теплоту, отданную продуктами сгорания Qб, кДж/м3 по формуле

, (40)

где ц - коэффициент сохранения теплоты;

Iґ- энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева;

I"- энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, определяется по таблицы при двух предварительно принятых температурах после конвективной поверхности нагрева;

Дбк- присос воздуха в конвективную поверхность нагрева, определяется как разность коэффициентов избытка воздуха на входе и выходе из нее

;

-энтальпия присосанного в конвективную поверхность нагрева воздуха.

3 Вычисляют, расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе ,оС по формуле

, (41)

где и - температура продуктов сгорания на входе в поверхность и на выходе из нее.

4 Подсчитывают среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева, м/с по формуле

 , (42)

где Вр-расчетный расход топлива, м3/с;

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

Vг- объем продуктов сгорания на 1м3газа(из расчетной таблицы 1);

- средняя расчетная температура продуктов сгорания, оС.

5 Определяют коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева. При поперечном омывании коридорных и шахматных пучков и ширм

, (43)

где - коэффициент теплоотдачи, определяемый по номограмме приложение З

- поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяется по номограмме приложение З ;

- поправка на компоновку пучка, определяется по номограмме приложение З ;

- коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока, определяется по номограмме приложение З.

.



6 Вычисляют степень черноты газового потока по номограмме рисунок 2 приложение Ж.

При этом необходимо вычислить суммарную оптическую толщину по формуле

, (44)

где - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяется по номограмме рисунок-1 приложение Ж ,;

- коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, ;

- концентрация золовых частиц, ;

- давление в газоходе, для котлоагрегатов без наддува принимается равным 0,1 МПа.

Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков s, м по формуле

, (45)

где d - диаметр труб конвективных пучков, мм; s1 - поперечный шаг труб, мм; s2 - продольный шаг труб, мм.

7 Определяют коэффициент теплоотдачи, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева ,Вт/м3К для незапыленного потока по формуле

, (46)

где - коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме приложение И ;

- степень черноты;

- коэффициент, определяется по приложению И.

8 Подсчитывают суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева , Вт/м2К по формуле

, (47)

где о- коэффициент использования, для поперечного омываемых пучков принимается о = 1.

9 Вычисляют коэффициент теплопередачи К, Вт/м2К по формуле

, (48)

где -коэффициент тепловой эффективности определяется по таблице 10 приложение Е.

10 Температурный напор определяется как среднелогарифмическая разность температур Дt, оС по формуле

, (49)

где и - большая и меньшая разности температур продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости

,

,

11Определяют количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1м3 газа , кДж/м3 по формуле

, (50)

где Н - площадь поверхности нагрева конвективных пучков,м2.

12 По полученным двум значениям Qб и QТ производится графическая интерполяция для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева.

Размещено на Allbest.ru