Перевод котла КВ-ГМ-50 котельной г. Мончегорска для сжигания угля

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

МУРМАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Дипломный проект

Перевод котла КВ-ГМ-50 котельной г. Мончегорска для сжигания угля

по специальности Энергообеспечение предприятий

Мурманск

Аннотация

В настоящем дипломном проекте ставится задача о переводе водогрейного котла КВ-ГМ-50 котельной г. Мончегорска для сжигания угля.

Данное мероприятие имеет ряд преимуществ, а именно позволит: значительно снизить себестоимость производства тепловой энергии, повысить надёжность энергообеспечения г. Мончегорска путем ввода в эксплуатацию новых теплогенерирующих мощностей, обеспечить удержание тарифов на теплоснабжение, на приемлемом для населения уровне при одновременном обеспечении безубыточности деятельности теплоснабжающей компании, а также улучшить существующую экологическую ситуацию.

В проекте изложено описание реконструкции котла КВ-ГМ-50, а также выполнены следующие расчеты: тепловой расчет котельной установки; технико-экономический расчет; расчет вентиляции котельного зала. Также были рассмотрены разделы охраны труда и окружающей среды.

The Summary

In the present degree project the task about transfer of the KV-GM-50 boiler of a boiler room of Monchegorsk for coal burning is set.action has a number of advantages, namely will allow: considerably to reduce cost of production of thermal energy, to increase reliability of power supply of Monchegorsk by commissioning of new heatgenerating capacities, to provide deduction of tariffs for a heat supply, at level accepted for the population at simultaneous ensuring profitability of activity of the heatsupplying company, and also to improve an existing ecological situation.the project the description of reconstruction of a copper of KV-GM-50 is stated, and also the following calculations are executed: thermal calculation of boiler installation; equipment economic calculation; calculation of ventilation of a boiler hall. Also labor and environmental protection sections were considered.

Содержание

Введение

. Характеристика котельной г.Мончегорска

.1 Описание объекта

.2 Основной склад

.3 Расходный склад

.4 Склад шлака и золы

.5 Электроснабжение

.6 Принцип работы котельной установки

. Описание реконструкции котла

.1 Основные моменты

.2 Трубная система

.3 Топочное устройство

.4 Система подачи топлива

.5 Система возврата уноса

.6 Тяго-дутьевое оборудование

.7 Газоочистное оборудование

.8 Характеристики котла КВ-ГМ-50 при сжигании мазута

. Тепловой расчет котла

.1 Краткая характеристика топлива. Определение количества воздуха, продуктов сгорания и их парциальных давлений

.2 Определение энтальпии продуктов сгорания

.3 Составление предварительного теплового баланса

.4 Расчет теплообмена в топке

.5 Расчет теплообмена в конвективных поверхностях обмена

.6 Тепловой баланс котла

.7 Выводы

. Охрана окружающей среды

.1 Загрязняющие вещества, образующиеся при сжигании энергетических топлив

.2 Краткая характеристика загрязняющих атмосферу веществ

.3 Охрана атмосферного воздуха

.4 Экологические аспекты при сжигании угля в ВТКС

4.5 Охрана окружающей среды при складировании и вывозе отходов

4.6 Сравнительный анализ воздействия на окружающую среду

. Охрана труда

.1 Анализ ОВПФ при переводе котла КВ-ГМ-50 для сжигания угля

.2 Требования по безопасности труда

.3 Разработка технических или организационных мероприятий по снижению воздействия опасных и вредных производственных факторов на обслуживающий персонал

.3.1 Требования к помещению, оборудованию и его размещению

.3.2 Требования к рабочим местам и инструментам

.3.3 Требования к технологическим процессам

.4 Расчет вентиляции

.5 Пожарная безопасность

. Технико-экономический расчёт

.1 Расчет капитальных затрат

.2 Расчет текущих затрат

.3 Определение экономии средств на покупку топлива

.4 Показатели эффективности

.5 Сводная таблица

.6 Вывод

Заключение

Список литературы

котел уголь сжигание тепловой

Введение

Г. Мончегорск имеет централизованную систему теплоснабжения. Выработка тепловой энергии осуществляется на ТЭЦ Кольской ГМК и по трубопроводам поступает на городскую площадку. Режим отпуска тепла осуществляется по температурному графику 130-70 0С. Резервных магистральных теплопроводов город не имеет. Теплоснабжение поселков округа осуществляется собственными котельными. Охват централизованным теплоснабжением капитальной застройки поселка 25-ый километр составляет 100%.

Существующая система теплоснабжения города Мончегорска характеризуется высокой степенью износа основных фондов, высокими затратами, большими потерями энергии и воды. В связи с большим ростом потока отказов (утечек) возникает проблема бесперебойного обеспечения потребителей тепловой энергией.

ОАО "Мончегорская теплосеть" планомерно проводит профилактические работы и текущие ремонты, ежегодно осуществляет капитальный ремонт наиболее "уязвимых" участков тепловых сетей, проводит модернизацию тепловых сетей, но всего этого недостаточно для поддержания устойчивой работоспособности тепловых сетей г. Мончегорска. Основная причина появления более частых отказов тепловой сети заключается в том, что тепловые сети выработали свой ресурс, а средств, выделяемых на капитальный ремонт, недостаточно из-за значительного удорожания материальных ресурсов.

Решение данной проблемы заключается в переходе на более дешевые теплоносители (а именно - уголь), для чего необходимо строительство угольной котельной.

Реализация проекта по реконструкции "Перевод котла КВГМ-50 для сжигания угля " позволит:

снизить себестоимость производства тепловой энергии;

повысить надёжность энергообеспечения г. Мончегорска путем ввода в эксплуатацию новых (современного технического уровня) теплогенерирующих мощностей;

обеспечить удержание тарифов на теплоснабжение в г. Мончегорск на приемлемом для населения уровне при одновременном обеспечении безубыточности деятельности теплоснабжающей компании.

а также изменить существующую экологическую ситуацию в лучшую сторону.

Существующая ситуация на котельной г. Мончегорска:

При выгрузке мазута используется пар, и имеются выбросы в атмосферу легких фракций мазута. В связи со значительным снижением качества мазута имеется проблема запахов, а, следовательно, - выбросов легких углеводородов при разгрузке мазута.

Мазутные котельные не имеют систем очистки дымовых газов. Ряд высокотоксичных компонентов выбрасывается в атмосферу городов - бензопирен, мазутная сажа, окислы азота. Установить газоочистку невозможно из-за высокой коррозионной активности уходящих газов.

Используется мазут с содержанием серы более 3%. Высокое содержание серы ведет не только к высокой коррозии оборудования котельных, но и к загрязнению атмосферного воздуха, кислотным дождям.

В результате перевода котлов КВ-ГМ-50 на уголь:

Будут использованы котлы с топками ВТКС, которые по своим конструктивным особенностям обеспечивают более полное дожигание топлива и снижение выбросов.

На выходе из котлов устанавливаются циклоны, позволяющие осадить до 90% летучей золы, и электрофильтры.

Значительно снизятся выбросы серы и сложных углеводородов.

Появится возможность выпуска местных более дешевых строительных материалов для нужд жилищного строительства.

1. Характеристика котельной г. Мончегорска

 

1.1    Описание объекта

 

В сентябре 1938 г. был создан энергетический цех комбината "Североникель", в состав которого входили: паросиловое, водопроводно-канализационное и кислородно-воздуходувное хозяйства.1 апреля 1981 г. из состава энергоцеха было выведено паросиловое хозяйство в самостоятельный цех теплоэлектроцентраль (ТЭЦ).1 апреля 1984 г. на баланс ТЭЦ передан центральный склад мазута.

С 1 октября 1997 г. городские тепловые сети были переданы в муниципальную собственность с образованием муниципального унитарного предприятия "Мончегорская теплосеть".ТЭЦ обеспечивает снабжение потребителей на промплощадке тепловой энергией в виде пара и горячей воды, города тепловой энергией в виде горячей воды, а также вырабатывает электроэнергию. Отпуск тепла и электроэнергии осуществляется в соответствии с установленными цеху плановыми заданиями и заключенными с потребителями договорами, в виде сетевой воды с температурным графиком 130 - 70 °С при центральном качественном регулировании. Схема тепловых сетей двухтрубная закрытая. Давление на выводах составляет 75 и 43 м вод. ст. в подающем и обратном трубопроводах соответственно при располагаемом напоре 32 м вод. ст. Статическое давление должно поддерживаться также на уровне 32 м вод. ст. Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении - 26296 м, средний по материальной характеристике диаметр трубопроводов составляет 194 мм.

В настоящее время в водогрейной котельной установлены и находятся в эксплуатации три котла типа КВ-ГМ -100 производительностью по 100Гкал/ч с рабочим давлением 16кгс/см², и два котла типа КВ-ГМ-50, в прилегающей части котельной. Все указанные котлы работают на жидком топливе - мазуте. Технологическая сема представлена на рисунке 1.

Та часть котельной, в которой установлены котлы, имеет габаритные размеры в плане 28х40 м. Здание выполнено в сборных железобетонных конструкциях с опиранием на монолитные железобетонные фундаменты. В качестве ограждающих конструкций применены сборные железобетонные панели из шунгизитобетона. Кровля - рулонная из армогидробутила с утеплителем из жестких минераловатных плит на синтетическом связующем.

Сборные бункера топлива и очаговых остатков размещаются вне здания. Газоходы от дымососов выводятся в борова к возведенной дымовой трубе через проемы в стене.

В пристройке располагаются на отметке 0,00 РУСН-0,4 кВ, и РУ-6 кВ.

Разгрузка, хранение и подготовка угля производится в закрытом угольном складе (Старый рудный двор) общим объемом помещения 24192 куб. м (существующее здание). Автотранспортом уголь будет завозиться на расстояние 300 м в закрытый (расходный) склад объемом 3000 куб. м, пристроенный к котельной.

 

.2 Основной склад

 

Доставку угля на рудный двор, планируется производить ж/д транспортом в полувагонах г/п 60 т. Подача - локомотивом по 4 вагона. На складе имеется 2 погрузчика с помощью которых производится перемещение угля, внутри склада. Склад оборудован естественной вентиляцией - 2 дефлектора в крыше здания, диаметром каждый по 800 мм. На складе предусмотрена дробилка в герметичном кожухе для измельчения привозимого угля на более мелкие фракции. Загрузка угля в автотранспорт производиться электрогрейфером г/п 5 т.

 

1.3 Расходный склад

 

Расходный склад будет размещаться в железобетонном здании, планируемом к пристройке к зданию котельной со стороны фронта котлов. Склад будет оборудован естественной вентиляцией - дефлектором диаметром 500 мм.

 

.4 Склад шлака и золы

 

Склад предназначен для хранения шлака и золы, укрыт со всех сторон (нижняя часть - стена, верхняя - навес). На складе планируется бункер, расположенный на высоте 2-х м над землей. Бункер будет загружаться из котельной через закрытый транспортер. Автомашина будет подъезжать под бункер, загрузка из бункера в автомашину будет производиться из открытого запорного отверстия через брезентовый рукав. Вывоз золы и шлака автотранспортом на шлаковый отвал территории ОАО "КГМК".

Рисунок 1 - Технологическая сема (общая)

1.5 Электроснабжение

Электроснабжение котельной осуществляется от РУ-10 кВ № 2, которое имеет 3 секции шин: две рабочие (1 и 2) и одна резервная. Ввод питания на рабочие секции производится с главной понизительной подстанции ГПП-11а и генераторов № 2 и № 4; ввод питания на резервную секцию производится с РП-72 и генератора № 3. Рабочие трансформаторы собственных нужд ТЭЦ подключены к 1 и 2 секциям РУ-10 кВ.

Схема электроснабжения водогрейной котельной представлена на рисунке 2.

Электроосвещение выполняется в виде рабочего, аварийного и переносного (местного). Питание рабочего и аварийного освещения от разных секций распределительного щита сети напряжения 380/220 В. Сеть переносного освещения присоединяется через понизительные трансформаторы 220/36 В к сети рабочего и аварийного освещения. Типы светильников выбираются с учетом среды в помещениях. Учет активной и реактивной электроэнергии производится на щитовых вводах. Для компенсации реактивной мощности используются конденсаторные установки.

Управление всеми вспомогательными механизмами с электроприводами предусматривается дистанционно с центрального теплового щита (ЦТЩ), на который вынесена также светозвуковая сигнализация аварийных отключений и срабатывания АВР. Аварийный останов этих механизмов возможен по месту. Также с пульта ЦТЩ обеспечивается: автоматический розжиг котла; автоматическое регулирование и дистанционное управление процессом горения, уровнем кипящего слоя и температурой сетевой воды на входе и выходе из котла; дистанционный контроль температуры в газовом тракте; защита котла со светозвуковой сигнализацией при аварийных отклонениях от нормальных значений наиболее ответственных параметвов.

Распределительная сеть выполняется кабелями АВВГ и проводами АПВ, прокладываемыми открыто (в трубах) в котельном отделении по площадкам котлов, а в помещении ЦТЩ - в двойном полу.

Для защиты обслуживающего персонала от попадания под опасное напряжение, которое может возникнуть при неисправностях в электроизоляции, предусматриваются устройства защитного заземления с величиной сопротивления, не превышающей 4 Ом.

Связь и сигнализация предусматриваются в следующем объеме: административно-хозяйственная связь, диспетчерская связь, производственная громкоговорящая связь, радиотрансляционная связь, электрическая пожарная сигнализация с резервным питанием (светозвуковая от автоматических извещателей на пульт, находящийся в помещении ЦТЩ при постоянном присутствии обслуживающего персонала).

Рисунок 2 - Схема электроснабжения водогрейной котельной

1.6 Принцип работы котельной установки

 

Систему запитывают холодной водой, с помощью сетевого насоса, до рабочего давления (0,4МПа). Котел затапливается до определенной температуры воды в котле. Нагретая вода в котле, выходит из котла и поступает часть по трубопроводу в теплообменный аппарат (ТА), а другая часть, поступает в подающий трубопровод отопления Т1, первую часть воды регулирует эл. Клапан.

Нагреваемая вода выходит из ТА и поступает, в обратный трубопровод отопления Т2 и с помощью циркуляционных насосов, поступает в котел.

Холодная вода поступает из трубопровода В1 ХВС, с помощью сетевого насоса, в ТА, и выходит нагретая вода ГВС, поступает по трубопроводу Т3, к потребителю (тупиковая система), и частично когда требуется подпитка котла. Для стабильной работы котла, служат рециркуляционные насосы.

Забирая воду из трубопровода Т1 и нагнетая в трубопровод Т2 на вход котла. Чтобы температура воды на входе в котел, была не ниже 60 ^оС. регулирует эл. клапан.

Для режимной температуры теплоносителей, служат эл. клапаны, которые регулируют расход теплоносителей.

Рисунок 3 - Функциональная схема обвязки котельной: Т1- подача отопления; Т2-обратка отопления; Т3-ГВС; В1-ХВС; электроклапан; задвижка ;теплообменный аппарат.

Для циркуляции сетевой воды предусматривается использование существующих сетевых насосов ЦН-400-105, которые подают ее из обратного трубопровода во входные коллектора котлов.

Общий расход сетевой воды при заданной расчетной тепловой нагрузке сохраняется постоянным с учетом центрального качественного регулирования. При разработке тепловой схемы была учтена возможность работы котлов как в основном, так и в пиковом режимах. Тепловая схема представлена на рисунке 3.

Между общими подающим и обратном трубопроводами предусматриваются рециркуляционная и регулирующая перемычки с клапанами, поддерживающими заданные температуры сетевой воды на вводе и за котлами в соответствии с эксплуатационными режимами при текущих температурах наружного воздуха по режимным картам. Благодаря наличию этих перемычек достигается возможность поддержания требуемой температуры сетевой воды в обоих трубопроводах, в том числе и при работе только одного котла на тепловых нагрузках менее 40 Гкал/ч, т.е. его номинальной производительности. Расход воды в рециркуляционной перемычке обеспечивается двумя насосами НКУ-250 (рисунок 3, позиция 4).

Расход воды в рециркуляционной перемычке обеспечивается двумя насосами НКУ-250. Для подготовки подпиточной воды и подачи ее в обратный трубопровод с поддержанием в нем заданного давления используется имеющееся в котельной и действующее оборудование, включающее водоподготовку, деаэрацию и подпиточные насосы. Статический напор также обеспечивается существующим оборудованием.

Рисунок 4 - Тепловая схема

 

2. Описание реконструкции котла

 

2.1 Основные моменты

 

Установленные с фронта котла три газомазутные горелки типа РГМГ-20 подлежат демонтажу, так как на их место устанавливаются питатели угля с забрасывателями.

Демонтируется площадка обслуживания горелок на отметке 3200 мм; остальные площадки и лестницы котла остаются на месте. С фронта котлов организуется площадка на отметке 5200 мм, на которой устанавливаются конвейеры, подающие уголь из наружного силоса. Так же под котлами, в ячейке, выполняется заглубление до отметки -600 мм, на которой устанавливается топочное устройство.

На котлах предусмотрена газоимпульсная системы очистки (ГИО) конвективных поверхностей. Данная система должна быть обязательно задействована в работу при сжигании угля, т.к. конвективные пакеты котла, выполненные из змеевиков из труб, вваренных в стояки, имеют плотный шаг.

Отсутствие регулярно действующей системы очистки в условиях сжигания высокозольного топлива приведет к забиванию конвективных поверхностей, росту аэродинамического сопротивления котла и ухудшению его показателей. Дополнительно к существующим необходимо установить агрегаты ГИО для очистки жалюзийных золоуловителей. [17]

2.2 Трубная система

 

Поток воды в котле делает шесть ходов: три движения вверх и три вниз. Вода от сетевых насосов подаётся в нижнюю камеру фронтового экрана и оттуда в трубы экрана. Пройдя снизу вверх фронтовой экран, вода попадает в верхний коллектор фронтового экрана и разделяется на два потока (двумя трубами подаётся в верхние камеры боковых экранов топки). Сделав два хода в боковых экранах топки (по 48 трубам - вниз и по 49 трубам - вверх), вода из камер боковых экранов по четырём трубам направляется в верхнюю камеру промежуточного экрана. Пройдя промежуточный экран сверху вниз, вода по двум трубам поступает в нижние камеры конвективной части. Пройдя снизу вверх последовательно конвективную часть котла и боковые экраны поворотной камеры, вода поступает в верхние камеры боковых экранов поворотной камеры. Далее двумя трубами направляется в задний экран. Выход горячей воды осуществляется через нижний коллектор заднего экрана. Охлаждаемая разделительная перегородка включена в схему циркуляции котла, параллельно конвективной части. (Вход подключен к нижнему коллектору, а выход в верхний коллектор конвективной части).

Новым элементом трубной системы котла являются панели охлаждения решеток, которые включаются в контур циркуляции котла. Панели представляют собой трубы диаметром 273 мм, установленные по обеим сторонам колосникового полотна и служащие для охлаждения боковых уплотнений решетки. В нижней части, над передним уплотнением, боковые трубы связаны между собой двумя трубами диаметром 219 мм.

Панели подключены первыми по ходу воды. Т.о. вода из трубопровода обратной воды направляется двумя потоками по трубам диаметром 273 мм в панели охлаждения обеих решеток, после которых двумя такими же потоками - в нижний коллектор фронтового экрана. Во всем остальном схема циркуляции реконструированного котла полностью повторяет заводскую схему. Гидравлическая схема представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 - Гидравлическая схема

Реконструкция фронтового экрана заключается в обрезке труб над верхним промежуточным коллектором (на отметке примерно 5500 - 6000 мм) и демонтаже нижней части экрана. Экранные трубы новой нижней части отгибаются в сторону фронта, ограждая сверху дожигательные зоны решеток ВТКС. Также в нижней части фронтового экрана организуются коллекторные рамки для заброса топлива и разводки под сопла вторичного воздуха. Нижний коллектор переносится в сторону фронта на 2000 мм от оси экрана, отметка его установки - 2650 мм.

Опирание реконструированного фронтового экрана осуществляется через опорный пояс и столики на поперечную балку.

Своими концами балка опирается на вертикальные колонны, а по центру имеет вертикальную тягу, удерживаемую сверху несущей конструкцией под площадку на отметке 5200 мм. Отметка опорного пояса незначительно отличается от отметки нижнего несущего коллектора до реконструкции экрана, благодаря чему схема тепловых расширений экрана не претерпевает существенных изменений и дополнительная компенсация на перепускных трубах (коленах) между верхними коллекторами фронтового и боковых экранов не требуется. Перед выполнением работ по обрезке и замене нижней части экрана необходимо осуществить закрепление экрана на временный опорный пояс [26].

Реконструкция боковых экранов заключается в обрезке их нижних, отогнутых внутрь участков, образующих по факту подовый экран котла. Линия реза труб - под опорным поясом, расположенным на отметке 3620 мм, т.е. опорная конструкция и схема тепловых расширений боковых экранов не претерпевают изменений. Вновь устанавливаемые трубы нижней части боковых экранов имеют наклон к вертикали 10º, смещены внутрь от оси экранов на 296 мм, новая отметка установки нижних коллекторов - 1640 мм.

Остальные узлы и элементы трубной системы котла остаются без изменений. Выход воды - в соответствии с заводской схемой - из торцов нижнего коллектора заднего экрана.

2.3 Топочное устройство

 

Топки ВТКС поставки НПО ЦКТИ отвечают самым высоким требованиям надежности, механической прочности и удобства в эксплуатации. Конструктивные решения по узлам переднего, заднего и боковых уплотнений полотна решётки обеспечивают газоплотность топки и исключают паразитные присосы и перетечки воздуха между зонами. Каждый котел комплектуется двумя топочными устройствами ВТКС-0,6/6,25.

Топочное устройство ВТКС представляет из себя узкую наклонную подвижную колосниковую решетку, перемещающую топливо и очаговые остатки в направлении от задней стенки топочной камеры котла к фронту, где осуществляется выгрузка очаговых остатков. Ширина решетки - 674 мм, длина по осям валов - 6100 мм, расстояние между осями решеток - 2800 мм.

Решетки имеют зеркальное исполнение - короба раздачи воздуха и привода располагаются с наружных сторон котла [5].

Решётка имеет 7 рабочих зон, к каждой из которых подается воздух на горение. Кипящий слой организован над первыми четырьмя зонами. Над последующими зонами осуществляется дожигание и охлаждение выводимого шлака. Имеется возможность регулирования как позонного расхода воздуха, так и скорости движения решетки (в зависимости от нагрузки котла и качества сжигаемого топлива).

Диапазон изменения скорости движения решётки допускает стабильную работу топочного устройства при сжигании не только расчётного топлива, но и углей с повышенным содержанием золы - до 40% [12].

Первая (по ходу движения решётки) воздушная зона не является рабочей, а служит для подачи и регулирования воздуха в систему переднего уплотнения решётки. Система переднего уплотнения заключается в установке над решёткой трех уплотнительных плит, между которыми образуются две камеры. В ближнюю к топке камеру подаётся воздух с напором равным или большим, чем напор дымовых газов в кипящем слое, из другой камеры избытки воздуха отсасываются в зону пониженного давления (зона на входе дымовых газов в котельный пучок). Данная конструкция системы переднего уплотнения исключает выбивание дымовых газов за пределы топочной камеры. Все воздушные шибера на подаче первичного воздуха оснащены исполнительными механизмами, управление которыми осуществляется системой автоматики (а также дистанционно). Патрубки, посредством которых воздушные короба присоединяются к воздушным зонам, имеют карманы для удаления провала.

Топочное устройство имеет собственную, независимую от котла опорную конструкцию, выполненную в виде металлической рамы, имеющей продольные и поперечные связи. Рама решетки состоит из двух щек, соединенных поперечными балками, к которым приварены продольные шины и поперечные межзонные уплотнения. Непосредственно к швеллерам с обеих сторон решетки примыкают площадки, защищенные обмуровкой, на которых во время работы котла образуются золовые откосы. На эти площадки монтируются вертикальные стенки из обмуровки, служащие для стыковки топочных устройств с топочной камерой котла. Снаружи обмуровка зашивается для газоплотности металлическим листом и слоем теплоизоляции.

Колосниковое полотно состоит из трёх типов колосников: ведущего правого, ведущего левого и ведомого, которые набираются на соединительном стержне и фиксируются привариваемыми по торцам стержня шайбами при сборке полотна. Колосники отливаются методом точного литья по выплавляемым моделям. Материал колосников - сталь 45Л. Межосевое расстояние каждого колосника - 90 мм, высота - 50 мм [4].

2.4 Система подачи топлива

 

В системе топливоподачи при поступлении несортированных углей независимо от способа сжигания твердого топлива (слоевой или камерный) всегда предусматривается его предварительное дробление.

Фракционный состав угля - 0...15 мм. Содержание мелких и пылевых фракций (менее 1 мм) не должно превышать 50 % по массе. Тракт топливоподачи должен быть оборудован металлоулавливателем.[13]

Согласно требованию СНиП II-35-76 (п.11.20) - о запасе топлива в расходном бункере не менее чем на три часа работы, устанавливаем снаружи здания общий для обоих котлов силос для грохоченного угля емкостью 200 т.

Под силосом устанавливаются четыре дозатора (шлюзовых питателя), подающих топливо на четыре винтовых конвейера, установленных на отметке 5200 мм и доставляющих топливо к фронту котлов.

В окна для подачи топлива (по одному на каждое топочное устройство) устанавливаются питатели с забрасывателями (тип ПТЗ-400).

Питатели имеют нестандартную конструкцию и входят в комплект поставки топочного устройства. Питатели состоят из роторного забрасывателя с собственным электроприводом (N = 1,1 КВт) и шнека, подающего топливо на забрасыватель. Приводом шнека служит мотор-редуктор с приводом N = 2,2 КВт. Приемное окно шнеков устанавливается под выпускным окном соответствующего винтового конвейера. Шнеки имеют разную длину, кратную шагу установки винтовых конвейеров.

Винтовые конвейеры типа КВ-3 поставки ЗАО "Курганский машиностроительный завод конвейерного оборудования" также имеют разную длину: 31 м, 28 м, 19м, 16 м и комплектуются электроприводом типа П4-3-1200/56 мощностью N = 7,5 КВт. С целью избежать проблем с залипанием угля на лопастях, а также образования пробок на промежуточных опорах, винтовые конвейеры рассчитаны на работу с коэффициентом заполнения желоба не более 0,2. Регулирование подачи топлива осуществляется путем сбалансированного изменения частоты вращения шлюзового питателя-дозатора и винтового конвейера.

2.5 Система возврата уноса

 

Система возврата уноса (ВУ) предназначена для возврата в топку наиболее крупных частиц уноса с целью дожигания содержащегося в них недожога [10].

Система ВУ включает в себя: два жалюзийных золоуловителя (ЖЗУ) с отсосной щелью, устанавливаемых на вертикальном участке газохода от котла к батарейному циклону; два циклона типа ЦН-15, в которые направляется порядка 10 % наиболее запыленных газов от ЖЗУ; два дымососа типа ДН-8-1500, которые обеспечивают расход газов через циклоны ЦН-15 и установлены на линии сброса очищенных газов после ЦН-15 в батарейный циклон: два шлюзовых затвора типа ШЗ-30 (N - 1,1 КВт), устанавливаемых под циклоном ЦН-15; два эжектора ВУ (нестандартное оборудование, поставляются вместе с топочным устройством), вентилятор типа 30ЦС-85, нагнетающий воздух к эжекторам; напорные, смесительные воздуховоды, газоходы.

2.6 Тяго-дутьевое оборудование

 

Тягодутьевая установка состоит из дымососа и вентилятора. На котлах установлено по два вентилятора.

Таблица 1- Характеристика вентиляторов

Вентилятор	Котёл №№ 1-2
Тип	ВД-15,5
Производительность	68700 м3/час
Напор	328 кгс/см2
Число оборотов	735 об/мин.
Мощность двигателя	132 кВт
Напряжение питания	380 В

Таблица 2 - Характеристика дымососов

ДымососКотёл №№ 1-2
Тип	Д-18х2
Производительность	258000 м3/час.
Напор	330 кгс/см2
Число оборотов	600 об/мин.
Мощность двигателя	250 кВт
Напряжение питания	3000 В

Температура уходящих газов на входе в дымосос 200^оС. Допускается кратковременное (не более 1 часа) повышение температуры газов до 250^оС.

Всасывающие отверстия вентиляторов защищены сеткой. Воздух забирается из верхней части котельной.

Вблизи электродвигателей дымососов и вентиляторов установлены ключи (кнопки) для их аварийного останова.

Расход первичного воздуха на расчетном номинальном режиме составляет 50 % от общего воздуха, подаваемого на горение - порядка 32000 м³/ч.

Выбранный вентилятор имеет запас по производительности примерно 20 % с целью обеспечить форсировку первичного дутья, что может быть необходимо при отклонении характеристик топлива от расчетных [23].

Первичный воздух разделяется перед котлом на два короба, по одному на решетку, из которых к каждой зоне решетки отведен собственный воздуховод с регулирующим органом.

Вторичный воздух вводится в котел через 12 сопел диаметром 130 мм, расположенных на фронтовом экране над окнами ввода топлива. Сопла наклонены вниз на 45º, отметка установки среза сопел - 5800 мм.

 

.7 Газоочистное оборудование

 

В качестве газоочистного оборудования предлагается к установке батарейный циклон БЦ-512-2-Р-(6х7) с системой рециркуляции. Заявленная поставщиком эффективность данного циклона при работе на угольной золе составляет 94 %.

Общий вид котла КВ-ГМ-50 до и после реконструкции представлен на рисунке 5,6.

Рисунок 5 - Общий вид котла КВ-ГМ-50 до реконструкции

Рисунок 6 - Общий вид котла КВ-ГМ-50 после реконструкции

2.8 Характеристики котла КВ-ГМ-50 при сжигании мазута

 

Основные технические характеристики котла КВ-ГМ-50 при сжигании мазута представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики котла КВ-ГМ-50 при сжигании мазута

Наименование	Размерность	Величина
Теплопроизводительность	МВт	58,2
Температура воды на входе в котел	○С	70
Температура воды на выходе из котла	○С	150
Расход воды через котел	т/ч	618
Расчетное давление воды	МПа	2,5
Температура уходящих газов	○С	183
Теплонапряжение топочного объема	кВт/м3	251
КПД	%	91,9
Расход топлива	кг/ч	5729

3. Тепловой расчет котла

Тепловой расчет котла ведем по методике, изложенной в [15] для трех режимов работы: 100% нагрузка, 70% нагрузка и 135% нагрузка.

3.1 Краткая характеристика топлива. Определение количества воздуха, продуктов сгорания и их парциальных давлений

 

Топливом для котлов КВ-ГМ-50 принят каменный уголь Печорского бассейна Интинского месторождения. Расчетные характеристики представлены в таблице 4 [15].

Таблица 4 - Характеристики для интинского угля марки Д

Рабочая масса топлива, %
Wp	Ap	Spл	Ср	Нр	Nр	Ор	Qрн, кДж/кг	Qrδ, кДж/кг	V, %
8	29,4	1	52,6	3,3	1,5	4,2	20770	34750	33

Давление в топке  МПа (для котлов без наддува).

Объемы воздуха и продуктов сгорания рассчитываются на 1 кг твердого топлива при нормальных условиях (0^○С и 101,3 кПа). [15]

Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива (коэффициент избытка воздуха ):

(1)

Теоретические (минимальные) объемы продуктов сгорания, полученные при полном сгорании топлива с теоретически необходимым количеством воздуха ():

азота

(2)

- трехатомных газов

(3)

- водяных паров

(4)

- теоретическое количество влажного воздуха

(5)

При избытке воздуха () расчет ведется по следующим формулам:

избыточный объем воздуха

(6)

- действительный объем водяных паров

(7)

- полный объем продуктов сгорания

(8)

- объемная доля трехатомных газов

(9)

- объемная доля водяных паров

(10)

- суммарная объемная доля водяных паров и трехатомных газов

(11)

- парциальное давление трехатомных газов

(12)

- парциальное давление водяных паров

(13)

- суммарное парциальное давление водяных паров и трехатомных газов

(14)

- концентрация золы в продуктах сгорания

(15)

где доля золы топлива, уносимой газами, для топочного устройства ВТКС-0,6/6,25, [15]

масса продуктов сгорания

(16)

Расчет ведем в табличной форме. Результаты расчета представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Количество воздуха, продуктов сгорания и их парциальные давления

Наименование величины	Обозначение	Ед. измерения	Результат
			100%	70%	135%
1. Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для горения		м3/кг	5,45	5,45	5,45
2. Теоретический объем азота		м3/кг	4,32	4,32	4,32
3. Объем трехатомных газов		м3/кг	0,989	0,989	0,989
4. Теоретический объем водяных паров		м3/кг	0,553	0,553	0,553
5. Теоретическое количество влажного воздуха		м3/кг	5,54	5,54	5,54
6. Избыточный объем воздуха		м3/кг
- в топке			1,36	2,18	1,36
- в конвективной поверхности			1,77	1,77
7. Действительный объем водяных паров		м3/кг
- в топке			0,575	0,588	0,575
- в конвективной поверхности			0,582	0,595	0,582
8. Полный объем продуктов сгорания		м3/кг
- в топке			7,24	8,08	7,24
- в конвективной поверхности			7,66	8,49	7,66
9. Объемная доля трехатомных газов
- в топке			0,136	0,122	0,136
- в конвективной поверхности			0,129	0,116	0,129
Продолжение таблицы 5
10. Объемная доля водяных паров
- в топке			0,079	0,073	0,079
- в конвективной поверхности			0,076	0,070	0,076
11. Суммарная объемная доля водяных паров и трехатомных газов
- в топке			0,216	0,195	0,216
- в конвективной поверхности			0,205	0,186	0,205
12. Парциальное давление трехатомных газов		МПа
- в топке			0,0136	0,0122	0,0136
- в конвективной поверхности			0,0129	0,0116	0,0129
13. Парциальное давление водяных паров		МПа
- в топке			0,0079	0,0073	0,0079
- в конвективной поверхности			0,0076	0,0070	0,0076
14. Суммарное парциальное давление		МПа
- в топке			0,0216	0,0195	0,0216
- в конвективной поверхности			0,0205	0,0186	0,0205
15. Концентрация золы в продуктах сгорания		кг/кг
- в топке			0,0153	0,0138	0,0153
- в конвективной поверхности			0,0145	0,0131	0,0145
16. Масса продуктов сгорания		кг/кг
- в топке			9,60	10,7	9,60
- в конвективной поверхности			10,1	11,2	10,1

3.2 Определение энтальпии продуктов сгорания

 

Дымовые газы, образовавшиеся в результате сгорания топлива, в рабочем процессе водогрейного котла являются теплоносителем. Количество теплоты, отдаваемое газами, удобно рассчитывать по изменению энтальпии дымовых газов [3].

Теоретическое количество газов определяют по формуле:

(17)

где  объемы составляющих дымовых газов, полученные при , м³/кг;

 средние изобарные объемные теплоемкости составляющих дымовых газов, кДж/(м³·^○С). Значения средних объемных теплоемкостей газов приведены в [25];

 температура уходящих газов, ^○С.

Теоретическая энтальпия влажного воздуха:

(18)

Энтальпия газов:

(19)

Энтальпия золы:

(20)

где средняя изобарная объемная теплоемкость золы, кДж/(м³·^○С). Значения средних объемных теплоемкостей золы приведены в [25].

Поскольку на данном этапе расчета температура газов за той или иной поверхностью нагрева еще не известна, расчет энтальпий газов делается на весь возможный (ожидаемый) за данной поверхностью диапазон температур. Искомая температура или энтальпия за поверхностью нагрева определяется по найденному в расчете или принятому значению путем линейной интерполяции в пределах имеющегося диапазона. Экстраполяция за пределы выбранного диапазона допускается при отклонении рассчитываемой величины не более чем на 100^○С [16].

Расчет ведем в табличной форме. Результаты расчета представлены в таблицах 6, 7 и 8.

По данным таблиц 6, 7 и 8 строим диаграммы  для каждого из режимов работы. Эти диаграммы представлены на рисунках 7, 8 и 9.

Рисунок 7 - Диаграмма  для номинального режима (100% нагрузка)

Таблица 6 - Энтальпия продуктов сгорания для номинального режима (100% нагрузка)

t, ○С	= 0,989 м3/кг		= 4,32 м3/кг		м3/кг		кДж/кг	Влажный воздух
	, кДж/м3×○С	кДж/кг×○С	, кДж/м3×○С	кДж/кг×○С	, кДж/м3×○С	кДж/кг×○С		кДж/м3×○С	кДж/кг
100	1,717	1,697	1,301	5,618	1,505	0,833	815	1,327	735
200	1,800	1,779	1,305	5,635	1,520	0,841	1651	1,335	1479
300	1,877	1,855	1,313	5,671	1,543	0,854	2514	1,343	2232
400	1,940	1,918	1,323	5,711	1,565	0,866	3398	1,355	3002
500	1,998	1,975	1,334	5,760	1,590	0,880	4308	1,370	3794
600	2,052	2,028	1,347	5,815	1,615	0,894	5242	1,383	4597
700	2,099	2,074	1,360	5,873	1,641	0,908	6199	1,399	5422
800	2,140	2,115	1,373	5,927	1,668	0,923	7172	1,411	6253
900	2,179	2,154	1,386	5,983	1,696	0,938	8167	1,426	7106
1000	2,213	2,188	1,398	6,037	1,723	0,953	9177	1,438	7964
1100	2,235	2,209	1,410	6,088	1,750	0,968	10192	1,450	8834
1200	2,264	2,238	1,421	6,135	1,777	0,983	11228	1,462	9714
1300	2,290	2,264	1,425	6,155	1,803	0,998	12241	1,472	10601
1400	2,314	2,287	1,435	6,196	1,828	1,011	13293	1,483	11498
1500	2,335	2,309	1,444	6,235	1,853	1,025	14353	1,493	12401
1600	2,356	2,329	1,453	6,272	1,876	1,038	15422	1,502	13309
1700	2,374	2,347	1,461	6,309	1,899	1,051	16502	1,510	14217
1800	2,392	2,364	1,469	6,343	1,921	1,063	17586	1,518	15131
1900	2,407	2,380	1,476	6,373	1,942	1,074	18671	1,526	16056
2000	2,122	2,098	1,483	6,402	1,963	1,086	19170	1,533	16981

Продолжение таблицы 6

				кДж/кг
кДж/м3×○С	кДж/кг	Топка	Конвективная поверхность	Топка	Конвективная поверхность	Топка	Конвективная поверхность
0,808	11,9		0,325		239		1065,5
0,846	24,9		0,325		480,6		2156,5
0,880	38,8		0,325		725,4		3278,2
0,900	52,9	0,25		750,5		4201,1
0,916	67,3	0,25		948,5		5323,3
0,933	82,3	0,25		1149,2		6473,5
0,946	97,3	0,25		1355,5		7651,5
0,959	112,7	0,25		1563,2		8847,6
0,972	128,6	0,25		1776,5		10072,5
0,984	144,6	0,25		1991,1		11313,2
0,997	161,3	0,25		2208,5		12561,8
1,005	177,3	0,25		2428,6		13833,5
1,047	200,1	0,25		2650,2		15091,2
1,131	232,7	0,25		2874,5		16399,7
1,173	258,6	0,25		3100,2		17711,9
1,173	275,8	0,25		3327,2		19024,8
1,214	303,4	0,25		3554,3		20359,9
1,214	321,3	0,25		3782,8		21689,8
1,256	350,9	0,25		4014,0		23035,7
1,256	369,3	0,25		4245,2		23784,9

Таблица 7 - Энтальпия продуктов сгорания для минимального режима (70% нагрузка)

t, ○С	= 0,989 м3/кг		= 4,32 м3/кг		м3/кг		кДж/кг	Влажный воздух
	, кДж/м3×○С	кДж/кг×○С	, кДж/м3×○С	кДж/кг×○С	, кДж/м3×○С	кДж/кг×○С		кДж/м3×○С	кДж/кг
100	1,717	1,697	1,301	5,618	1,505	0,833	815	1,327	735
200	1,800	1,779	1,305	5,635	1,520	0,841	1651	1,335	1479
300	1,877	1,855	1,313	5,671	1,543	0,854	2514	1,343	2232
400	1,940	1,918	1,323	5,711	1,565	0,866	3398	1,355	3002
500	1,998	1,975	1,334	5,760	1,590	0,880	4308	1,370	3794
600	2,052	2,028	1,347	5,815	1,615	0,894	5242	1,383	4597
700	2,099	2,074	1,360	5,873	1,641	0,908	6199	1,399	5422
800	2,140	2,115	1,373	5,927	1,668	0,923	7172	1,411	6253
900	2,179	2,154	1,386	5,983	1,696	0,938	8167	1,426	7106
1000	2,213	2,188	1,398	6,037	1,723	0,953	9177	1,438	7964
1100	2,235	2,209	1,410	6,088	1,750	0,968	10192	1,450	8834
1200	2,264	2,238	1,421	6,135	1,777	0,983	11228	1,462	9714
1300	2,290	2,264	1,425	6,155	1,803	0,998	12241	1,472	10601
1400	2,314	2,287	1,435	6,196	1,828	1,011	13293	1,483	11498
1500	2,335	2,309	1,444	6,235	1,853	1,025	14353	1,493	12401
1600	2,356	2,329	1,453	6,272	1,876	1,038	15422	1,502	13309
1700	2,374	2,347	1,461	6,309	1,899	1,051	16502	1,510	14217
1800	2,392	2,364	1,469	6,343	1,921	1,063	17586	1,518	15131
1900	2,407	2,380	1,476	6,373	1,942	1,074	18671	1,526	16056
2000	2,122	2,098	1,483	6,402	1,963	1,086	19170	1,533	16981

Продолжение таблицы 7

				кДж/кг		кДж/кг
кДж/м3×○С	кДж/кг	Топка	Конвективная поверхность	Топка	Конвективная поверхность	Топка	Конвективная поверхность
0,808	11,9		0,475		349,0		1175,8
0,846	24,9		0,475		702,4		2378,3
0,880	38,8		0,475		1060,2
0,900	52,9	0,40		1200,7		4651,3
0,916	67,3	0,40		1517,5		5892,4
0,933	82,3	0,40		1838,8		7163,1
0,946	97,3	0,40		2168,9		8464,8
0,959	112,7	0,40		2501,2		9785,5
0,972	128,6	0,40		2842,3		11138,3
0,984	144,6	0,40		3185,7		12507,9
0,997	161,3	0,40		3533,5		13886,9
1,005	177,3	0,40		3885,8		15290,7
1,047	200,1	0,40		4240,3		16681,3
1,131	232,7	0,40		4599,1		18124,4
1,173	258,6	0,40		4960,3		19572,0
1,173	275,8	0,40		5323,6		21021,1
1,214	303,4	0,40		5686,9		22492,5
1,214	321,3	0,40		6052,4		23959,5
1,256	350,9	0,40		6422,4		25444,1
1,256	369,3	0,40		6792,4		26332,1

Таблица 8 - Энтальпия продуктов сгорания для пикового режима (135% нагрузка)

t, ○С	= 0,989 м3/кг		= 4,32 м3/кг		м3/кг		кДж/кг	Влажный воздух
	, кДж/м3×○С	кДж/кг×○С	, кДж/м3×○С	кДж/кг×○С	, кДж/м3×○С	кДж/кг×○С		кДж/м3×○С	кДж/кг
100	1,717	1,697	1,301	5,618	1,505	0,833	815	1,327	735
200	1,800	1,779	1,305	5,635	1,520	0,841	1651	1,335	1479
300	1,877	1,855	1,313	5,671	1,543	0,854	2514	1,343	2232
400	1,940	1,918	1,323	5,711	1,565	0,866	3398	1,355	3002
500	1,998	1,975	1,334	5,760	1,590	0,880	4308	1,370	3794
600	2,052	2,028	1,347	5,815	1,615	0,894	5242	1,383	4597
700	2,099	2,074	1,360	5,873	1,641	0,908	6199	1,399	5422
800	2,140	2,115	1,373	5,927	1,668	0,923	7172	1,411	6253
900	2,179	2,154	1,386	5,983	1,696	0,938	8167	1,426	7106
1000	2,213	2,188	1,398	6,037	1,723	0,953	9177	1,438	7964
1100	2,235	2,209	1,410	6,088	1,750	0,968	10192	1,450	8834
1200	2,264	2,238	1,421	6,135	1,777	0,983	11228	1,462	9714
1300	2,290	2,264	1,425	6,155	1,803	0,998	12241	1,472	10601
1400	2,314	2,287	1,435	6,196	1,828	1,011	13293	1,483	11498
1500	2,335	2,309	1,444	6,235	1,853	1,025	14353	1,493	12401
1600	2,356	2,329	1,453	6,272	1,876	1,038	15422	1,502	13309
1700	2,374	2,347	1,461	6,309	1,899	1,051	16502	1,510	14217
1800	2,392	2,364	1,469	6,343	1,921	1,063	17586	1,518	15131
1900	2,407	2,380	1,476	6,373	1,942	1,074	18671	1,526	16056
2000	2,122	2,098	1,483	6,402	1,963	1,086	19170	1,533	16981

Продолжение таблицы 8

				кДж/кг		кДж/кг
кДж/м3×○С	кДж/кг	Топка	Конвективная поверхность	Топка	Конвективная поверхность	Топка	Конвективная поверхность
0,808	11,9		0,325		239		1065,5
0,846	24,9		0,325		480,6		2156,5
0,880	38,8		0,325		725,4		3278,2
0,900	52,9	0,25		750,5		4201,1
0,916	67,3	0,25		948,5		5323,3
0,933	82,3	0,25		1149,2		6473,5
0,946	97,3	0,25		1355,5		7651,5
0,959	112,7		1563,2		8847,6
0,972	128,6	0,25		1776,5		10072,5
0,984	144,6	0,25		1991,1		11313,2
0,997	161,3	0,25		2208,5		12561,8
1,005	177,3	0,25		2428,6		13833,5
1,047	200,1	0,25		2650,2		15091,2
1,131	232,7	0,25		2874,5		16399,7
1,173	258,6	0,25		3100,2		17711,9
1,173	275,8	0,25		3327,2		19024,8
1,214	303,4	0,25		3554,3		20359,9
1,214	321,3	0,25		3782,8		21689,8
1,256	350,9	0,25		4014,0		23035,7
1,256	369,3	0,25		4245,2		23784,9

Рисунок 8 - Диаграмма  для минимального режима (70% нагрузка)

Рисунок 9 - Диаграмма  для пикового режима (135% нагрузка)

3.3 Составление предварительного теплового баланса

 

Составление теплового баланса котла заключается в установлении равенства между поступившим в котел количеством тепла , и суммой полезно использованного тепла  и тепловых потерь  [15].

Тепловой баланс составляется на 1 кг топлива при установившемся (стационарном) режиме работы котла [16].

Общее уравнение теплового баланса имеет вид:

(21)

где  располагаемое тепло топлива,

полезно использованное тепло топлива, кДж/кг,

тепловые потери котлом.

Потеря тепла с очаговыми остатками:

(22)

где  кДж/кг - энтальпия золы при температуре 600 ^○С (твердое шлакоудаление).[25]

Потеря с уходящими газами:

(23)

Величина остальных потерь принимается на основании [16].

Располагаемое тепло топлива вычисляется по формуле:

(24)

где  тепло, внесенное в топку с воздухом, подогретым вне котельного агрегата. В нашем случае подогрев воздуха вне котла отсутствует, поэтому

теплота, которая вносится в топку непосредственно с топливом

(25)

Теплоемкость рабочей массы твердого топлива находится по формуле:

(26)

где теплоемкость сухой массы топлива при температуре топлива  [25].

Энтальпия уходящих газов:

(27)

где тепло вносимое в топку с холодным воздухом, кДж/кг.

(28)

где температура холодного воздуха, поступающего в топку.

Секундный расход топлива определяется по формуле:

(29)

где расход воды, кг/с.

Расчетный расход топлива:

(30)

Расчет ведем в табличной форме. Результаты расчета представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Предварительный тепловой баланс котла

Наименование величины	Обозначение		Ед. измерения	Результат
				100%	70%		135%
1. Низшая теплота сгорания топлива			кДж/кг	20770	20770		20770
2. Коэффициент полезного действия			%	88	87		86
3. Потери тепла:
- от химической неполноты сгорания			%	0,5		0,5	0,5
- от механического недожога			%	4		4	4
- в окружающую среду			%	1		1	1
- с очаговыми остатками			%	0,396		0,396	0,396
- с уходящими газами			%	6,10		7,10	8,10
4. Коэффициент избытка воздуха				1,35		1,5	1,35
5. Температура холодного воздуха			○С	30		30	30
6. Средняя изобарная теплоемкость холодного влажного воздуха				1,322		1,322	1,322
7. Количество тепла, вносимое в топку с холодным воздухом			кДж/кг	296,5		329,5	296,5
8. Теплоемкость рабочей массы топлива				1,230		1,230	1,230
9. Теплота, вносимая в топку с топливом			кДж/кг	12,3		12,3	12,3
10. Располагаемая теплота топлива			кДж/кг	20782,3		20782,3	20782,3
11. Энтальпия уходящих газов			кДж/кг	1623,3		1873,6	1840,7
12. Температура уходящих газов			○С	151,1		150	171,1
13. Температура питательной воды			○С	70		70	70
14. Энтальпия питательной воды			кДж/кг	293,3		293,3	293,3
15. Расход воды			кг/с	256,7		171,7	341,7
16. Температура воды на выходе из котла			○С	130		130	130
17. Энтальпия воды на выходе из котла			кДж/кг	544,7		544,7	544,7
18. Секундный расход топлива			кг/с	3,528		2,387	4,751
19. Расчетный расход топлива			кг/с	3,387		2,291	4,561

3.4 Расчет теплообмена в топке

Целью поверочного расчета теплообмена в топке является определение температуры газов за топкой  и количества тепла , переданного газами лучевоспринимающим поверхностям нагрева в топке [2].

Температурой газа на выходе из топки считается температура в сечении перед конвективной поверхностью нагрева.

Адиабатическую температуру горения  устанавливают по полезному тепловыделению в топке.

Согласно [15] температура газов за топкой определяется по формуле:

(31)

где коэффициент излучения абсолютно черного тела.[16]

Коэффициент тепловой эффективности поверхностей нагрева топки:

(32)

где условный коэффициент загрязнения поверхности нагрева (для всех видов топлива при слоевом сжигании),[15]

степень экранирования топки

(33)

Коэффициент сохранения теплоты:

(34)

Эффективная толщина излучающего слоя:

(35)

Адиабатная (теоретическая) энтальпия продуктов сгорания:

(36)

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания:

(37)

Тепловое напряжение топочного объема:

(38)

Коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания:

(39)

Коэффициент поглощения лучей частицами сажи:

(40)

Коэффициент поглощения лучей частицами золы:

(41)

Коэффициент поглощения лучей частицами кокса  для слоевых топок [1].

Коэффициент ослабления лучей топочной средой:

(42)

Эффективная степень черноты факела:

(43)

Отношение зеркала горения к полной поверхности стен топки при слоевом горении:

(44)

Степень черноты топки при слоевом сжигании топлива:

(45)

Параметр, характеризующий распределение температуры по высоте топки:

(46)

где величина относительного максимума положения температур в топочном устройстве ВТКС-0,6/6,25 [15].

Количество тепла, переданное в топке:

(47)

Коэффициент прямой отдачи:

(48)

Действительное тепловое напряжение топочного объема:

(49)

Для определения температуры газов за топкой  по формуле (31) предварительно задаемся температурой газов за топкой .

Если определенная по формуле (31) температура отличается от принятой меньше, чем на , расчет считается удовлетворительным.

Геометрические характеристики топки даны в таблице 10.

Таблица 10 - Геометрические характеристики топки

Поверхность стен топки		м2	264
Лучевоспринимающая поверхность нагрева		м2	245
Объем топки		м3	251
Поверхность зеркала горения (площадь колосниковой решетки)		м2	5,074

Расчет ведем в табличной форме. Результаты расчета представлены в таблице 11.

Таблица 11 - Расчет теплообмена в топке

Наименование величины	Обозначение	Ед. измерения	Результат
			100%	70%	135%
1. Степень экранирования топки			0,928	0,928
2. Коэффициент сохранения теплоты			0,989	0,989	0,989
3. Эффективная толщина излучающего слоя		м	3,42	3,42	3,42
4. Адиабатная (теоретическая) энтальпия продуктов сгорания		кДж/кг	20884,8	20917,7	20884,8
5. Адиабатная (теоретическая) температура газов		○С	1739,5	1592,9	1739,5
		К	2012,5	1865,9	2012,5
6. Температура газов на выходе из топки		○С	1000	1000	1000
		К	1273	1273	1273
7. Энтальпия газов на выходе из топки		кДж/кг	11313,2	12507,9	11313,2
8. Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания			12,9	14,2	12,9
9. Тепловое напряжение топочного объема		кВт/м3	280,4	189,7	377,6
10. Коэффициент тепловой эффективности			0,557	0,557	0,557
11. Коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания			1,091	1,030	1,091
12. Коэффициент поглощения лучей частицами сажи			2,026	1,758	2,026
13. Коэффициент поглощения лучей частицами золы			0,981	0,888	0,981
14. Коэффициент ослабления лучей топочной средой			2,072	1,917	2,072
15. Эффективная степень черноты факела			0,508	0,481	0,508
16. Отношение зеркала горения к полной поверхности стен топки при слоевом горении			0,0192	0,0192	0,0192
17. Степень черноты топки			0,658	0,634	0,658
18. Параметр, характеризующий распределение температуры по высоте топки			0,49	0,49	0,49
19. Расчетная температура газов за топкой		○С	1069,4	962,8	1006,6
		К	1342,4	1235,8	1279,6
20. Температура за топкой по предварительному балансу		○С	1000	1000	1000
21. Расхождение		○С	69,4	-37,2	6,6
22. Энтальпия газов за топкой		кДж/кг	12179,7	11998,4	11395,6
23. Количество тепла, переданное в топке		кВт	29153,8	20205,9	42784,9
24. Коэффициент прямой отдачи		%	41,7	42,6	45,4
25. Действительное тепловое напряжение топочного объема		кВт/м3	116,2	80,5	170,5

3.5 Расчет теплообмена в конвективных поверхностях обмена

Поверочный тепловой расчет конвективных поверхностей нагрева ведется с целью определения количества тепла, переданного газами нагреваемой среде (воде) через рассматриваемую поверхность, и температуры газов на выходе из этой поверхности [16].

Расчет конвективной поверхности нагрева сводится к решению двух уравнений:

уравнения теплового баланса

(50)

- уравнения теплопередачи

(51)

Здесь тепло, отданное газами поверхности нагрева, кВт;

тепло, воспринятое нагреваемой средой, кВт;

коэффициент теплопередачи от газов к нагреваемой среде, кВт/(м²·град);

коэффициент сохранения тепла;

температурный напор между газами и нагреваемой средой, ^○С;

расчетный расход топлива, кг/с;

соответственно энтальпия газов перед и за рассматриваемой поверхностью нагрева, кДж/кг.

Температура газов перед конвективной поверхностью нагрева равна температуре газов за топкой

Решение уравнений теплового баланса и теплопередачи выполняем графоаналитическим методом. Для этого задаемся тремя значениями температуры за конвективной поверхностью  из расчета, чтобы предполагаемая рассчитанная температура  находилась между . Для температур  находим соответствующие энтальпии  и по уравнению теплового баланса три значения теплоты , отдаваемой газами в конвективной поверхности. Строят кривые  и . Точка пересечения  и  дает действительное количество теплоты, воспринятое конвективной поверхностью  и температуру газов за конвективной поверхностью  [16].

Графическое определение  показано на рисунках 11, 12 и 13.

Для построения зависимости , которая определяется по формуле (51), находят составляющие коэффициента теплопередачи.

Активно омываемая поверхность нагрева:

(52)

Температурный напор:

(53)

где температура воды на выходе из топки, .

Относительные шаги труб: продольный  и поперечный .

Эффективная толщина излучающего слоя газов:

(54)

Средняя температура газового потока:

(55)

Средний расход газов:

(56)

Средняя скорость газов:

(57)

Средняя температура загрязненной стенки:

(58)

Коэффициент теплоотдачи конвекцией:

(59)

Физические характеристики дымовых газов: коэффициент теплопроводности , коэффициент кинематической вязкости , критерий Прандтля Pr берутся по [7] при средней температуре  [21].

Поправочные коэффициенты для определения  определяются по номограммам в зависимости от характера омывания пучка и строения пучка. Данные номограммы представлены на рисунке 10.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, коэффициент ослабления луча в объеме, заполненном золой, определяются по формулам (38) и (40) соответственно.

Суммарная сила поглощения запыленного золой газового потока:

(60)

Степень черноты запыленного газового потока:

(61)

Коэффициент теплоотдачи излучением запыленного газового потока:

(62)

где степень черноты стенки [16].

Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке:

(63)

Коэффициент теплопередачи:

(64)

Расчет ведем в табличной форме. Результаты расчета представлены в таблице 13.

Геометрические характеристики конвективной поверхности нагрева представлены в таблице 12.

Таблица 12 - Геометрические характеристики конвективной поверхности нагрева

Наружный диаметр труб		мм
Число рядов труб		шт.	96
Число труб в ряду		шт.	89
Шаг труб
- поперечный		мм	64
- продольный		мм	40
Средняя длина труб
- установленная		м	1,665
- активная		м	1,665
Площадь живого сечения для прохода газов		м2	5,4

Рисунок 10 - Номограммы для определения поправок

Таблица 13 - Расчет теплообмена в конвективной поверхности нагрева

Наименование величины	Обозначение	Ед. измерения	Результат
			100%	70%	135%
1. Температура газов перед конвективной поверхностью		○С	1069,4	962,8	1006,6
2. Энтальпия газов перед газоходом		кДж/кг	12179,7	11998,4	11395,6
3. Температура газов на выходе из газохода		○С	140	100	140
		○С	160	150	160
		○С	180	200	180
4. Энтальпия газов на выходе из газохода		кДж/кг	1501,9	1175,8	1501,9
		кДж/кг	1720,1	1777,1	1720,1
		кДж/кг	1938,3	2378,3	1938,3
5. Расчетный расход топлива		кг/с	3,387	2,291	4,561
6. Количество теплоты, отданное газами в конвективной поверхности		кВт	35761	24518	44609
		кВт	35030	23155	43625
		кВт	34299	21793	42641
7. Коэффициент омывания			1	1	1
8. Активно омываемая поверхность нагрева		м2	1251	1251	1251
9. Относительные шаги труб
- продольный			1,429	1,429	1,429
- поперечный		2,286	2,286
10. Эффективная толщина излучающего слоя газов		м	0,08	0,08	0,08
11. Средняя температура газового потока		○С	395,5	297,4	383,2
		○С	431,4	398,8	417,4
		○С	461,3	461,9	446,1
12. Средний расход газов		м3/с	63,5	40,6	84,0
		м3/с	66,9	47,9	88,4
		м3/с	69,8	52,4	92,0
13. Средняя скорость газов		м/с	11,8	7,53	15,6
		м/с	12,4	8,87	16,4
		м/с	12,9	9,70	17,0
14. Коэффициент тепловой эффективности			0,65	0,65	0,65
15. Средняя температура загрязненной стенки		○С	186,5	186,5	186,5
16. Поправочные коэффициенты:
- на количество рядов			1	1	1
- на относительные шаги			0,993	0,993	0,993
17. Коэффициент теплоотдачи конвекцией		Вт/м2·К	109,7	84,5	129,6
		Вт/м2·К	112,8	92,5	133,4
		Вт/м2·К	115,5	97,2	136,4
18. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами			1,506	1,496	1,515
			1,480	1,425	1,490
			1,458	1,380	1,469
19. Коэффициент ослабления луча в объеме, заполненном золой			1,432	1,448	1,450
			1,383	1,298	1,401
			1,345	1,223	1,364
20. Суммарная сила поглощения запыленного золой газового потока			1,006	1,008	1,015
			0,980	0,932	0,990
			0,959	0,891	0,970
21. Степень черноты запыленного газового потока			0,634	0,635	0,638
			0,625	0,606	0,628
			0,617	0,590	0,621
22. Коэффициент теплоотдачи излучением запыленного газового потока		Вт/м2·К	8,5	5,3	8,1
		Вт/м2·К	9,9	8,2	9,3
		Вт/м2·К	11,1	10,6	10,5
23. Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке		Вт/м2·К	118,2	89,8	137,7
		Вт/м2·К	122,7	100,8	142,7
		Вт/м2·К	126,6	107,8	146,9
24. Коэффициент теплопередачи		Вт/м2·К	76,8	58,4	89,5
		Вт/м2·К	79,8	65,5	92,8
		Вт/м2·К	82,3	70,1	95,5
25. Средний температурный напор		○С	279,0	206,9	267,2
		○С	314,9	308,3	301,4
		○С	344,8	371,4	330,1
26. Тепловосприятие конвективной поверхности нагрева		кВт	26809	15109	29923
		кВт	31411	25259	34983
		кВт	35483	32548	39420
27. Температура газов на выходе из конвективной поверхности		○С	155	144	170,8
28. Количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева		кВт	35400	22950	42200
29. Энтальпия газов на выходе из конвективной поверхности		кДж/кг	1774,7	1704,9	1837,9
30. Энтальпия питательной воды		кДж/кг	293,3	293,3	293,3

Рисунок 11 - Графическое определение  для номинального режима (100% нагрузка)

Рисунок 12 - Графическое определение  для минимального режима (70% нагрузка)

Рисунок 13 - Графическое определение  для пикового режима (135 % нагрузка)

3.6 Тепловой баланс котла

 

После выполнения теплового расчета составляется окончательный тепловой баланс котла. Целью теплового баланса является определение полученной производительности, коэффициента полезного действия и невязки баланса. [16]

Искомая производительность котла будет равна:

(65)

Полученный коэффициент полезного действия находится как отношение теплоты, переданной газами во всех поверхностях нагрева, к подведенной теплоте, т.е.

(66)

Невязка баланса определяется по формуле:

в тепловых единицах

(67)

в процентах

(68)

Невязка баланса dQ не должна превышать 0,5 %. При большем расхождении задаются новым значением КПД (в сторону уменьшения разницы) и расчет корректируется [16].

Полученная температура уходящих газов не должна отличаться от принятой в предварительном балансе более чем на 10 °С [16].

Если расхождение по КПД котла находится в допускаемых пределах, а температура уходящих газов отличается больше чем на 10 °С, то перераспределяют величины потерь и расчет уточняется [16].

Расчет ведем в табличной форме. Результаты расчета представлены в таблице 14.

Таблица 14 - Тепловой баланс котла

Наименование величины	Обозначение	Ед. измерения	Результат
			Номинальный (100%)	Минимальный (40%)	Пиковый (135%)
1. Располагаемая теплота топлива		кДж/кг	20782,3	20782,3	20782,3
2. Секундный расход топлива		кг/с	3,528	2,387	4,751
3. Расчетный расход топлива		кг/с	3,387	2,291	4,561
4. Количество тепла, переданное в топке		кВт	29153,8	20205,9	42784,9
5. Количество тепла, переданное в конвективной поверхности		кВт	35400	22950	42200
6. Энтальпия питательной воды		кДж/кг	293,3	293,3	293,3
7. Энтальпия воды на выходе из котла		кДж/кг	544,7	544,7	544,7
8. Полная производительность котла		кг/с	256,7	171,7	341,7
9. Полученная производительность котла		кг/с	256,8	171,7	337,3
10. КПД котла		%	88,04	86,99	86,07
11. Невязка баланса		кДж/кг	2,2	-9,4	0,7
		%	0,05	0,003
12. Температура уходящих газов по предварительному тепловому балансу		○С	151,1	150	171,1
13. Полученная температура уходящих газов		○С	155	144	170,8
14. Разница температур		○С	-3,9	6	0,3

3.7 Выводы

По результатам выполненного теплового расчета строим характеристики котла в зависимости от расхода топлива  и . Эти характеристики представлены на рисунке 14.

Рисунок 14 - Характеристики котла в зависимости от расхода топлива

При снижении нагрузки котла до 70% от номинальной температура сгорания топлива падает до 1592,9 ^○С. При номинальном режиме температура сгорания топлива составляет 1739,5 ^○С. Продукты сгорания занимают не весь топочный объем в отличие от номинального режима. Эти факторы говорят о том, что в минимальном режиме будет самый высокий коэффициент избытка воздуха (). Это обуславливает падение КПД в минимальном режиме. С увеличением коэффициента избытка воздуха уменьшается температура газов за топкой [22].

С увеличением нагрузки до 135% наблюдается рост температуры уходящих газов, что обуславливает падение КПД в пиковом режиме. При работе котла на номинальном режиме значение коэффициента избытка воздуха и температуры уходящих газов оптимальные, поэтому именно на этом режиме котел имеет самый высокий КПД (88,04%).

 

4. Охрана окружающей среды

 

4.1 Загрязняющие вещества, образующиеся при сжигании энергетических топлив

 

Тепловые электростанции и теплоэлектроцентрали, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию на базе сжигания органических видов топлива, оказывают значительное отрицательное воздействие на окружающую среду. С дымовыми газами электростанций в воздушный бассейн выбрасывается большое число твердых и газообразных загрязнителей, среди которых такие вредные вещества как зола, оксиды углерода, серы и азота. Помимо этого в воздушный бассейн попадает огромное количество диоксида углерода и водяных паров [18].

.2 Краткая характеристика загрязняющих атмосферу веществ

Диоксид серы, или сернистый ангидрид (сернистый газ) - бесцветный газ с резким запахом, примерно вдвое тяжелее воздуха, образующийся при сгорании серосодержащих видов топлива (в первую очередь угля и тяжелых фракций нефти).

Сернистый газ особенно вреден для деревьев, он приводит к хлорозу (пожелтению или обесцвечиванию листьев) и карликовости. У человека этот газ раздражает верхние дыхательные пути, так как легко растворяется в слизи гортани и трахеи [6].

Оксид (NO) и диоксид (NO₂) азота образуются при сгорании топлива при очень высоких температурах и избытке кислорода. В дальнейшем в атмосфере оксид азота окисляется до газообразного диоксида красно-бурого цвета. NO₂ играет не последнюю роль при образовании фотохимического смога в приземном слое атмосферы. Диоксид азота повышает предрасположенность к острым респираторным заболеваниям, например пневмонии.

При растворении окислов азота в воде образуются кислоты, которые являются одной из главных причин выпадения так называемых "кислых" дождей, приводящих к гибели лесов. Образование в приземном слое озона также является одним из следствий наличия в нем окислов азота. В стратосфере закись азота инициирует цепочку реакций, приводящих к разрушению озонового слоя, защищающего нас от воздействия ультрафиолетового излучения Солнца, что может привести к массовым раковым заболеваниям кожи у людей, замедлению фотосинтеза и гибели некоторых видов растений [6].

Серьезные экологические проблемы связаны с твердыми отходами золой и шлаками [8].

Хотя зола в основной массе улавливается различными фильтрами, все же в атмосферу в виде выбросов ТЭС ежегодно поступает около 250 млн. тонн мелкодисперсных аэрозолей. Последние способны заметно изменить баланс солнечной радиации у земной поверхности. Они же являются ядрами конденсации для паров воды и формирования осадков; а, попадая в органы дыхания человека и других организмов, вызывают различные респираторные заболевания.

Оксид углерода, или угарный газ - очень ядовитый газ без цвета, запаха и вкуса. Он образуется при неполном сгорании топлива.

Окислы углерода (CO и CO₂) практически не взаимодействуют с другими веществами в атмосфере и время их существования практически не ограничено.

В закрытом помещении, наполненном угарным газом, снижается способность гемоглобина эритроцитов переносить кислород, из-за чего у человека замедляются реакции, ослабляется восприятие, появляются головная боль, сонливость, тошнота. Под воздействием большого количества угарного газа может произойти обморок, случиться кома и даже наступить смерть [6].

.3 Охрана атмосферного воздуха

Загрязнение воздушного бассейна объектами теплоэлектроэнергетики связано в основном с выбросами дымовых газов, образующихся при сжигании органического топлива в котлах электростанций. В связи с этим для снижения вредного воздействия энергетики на воздушный бассейн может быть использовано как минимум три пути:

уменьшение количества и улучшение качества органического топлива, сжигаемого для производства электроэнергии и теплоты;

подавление образования и улавливание вредных компонентов дымовых газов и сокращение благодаря этому выброса электростанциями вредных веществ в атмосферу;

уменьшение концентрации вредных веществ в приземном слое атмосферы в результате рассеивания вредных выбросов высокими трубами электростанций, более рационального их размещения, усиления контроля за выбросами и экологическое управление режимами энергетических предприятий с использованием экологически чистых топлив.

 

4.4 Экологические аспекты при сжигании угля в высокотемпературном кипящем слое

 

С точки зрения снижения твердых выбросов реконструкция типовых слоевых промышленных котлов на сжигание угля в ВТКС обеспечивает:

увеличение высоты и объема топочного пространства за счет размещения решетки ВТКС ниже штатной отметки обслуживания котла (т. е. в зольном отделении котельной), что позволяет существенно улучшить условия выгорания топлива;

установку в топочной камере дополнительного поворотного экрана для организации встроенного сепаратора (поворотной камеры) непосредственно перед конвективным пучком для осаждения основной массы грубых фракций уноса;

реконструкцию системы возврата уноса для повышения ее производительности, эффективности и надежности;

применение эффективных золоуловителей последнего поколения со степенью очистки газов до 96%.

Применение высокотемпературного сжигания в кипящем слое с золоуловителями БЦ-512 позволяет:

только за счет особенностей способа сжигания топлива снизить выбросы оксидов азота в 1,3?1,5 раза по сравнению с уровнем NOx слоевых котлов, т. е. обеспечить их концентрацию в пределах 250?300 мг/м3;

при сжигании углей с содержанием серы до 0,6?0,7% снизить выбросы оксидов серы до нормативных величин без применения специальных дорогостоящих методов очистки;

при сжигании углей с повышенным содержанием серы обеспечить подавление оксидов серы наиболее простым и наименее затратным методом?- путем присадки к топливу известняковой добавки;