Котельные установки и парогенераторы

Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Министерство образование и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

“Ивановский Государственный Энергетический Университет им В.И. Ленина”

Кафедра ПТЭ

уголь тепло котел шлакоудаление топка

Контрольная работа по теме: “Котельные установки и Парогенераторы”

Вариант № 9

Выполнил: Артёмов С.Ю.

4-72о

Проверил: Банников А. В.

Иваново 2014



Вопрос №11. Дайте общую характеристику бурых углей, их состав. По каким показателям бурые угли отличаются от каменных

Бурые угли. К бурым углям марки Б относят угли с неспекающимся коксом и высоким выходом летучих, обычно более 40%, и с высшей теплотой сгорания^[1] рабочей массы без зольного угля, меньшей 5700 ккал/кг (23883 Дж/кг).

Бурые угли характеризуются высокой гигроскопической и в большинстве случаев высокой общей влажностью, пониженным содержанием углерода и повышенным содержанием кислорода по сравнению с каменными углями. Вследствие сильной балластированности золой (А^р=15-25%)^[2] и влагой (W^p=20--35%) низшая теплота сгорания^[3] бурых углей пониженная МДж/кг (2500-3600 ккал/кг).

Таблица 13.1
Топливо	Состав горючей массы, %
	Cг	Wг	Oг	Nг	Sгор+к
Древесина	51	6	42,5	0,5	-
Торф	58	6	33	2,5	0,5
Бурый уголь	64-77	4-6	15-25	1	0,5-7,5
Каменный уголь: длинопламенный тощий	75-80 88-90	5-6 4-4,5	10-16 3-4	1,5 1,5	0,5-7 1-3
Антрацит	90-93	2-4	2-4	1	0,5-2
Горючие сланцы	60-65	7-9	10-17	1	5-15
Мазут	86-88	10-10,5	0,5-0,8	0,5-3



Вопрос 23 как определяется полезное использованное тепло в котле? Как определяется кпд котла по прямому и обратному балансу

То тепло, которое идёт на образование насыщенного пара в паровозном котле, на осушку пара и перегрев, если котёл снабжён перегревателем, называется полезным теплом.

При одинаковом давлении пара в котле за время опытной поездки и при одном и том же уровне воды в стекле перед началом и по окончании работы количество испарённой воды будет равно расходу её из тендера при условии отсутствия утечки воды при закачках инжектором.

Обозначая расход воды через А кг, теплосодержание 1 кг пара -- через). к и питательной воды -- через т, можем получить полезно использованное тепло из следующего выражения:

^ = А (Ак -- т) ккал/чаСш (32^

При питании котла водой происходит её потеря через вестовые трубы инжекторов. Это необходимо учесть при определении полезно использованного тепла.

Количество пара, приготовленное котлом, не всё реализуется на работу паровой машины, так как часть пара из котла расходуется на служебные нужды; поэтому с точки зрения работы паровой машины полезно использованным теплом будет называться то тепло, которое попало в машину.

Количество пара, приготовленное котлом для работы машины, будет равно

у = А-а{-)1Ь,

где а,- -- потеря воды инжекторами в кг;

- Ь -- сумма служебных расходов пара в кг.

Во время испытания паровоза часто бывает, что за время опытной поездки уровень воды в стекле понижается против первоначального; поэтому к расходу воды по тендеру необходимо прибавить весовое количество котловой воды, превращенной в пар, что подсчитывается по уровням воды в стекле.

Если обозначить количество воды в котле перед началом опыта через Л0 кг и в конце опыта -- через Лх кг, то количество воды, превращенной в пар, будет равно к--к

Количество тепла, пошедшее на превращение 1 кг котловой воды в пар, будет равно К -- Цк и за время опыта (Л0 -- К) (К -- С1К),

где Хк -- теплосодержание 1 кг пара в ккал;

цк -- теплосодержание 1 кг котловой воды в кал. Принимая во внимание все поправки, уравнение (32) приводим к следующему виду

я _ (Л1- а, - Щ (Хк - т) + (/»„ - (X, -дк)^

При подсчётах по паспортным данным и проектировании новых паровозов полезное тепло определяется по формуле

<?1 = В* (Аа -- т) + (Вк~Вм) (Хк-х), (34)

где Вм -- расход пара на машину в 1 час в кг; Вк -- полный часовой расход пара в кг; 1а -- теплосодержание перегретого пара вккал/кг. Теплосодержание 1 кг сухого пара можно определить по формуле

Х = дк + г = 608 + 0,ЗШк , (35)

где к -- температура пара в котле;

цк--теплота жидкости при данном давлении; Г -- полная скрытая теплота парообразования. Значение г может быть определено по формуле

г = 610,2 -- 0,712 и. (36)

Все эти величины можно брать непосредственно из таблиц или диаграммы /--5.

Две последние формулы справедливы только для паров температурами от 100 до 200°, т. е. вполне применимы для паровозных котлов, давление пара в которых не превышает 17 ат.

При различных подсчётах необходимо иметь в виду, что получаемый пар в котле не является сухим, а имеет определённый процент влажности, который необходимо учесть.

Сухость пара зависит от объёма парового пространства котла и от специальных устройств для осушки пара. Нормально степень сухости колеблется в пределах 0,92-^0,95; у паровоза типа 159, имеющем недостаточный объём парового пространства, степень сухости, по опытам ВНИИПТ, при форсировке котла гк = 40 кг/л*2час снижается до 0,86 (фиг. 234).

Пренебрежение степенью сухости пара может привести к неверным выводам.

Если обозначить степень сухости пара через х, то теплосодержание 1 кг влажного пара может быть определено из выражения:

К = дк + хг. (37)

Теплосодержание перегретого пара можно определять по формуле

1й=--дк + г + С0уй-1к), (38)



где Ср -- средняя теплоёмкость перегретого пара; /а -- температура перегретого пара. Значения средних теплоёмкостей приведены в табл. 16.

Таблица 16

Р в кг/см2	2	4	6	8	1 ю !	12	14	16
1к в °С	119,6	142,9	158,1	169 ,6	179,1	187 ,1	194,1	200.4
'« = 140......	0,490		.--.	_	--	.--	_	_
'а-180......	0,487	0,512	0,538	0,569	--	--	--	--
<й = 200 ......	0,485	0,507	0,530	0,556	0,584	0,615	0,653	--
'и = 240 ......	0,482	0,500	0,519	0,539	0,559	0,581	0,605	0,631
'„ = 280 ......	0,480	0,496	0,512	0,527	0,544	0,562	0,579	0,597
*й-зоо......	0,480	0,495	0,510	0,524	0,539	0,555	0,570	0,585
'а = 340 ......	0,481	0,493	0,507	0,518	0,532	0,545	0,557	0,570
'и = 380 ......	0,482	0,494	0,505	0,515	0,527	0,538	0,548	0,560
*й = 400 ......	0,483	0,494	0,505	0,514	--	--	--	--

Чтобы иметь представление о температуре перегретого пара на узкоколейных паровозах, заметим, что при испытании паровоза типа 159 в 1931 г. температура пара в коллекторе была получена не выше 225°. Во время испытания этого же паровоза в 1936 г. при изменённой конусной установке температура пара в коллекторе была получена несколько выше -- около 310° (фиг. 235).

На фиг. 2о6 представлена температура пара в золотниковой коробке и отношение теплосодержания перегретого пара к нормальному в зависимости отфорсировки котла 1К кг/м*час для паровоза типа 157, топливо --- уголь.



Для нахождения теплосодержания перегретого пара в золотниковой коробке для паровоза типа 157 можно воспользоваться данными той же фиг. 236, из которой X' -- , где /-и -- теплосодержание 1 кг пара, приведённого к давлению 1 ат, равное 640 ккал/кг.

На фиг. 237 представлен график температур перегретого пара в коллекторе пароперегревателя (а и в золотниковой коробке ?3 в зависимости от форсировки котла 1М кг/м2 час для паровоза серии ПТ-4 по опытным данным заводской лаборатории.

Из приведённых графиков видно, что температура перегретого пара в золотниковой коробке у паровоза серии ПТ-4 по сравнению с другими паровозами выше. Снижение температуры от



коллектора пароперегревателя до золотниковой камеры колеблется в пределах 15--30°, а у паровозов типа 159 и 157 перепад температур достигает от 50 до 90°.

Из приведённых графиков температуры перегретого пара видно, что она несколько ниже, чем у ширококолейных паровозов, что указывает на несовершенство рабочего процесса пароперегревателей узкоколейных паровозов.

Рассмотрев все тепловые потери в котле и полезно использованное тепло, можно написать тепловой баланс котла в виде уравнения: А

$о = $1 + $2 + Я'2' + Я3+Яі + Я6. (43)

По условиям нашего примера для определения полезного тепла будем иметь следующие числовые данные: Вк = 1 199 кг/час.

В» = 1 165 кг/час; 1й = 732 ккал/кг при /а = 310°;

К = 606 ккал/кг при степени сухости х = 0,87; т = 17° (вода в тендере). 1

Полезное тепло за вычетом служебных потерь будет <?і = Вм (Ха - т) = 1 165 (732 -- 17) = 833000 ккал/час.

Потеря.от химического и механического недогорания топлива, а также с уходящими газами нами определена выше :

Яг = 83 706 ккал/час; Я2 = 166 432 ккал/час; $з = 269 740 ккал/час.

Вследствие того, что определение потери тепла на внешнее охлаждение в зависимости от скорости движения не производилось, их придётся взять из паспортных данных равными 1 75% от располагаемого тепла. При этих условиях

Данные теплового баланса сведены в табл. 17.

Таблица 17

Располагаемое тепло	1 486 ООО ккал/час	100%
Потери от химического недогорания . . » от механического недогорания » с уходящими газами ...... » на внешнее охлаждение..... Невязка теплового баланса.......	833000 ккал/час 83 706 » 166 432 » 269 740 » 26 000 » 20 000 » 87 122 »	56,05% 5,63% П.2% 18,15% 1,75% 1,35% 5,87%

Фиг. 240. Кривые г, для паровоза типа 159

На фиг. 238 представлен коэфициент полезного действия котла паровоза типа 159 по опытам 1931 г. при составе топлива, сведённом в табл. 18. Резкое падение к. п. д. котла объясняется тем, что во время испытания паровоза вследствие плохой работы конусно;'! установки приходилось пользоваться во всё время опытов сифэном. Расход пара на сифон достигал более 20% приготовляемого котлом пара.

Таблица 18

Топливо	(в (в ч т	га ч о М	О. СП (в а щ и	Углерод	Водород	а.	Кислород	Теплотворная способности ккал\кг
Донецкий
уголь марки ПС	7;П	11,22	3,65	71,485	3,67	1,15	1,71	6 692



В 1936 г. производились вторичные теплотехнические испытания этого типа паровоза, но с другой конусной установкой; при опытах

Фиг. 241. Кривые т1(Ј для паровоза типа 159

к действию сифона прибегать почти не приходилось, что свело служебные потери к нормальному проценту и улучшило к. п. д. котла1 .

Коэффициенты полезного действия котла паровоза типа 159 по опытам 1936 г. на различных видах топлива приводятся на фиг. 239, 240 и 241. Рабочий состав топлива в %, на котором производились эти испытания, приводится в табл. 19.

Коэффициент полезного действия котла паровоза серии ПТ-4 выше на 5-г-7% по сравнению с паровозом типа 159.



Коэффициенты полезного действия котла паровоза типа 157 на различных видах топлива представлены на фиг. 242 и 243.

Рабочий состав топлива при испытаниях приводится в табл. 20.

Таблица 20

Вид топлива	Рабочий состав топлива в %	Содержание парафина	Скша
		Ар		ср	НР	NP		°р +нр
Парафини-
стып мазут
марки Г . .	3,94	0,03	--	83,08	12,03	_	--,	0,92	5,9	9 590
Уголь
смесь 50%
марки Т +
-г 50% мар-
и ПС . . .	1,49	15,71	2,19	73,46	3,77	1,5	1,88	1		6 793

Вопрос 42. Как конструктивно выполнены пылеугольные топки с жидким шлакоудалением? Условия, необходимые для удаления шлака в жидком виде. Показатель работы, область применения. Достоинства и недостатки топок

Переход на жидкое шлакоудаление впервые был осуществлен заменой холодной воронки существующих парогенераторов на горизонтальный или наклонный под с леткой. Так появились однокамерные топки с жидким шлакоудалением, преимущественно выполняемые призматической формы или с пережимом и многокамерные топки .

В топках с жидким шлакоудалением различают три зоны по организации топочного процесса и по состоянию шлаков и золы. Первая из них - зона активного горения топлива и плавления шлаков - занимает нижнюю часть топки, в которой экранные поверхности ошиповывают и покрывают хромитовой массой для уменьшения теплоотдачи к экранным поверхностям и обеспечения высоких температур газов, необходимых для надежного плавления и свободного стекания шлака по стенам в шлаковую ванну. С этой же целью горелки размещают невысоко над подом встречно на боковых стенах или в углах топки, а на котлах производительностью 265 кг/с (950 т/ч) и выше - на фронтовой и задней стенах. Для направления факела на поверхность жидкой ванны горелки иногда наклоняют вниз. Из ванны в легкотекучем состоянии шлак удаляется через летку. Верхней границей первой зоны является область, в которой температура газов выше температуры жидкоплавкого состояния шлаков.

При встречной компоновке горелок применяют прямоточные или вихревые горелки. Вихревые горелки с круглыми и в особенности с коническими амбразурами большого сечения подвержены сильному нагреву излучением ядра факела и горячими топочными газами, которые эжектируются к корню раскрывающегося вихревого факела. По этой причине металлические наконечники горелок часто выгорают.

При компоновке прямоточных горелок в углах топки их размещают в 2-4 яруса. Сбросные горелки размещают также в углах топки между основными пылеугольными горелками. Нижний ряд горелок располагают на высоте 1 м над подом. При направлении осей горелок по касательной к воображаемой окружности ? 1-2 м, в центре топки, ядро факела располагается над серединой жидкой ванны.

В топке с угловыми горелками из-за вращательного движения факела в средней части топки давление понижается и в зону пониженного давления поступают продукты сгорания из верхней части топки. Движущиеся вниз продукты сгорания могут устремиться через летку в шлаковую шахту.

Во второй зоне, находящейся выше первой, где температура газов снижается, а вязкость шлака увеличивается, шлак теряет текучесть и становится липким. При отложении шлака на топочных экранах ухудшается их тепловосприятие, затрудняется эксплуатация и понижается надежность работы топки. Для нормальной работы топки необходимо, чтобы вторая зона, являющаяся переходной между 1-й и 3-й зонами, отсутствовала или была сокращена до минимальных размеров. Шлакование в переходной зоне должно быть предотвращено рациональной организацией топочного процесса и аэродинамики топки.

Третья зона, являющаяся зоной охлаждения, характеризуется умеренными температурами газов, обеспечивающими грануляцию шлаков и золы, часть которых может откладываться на топочных экранах. Эти отложения сравнительно легко удаляются обдувкой.

Наличие второй зоны является недостатком открытых однокамерных топок с жидким шлакоудалением, в которых зона плавления не отделена от зоны охлаждения.

В однокамерных открытых топках количество улавливаемого шлака составляет 10-15% золы сжигаемого топлива.

Вопрос 69. Что собою представляет топливное хозяйство при сжигании мазута? Изобразите схему и объясните особенности ее работы

Состав рабочей части топлива - Cр + Hр + Sр + Oр + Nр + Aр + Wр = 100%. Где C, H, S, - горючие элементы, O, N - внутренний балласт, A, W - внешний балласт (зольность и влажность). Элементарный состав нефти изменяется в относительно узких пределах, Состав ее органической массы может быть принят следующим: Ср = 87,0%; Нр = 12,5%; 0р + Nр = 0,5%. В рабочей массе содержатся следы минеральных примесей, а, кроме того, может содержаться до 1% влаги и значительное количество серы, доходящее до 3,5% и выше. Низшая теплота сгорания нефти составляет приблизительно 10 000 ккал/кг; плотность изменяется в не очень широких пределах; ориентировочно ее можно оценить в 0,90-- 0,95 кг/м3. Сырая нефть в качестве топлива не используется и перерабатывается в моторное топливо, смазочные масла различных марок, трансформаторное масло и т. п. В качестве энергетического топлива используется только отход нефтепереработки -- мазут. Нефть, нефтепродукты и мазут характеризуются содержанием серы, плотностью, вязкостью, температурами застывания, вспышки и воспламенения. Сера -- вредная примесь, так как она вызывает коррозию аппаратуры при переработке нефти и коррозию поверхностей нагрева котельных агрегатов при сжигании мазута, а также приводит к загрязнению атмосферы сернистым ангидридом SOx. При переработке нефти сера частично переходит в нефтепродукты, но большей частью остается в мазуте. По содержанию серы нефть и мазут делят на три класса: малосернистые с содержанием серы не более 0,50% (Sр 0,5%), сернистые с содержанием серы от 0,51 до 2,00% (Sр = 0,5 2%) , многосернистые с содержанием серы более 2,00% (Sр = 2,5 3,5%). В результате совершенствования процессов переработки нефти снижается выход мазутов, но значительно повышается их вязкость. В настоящее время сжигается только вязкий мазут. Загрязненность мазута внешним балластом зависит от условий добычи, хранения и перевозок. Зольность совершенно ничтожна (доли процента). Влажность мазута в местностях, ближе расположенных к промыслам, обычно не превышает 1%, а по мере удаления увеличивается и в среднем составляет около 3%. Примесь парафина в нефтяных остатках, не отражаясь на их теплотехнических свойствах, способствует повышению температуры застывания, которая для некоторых мазутов доходит до 42°С. Такой мазут для перекачки и сжигания приходится систематически подогревать до 70--115°С. Первоначально мазут разогревают в цистернах, баках, нефтехранилищах для перекачки его по трубопроводам. Для этого устанавливают в них змеевики, обогреваемые паром или горячей водой при температуре не выше 145°С. Нефтехранилища и баки должны обязательно сообщаться с атмосферой. Наружные мазутопроводы тщательно утепляют или прокладывают совместно с паропроводами. Мазут, подаваемый к форсункам, дополнительно подогревается в поверхностных теплообменниках. Мазут немного легче воды; плотность его колеблется в пределах 0,89--0,998. Вследствие этого вода, примешанная к мазуту, при хранении в резервуарах может отстаиваться, опускаясь вниз. При вязких мазутах отстаивание может происходить только при прогреве. Вязкость (вязкость - свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление взаимному перемещению частиц (молекул) под действием приложенных сил) нефти и главным образом мазута определяет возможность транспортирования их по трубопроводам, а также распыления: чем выше вязкость топлива, тем труднее перекачивать и распылять его. Вязкость нефти, нефтепродуктов и мазута выражают обычно в единицах условной вязкости ВУ. Согласно ГОСТ 6258-52 условной вязкостью называют отношение времени истечения из вискозиметра типа ВУ 200 мл испытуемого нефтепродукта при температуре испытания (ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при температуре 20° С). Величина этого отношения выражается как число условных градусов. Условная вязкость при температуре обозначается ВУ. С повышением температуры вязкость нефтепродуктов уменьшается При понижении температуры наступает такой момент, когда нефть, нефтепродукт или мазут загустевает (застывает), превращаясь в нетранспортабельный твердый продукт. Температурой застывания нефтепродукта называют ту температуру, при которой он в условиях опыта загустевает настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° к горизонту уровень продукта остается неподвижным в течение 1 мин. Для большинства нефтепродуктов температура застывания лежит в области отрицательных температур, причем чем легче нефтепродукт, тем ниже эта температура. Однако для некоторых сортов нефти и мазута температура застывания становится положительной, доходя до 25 °С и выше. На температуру застывания нефти и мазута заметно влияет их состав и в первую очередь содержание парафина, который резко повышает температуру застывания. Температуры вспышки и воспламенения определяют воспламеняемость нефтепродукта и, в частности, пожарную опасность, которую он представляет. Температурой вспышки называют ту температуру данного нефтепродукта, нагреваемого в определенных лабораторных условиях, при которой пары его образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени (температура при которой мазут вспыхивает, при внесении открытого огня, но не горит: tхр< tвс (на10 - 15 0С). Температура вспышки мазута от 90 - 140 0С). Температурой воспламенения нефтепродукта называют температуру, при которой нагреваемый в установленных лабораторных условиях продукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее установленного времени (Температура воспламенения - это температура при которой смесь горит не менее 5 секунд: tвосп > tвс (на 10 - 15(40) 0С).). для бензина температура вспышки составляет 20--50 оС, для мазута 80--140 °С. Жидкое котельное топливо -- топочный мазут -- по своему элементарному составу мало отличается от сырой нефти. Горючая масса мазута имеет следующий состав: СР =85,5--87,7%; НР =10,0-11,7%; OР + NР = 0,6--1,0%, SР = 0,5--3,5%. Теплота сгорания горючей массы -- около 10 000 ккал/кг. Теплотой сгорания топлива называется количество тепла, выделяющегося при полном сгорании твердого, жидкого или газообразного топлива. Ее определяют отношением теплоты, выделяющейся при полном сгорании топлива, к массе сгоревшего топлива, т. е. q = Q /т, где: Q - теплота, выделяющаяся при полном сгорании топлива; m - единица массы топлива. Если принять Q =1 джоулю (Дж); т=1 кг, единицей теплоты сгорания будет = 1 Дж/кг В теплотехнике применяют также кратные единицы (кДж/кг, МДж/кг, ГДж/кг). Теплота сгорания топлива является важнейшей характеристикой рабочей массы топлива. Она зависит от содержания горючих частей в единице массы рабочего топлива. Чем больше в топливе горючих веществ, тем больше теплота его сгорания. Различают высшую и низшую теплоту сгорания топлива. Высшая теплота сгорания Qрв, которую получают путем сжигания пробы топлива в калориметрической бомбе, при этом часть тепла расходуется на испарение воды, образующейся при сгорании топлива, а также содержащейся в нем влаги. Влажность топлива. Влажность мазута в местностях, ближе расположенных к промыслам, обычно не превышает 1%, а по мере удаления увеличивается и в среднем составляет около 3%. Низшая теплота сгорания топлива Qрн меньше высшей на количество тепла, которое затрачивается на испарение воды, образующейся при полном сгорании топлива, а также влаги, содержащейся в нем. Низшей теплотой сгорания пользуются для практических расчетов, так как при сжигании топлива в топках паровых и водогрейных котлов пары воды уносятся с горячими газами в дымовую трубу. Теплоту сгорания топлива определяют в особом приборе - калориметре или подсчитывают по процентному содержанию составных частей топлива Мазут обычно содержит некоторое количество воды, увеличивающееся после водных перевозок, а также при разогреве в цистернах острым паром. Содержание минеральных примесей в мазуте заметно возрастает по сравнению с нефтью, составляя приблизительно 0,3%. Мазут подразделяют на шесть марок: Ф5, Ф12, 40, 100, 200 и МП, из них в стационарных котельных установках сжигают только мазут марок 40, 100 и 200. Основные физико-технические характеристики этих марок мазута приведены в табл. Приемные устройства мазута. В качестве жидкого топлива на теплогенерирующих установках (ТГЕ) в основном поступает высоковязкий мазут марки M - l 00 и в небольших количествах растопочный мазут М - 40, в отдельных случаях - маловязкая стабилизированная нефть. Для перекачки мазута, заполнения и слива его из емкостей температура мазута должна быть не ниже 55 °С для мазута марки М - 40 и 70 °С для M-l 00, что соответствует вязкости не выше 30° ВУ. Мазут большей частью поступает на ТГЕ по железной дороге в цистернах с грузоподъемностью до 125 т, которые не приспособлены для поддержания необходимой температуры текучести мазута. В пункты назначения мазут прибывает с низкой температурой (особенно в его внешней пристенной зоне) и высокой вязкостью, что делает невозможным его самостоятельный слив. Теплопроводность (Передача внутренней энергии от одних частей среды к другим, обусловленная хаотическим движением частиц, во внесистемных единицах теплопроводность измеряется в кал/(ссм°С); ккал/(чм°С). Согласно Международной системе единиц (СИ), единица измерения теплопроводности Вт/(мК)) и температуропроводность мазута очень малы, а поэтому разогреть всю массу мазута на большую глубину (диаметр цистерны 2600--2800 мм) при подводе теплоты только снаружи за короткое время невозможно. На ТЭГ применяют два способа ускоренного слива мазута из цистерн: прогрев всей массы топлива в цистерне свежим паром; интенсивный прогрев нижней части цистерны снаружи с одновременным сливом разогретого мазута. Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства принимается не менее 20% вместимости цистерн, устанавливаемых под разгрузку. Насосы должны обеспечить перекачку мазута, слитого из цистерн, установленных под разгрузку, не более чем за 5 ч; (предусматривается резерв насосов). Приемная вместимость растопочного мазутохозяйства д. б. не менее 120 м3 (резерв насоса не предусматривается). В приемных емкостях и резервуарах мазутохранилища нагрев мазута до t 90 °С не разрешается. Подогрев мазута открытым паром получил наиболее широкое распространение (рис. 4.1). Для этого сливная эстакада оборудуется стационарной разводкой пара, поступающего с давлением 1,2 - 1,5 МПа и температурой 200 - 280 °С. Пар шлангом подводится к центральной и двум боковым изогнутым штангам, которые на нижних концах имеют отверстия диаметром 5 - 6 мм для выхода пара в толщу мазута. Вытекающие из отверстий струи пара за счет теплоты конденсации разогревают мазут, который по мере увеличения текучести сливается через нижнее отверстие цистерны. Недостатком подогрева мазута открытым паром является значительное обводнение топлива, при этом в последующем мазут практически не отстаивается от воды. Этот способ прогрева требует длительного времени и ведет к продолжительному простою цистерн под разгрузкой. Такой же длительностью разгрузки ввиду слабой интенсивности обладает и метод внешнего комбинированного разогрева прибывших цистерн в специальных тепляках за счет теплового излучения от трубчатых панелей, обогреваемых паром при температуре около 200 °С, и струями горячего воздуха с температурой 125 °С. Большей интенсивностью разогрева мазута отличаются цистерны, оборудованные паровой рубашкой (рис. 4.2,а). В таких цистернах, поступивших на разгрузочную эстакаду, уже через несколько минут после подачи пара стенки корпуса нагреваются до температуры 80 °С, пристенный слой мазута становится текучим и стекает к сливному патрубку 3 (рис. 4.2,6). На его место поступают холодные слои мазута и разогреваются. Интенсивный «нагрев определяется конденсацией поступающего/ пара, в связи с чем разогрев и слив мазута из цистерны происходят в 2--3 раза быстрее, чем в цистернах обычной конструкции. При этом в 2--2,5 раза уменьшается расход пара по сравнению с открытым способом нагрева, не происходит обводнения мазута, достигается полный слив и не требуется последующей очистки цистерны от остатков вязкого мазута. Поиски новых, эффективных методов слива жидкого топлива ведутся в различных направлениях. Среди них можно назвать слив под избыточным давлением в цистерне за счет подачи в верхнюю ее часть сжатого пара, применение вибрации в процессе разогрева мазута, увеличивающей интенсивность теплообмена, использование инфракрасных излучателей вместо паровых калориферов при нагреве в. тепляках и др. При расположении складов хранения вблизи нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) предприятие получает горячий мазут с температурой 60-95 °С по трубопроводам прямо в резервуары станции. Этот способ исключает потери теплоты при охлаждении мазута на НПЗ и повторные затраты ее на последующий нагрев мазута на ТЭГ. Технологическая схема подготовки мазута к сжиганию. Мазутное хозяйство ТЭГ состоит из комплекса сооружений, устройств, аппаратов и агрегатов, предназначенных для приема, хранения, подготовки и подачи жидкого топлива (мазута) к паровым котлам для сжигания. Жидкое топливо может использоваться как основное, как резервное или в качестве растопочного. На газомазутных электростанциях оно чаще всего является основным топливом, т. е. сжигается в котлах большую часть года. Подача основного или резервного топлива всегда рассчитывается на обеспечение полной мощности ТЭГ Мазутное хозяйство должно обладать абсолютной надежностью подачи топлива, иметь достаточно простую технологическую схему в интересах удобного обслуживания я быстрого безошибочного подключения резервного оборудования. Технологический тракт подготовки мазута на ТЭГ (рис. 4.3) включает в себя приемно-сливное устройство (сливные эстакады с желобами, приемные резервуары с погруженными перекачивающими насосами), основные резервуары для хранения постоянного запаса мазута, мазутонасосную систему трубопроводов для перекачки мазута и пара и группу подогревателей мазута. Подготовка мазута перед его сжиганием заключается в удалении механических примесей, повышении давления мазута и его подогреве, необходимых для снижения потерь энергии на транспорт мазута к паровым и водогрейным котлам и его тонкого распыления в форсунках горелочных устройств. Система резервуаров-хранилищ мазута со всем оборудованием подготовки и перекачки мазута по существующим противопожарным нормам должна располагаться на удалении от главного корпуса ТЭГ, вне ее территории. В приемно-сливном устройстве поступающий мазут подогревается до 60--70 °С и подается погруженными перекачивающими насосами в основные резервуары-- наземные железобетонные баки-хранилища. Температура мазута в баках поддерживается не ниже 60 °С в любое время года за счет циркуляционного подогрева путем возврата в бак части (до 50 %) разогретого во внешних паровых подогревателях мазута Недостаток циркуляционного подогрева мазута--повышенный расход электроэнергии на его перекачку, однако это окупается достоинствами метода. Типовой является двухступенчатая схема подачи топлива, разработанная институтом Теплоэлектропроект (ТЭП). По этой схеме подготовка топлива к сжиганию (подогрев, перемешивание мазута в резервуарах, фильтрация от внешних загрязнений) осуществляется за счет работы насосов первой ступени при низком давлении мазута (около 1 МПа). Насосы второй ступени перекачивают в главное здание ТЭГ уже подогретый и очищенный мазут и развивают необходимое высокое давление (3,5 - 4,5 МПа). Производительность насосов первой ступени выбирается с учетом 50 % рециркуляции мазута в пределах мазутного хозяйства, а насосов второй ступени - также с учетом дополнительного расхода на рециркуляцию мазута, которая нужна для поддержания температуры при транспорте мазута к котлам в любых режимах эксплуатации. При высокой скорости мазута на выходе из распиливающей форсунки может иметь место сильный абразивный износ металла мазутных каналов форсунки и быстрый выход ее из строя. Кроме того, при диаметре выходного сопла форсунки 3 - 5 мм не исключено его забивание крупными твердыми часгицами или сгустками асфальтосмолистых веществ. Очистка мазута от более грубых фракций происходит в фильтрах грубой очистки с размером ячеек сетки 1,5 1,5 мм2, .которые устанавливают обычно на сливе мазута в приемные резервуары. Последующее удаление примесей производится в фильтрах тонкой очистки, установленных перед насосами второй ступени на подогретом мазуте. За счет избыточного давления насосов первой ступени мазут продавливается через цилиндрическую сетку с размером ячеек 0,3 - 0,5 мм. Повышение температуры мазута обеспечивается в паровых подогревателях. Более распространенными являются секционные подогреватели, выполненные по схеме «труба в трубе» (рис. 4.4). Мазут по нескольким трубкам малого диаметра движется внутри камер-секций и снаружи обогревается конденсирующимся паром. Такие подогреватели при давлении греющего пара до 1,5 МПа обеспечивают нагрев мазута до 150 °С. Коэффициент теплопередачи при скорости мазута 1-1,5 м/с составляет 120-300 Вт/(м2 К) в зависимости от степени загрязнения внутренней поверхности трубок. Подогреватели обычно располагают группами вне помещения мазутонасосной. Конденсат пара подвергается затем тщательной очистке от мазута и масел и используется в цикле электростанции. По условиям тонкого распыления мазута в форсунках очень важно поддерживать вязкость и давление мазута на нужном уровне. При сжигании мазута с малыми избытками воздуха в мощных горелках с высоконапорными форсунками механического распыла его вязкость перед форсунками не должна превышать 1,5 - 2° ВУ, для чего мазут марки M - l00 следует нагревать до температуры 140 °С, а М - 200 до 160°С. В других случаях (применение паромехаонических форсунок, механические форсунки малой мощности) вязкость мазута не должна быть выше 2,5 - 3° ВУ и подогрев не ниже 120-140°С. Для ТЭГ, получающих мазут постоянного качества, контроль за вязкостью мазута по температуре вполне достаточен. Но нередко электростанции получают мазут с различными вязкостно-температурными характеристиками. В таких случаях необходим прямой контроль за вязкостью мазута в процессе эксплуатации, что обеспечивается автоматическим вязкозиметром. По его показателям изменяется температура подогрева мазута. В процессе эксплуатации мазутопроводов и подогревателей на внутренней поверхности труб увеличиваются загрязнения в виде отложений высокомолекулярных соединений. В подогревателях при температуре стенки выше 150 °С начинается процесс коксования (отвердевания) отложений в пристенном слое. Это явление ведет к росту гидравлического сопротивления (иногда в 5-10 раз) и снижению теплообмена в подогревателе, что сокращает рабочую кампанию системы и требует частых остановок на очистку. В целях предотвращения загрязнения мазутопроводов, уменьшения роста загустевших осадков в резервуарах в мазут вводят щелочные растворимые присадки, разработанные Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтепереработки типов ВНИИНП 102--ВНИИНП 106 B количестве около 0,2 % расхода мазута. Указанные присадки снижают вязкость мазута за счет растворения части высокомолекулярных углеводородов и тем самым приводят к уменьшению осадка в резервуарах, мазутопроводах и снижению коксования подогревателей и каналов форсунок. Работа системы мазутного хозяйства автоматизирована. Насосы первой и второй ступеней управляются дистанционно с местного щита управления мазутонасосной или главного щита электростанции. На случай падения давления в напорных мазутопроводах предусмотрено устройство автоматического ввода резервных насосов, а для оперативных переключений магистралей установлены быстродействующие отсекающие клапаны с соленоидными приводами.

Расчет задачи. Котел Е75-40 ФБ.

Схема котла

Исходные данные:

, ,, .

Донецкий каменный уголь, марка ДР.

=11%,=25,4%,=2%, =40%, =4370 дж/кг, =0,6%, =47,7%, =3,2%, =1,3%, =8,8%

Присосы воздуха в газоходах парового котла при минимальных нагрузках.

Элементы парового котла	Газаходы	Величина присоса ?б
Топочная камера	Топка парового котла для газового топлива	0,1
Котельные пучки	Фестон	0
Пароперегреватели	Первичный пароперегреватель	0,03
Экономайзер	Для котлов Д>50 т/ч	0,02
Воздухоподогреватель	Для котлов Д>50 т/ч	0,03

Избытки воздуха и присосы по газоходам.

Газоходы	Коэффициент избытка воздуха за газоходом б	Средний коэффициент избытка воздуха в газаходе
Топка и фестон	===1,2	1,21
Пароперегреватель		1,215
Экономайзер		1,24
Воздухоподогреватель		1,265

== 2.5171 %

== 5.8123 %

Объемы и массы продуктов горения, доли 3-х атомных газов и водяного пара, концентрации золы.

#	Величина	Еде- Ни- цы	= 4,83 , 0,91 , =3,87 , =0,5 , =11%,=25,4% Газаходы Топка и паропере- Эконо- воздухо- Фестон греватель майзер подогрев атель
1	Коэффициент избыточного воздуха за газоаходом	-
2	Коэффициент избыточного воздуха за газоаходом	-
3	=+0,161(б-1)*		0,5157 -	- 0,5168	- 0,5188	0,522 0,52
4	=+(б-1)*++		6,256 -	- 6,32	- 6,4512	6,6464 6,5732
5	=		0,1454 -	- 0,1439	- 0,141	0,1369 0,1384
6	=		0,0799 -	- 0,0791	- 0,0775	0,0752 0,076
7	=+		0,2253 -	- 0,223	- 0,2185	0,2121 0,2144
8	=1-+1,306*б*		8,3939 -	- 8,4894	- 8,6487	8,9037 8,808
9	= *
10	=		1.3417 -	- 1.342	- 1,3406	1,3396 1,3396

Энтальпии воздуха и продуктов горения по воздуховодам парового котла (ккал/кг или ккал/)

Газаходы	Температура Газов	, ккал/кг	, ккал/кг	(б”-1)*, ккал/кг	=*(б”-1)*	?=(-(
Топка и фестон	2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900	4808 4566 4324 4085 3945 3602 3373 3138 2908 2674 2446 2222 2000 1779	3964 3769 3574 3378 3183 2992 2802 2612 2422 2231 2046 1860 1675 1494	792,8 753,8 714,8 675,6 636,6 598,4 560,4 522,4 484,4 446,2 409,2 372 335 298,8	5600,8 5319,8 5038,8 4760,6 4581,6 4200,4 3933,4 3660,4 3392,4 3120,2 2855,2 2594 2335 2077,8	242 242 239 140 343 229 235 230 234 228 224 222 221
Пароперегреватель	700 600 500 400	1347 1139 938 739	1142 968 798 632	245,53 208,12 171,57 135,88	1592,53 1347,12 1109,57 874,88	208 201 199
Экономайзер	500 400 300	938 739 546	798 632 470	191,52 151,68 112,8	1129,52 890,68 658,8	199 193
Воздухоподогр- еватель	300 200 100	546 352 177	470 311 154	124,55 82,415 40,81	670,55 434,415 217,81	194 175



Тепловой баланс парового котла. Определение расчетного расхода топлива.

100=+++++

==4370 ккал/кг

Д=75 т/ч, =40%

=0,5%, =2-1,5%, = * 100= * (100-)

=*(100-1,5) = 6,2853

Потеря тепла от наружного охлаждения котла:

=f(Д)=f(75)=0.75%

Потеря с физическим теплом шлака не учитывается.

КПД парового котла:

= 100 - (++++) = 100 - (6,2+0,5+1,5+0,75) = 91,05%

Расход воздуха.

B= * 100 = * 100 По и =1,08 , =1,08*44=47,52

По =48,6 кгс/ и =141,3

В= кг/ч

Размещено на Allbest.ru