Особенности разработки проекта газомазутного парового котла для Ярославской ТЭЦ-1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В условиях рыночных отношений и наметившегося улучшения финансового состояния промышленности Российской Федерации руководством страны принята программа резкого роста экономики, что в свою очередь приведет к увеличению потребления электрической и тепловой энергии. Таким образом, развитие экономики страны в большой степени зависит от состояния энергетики. Реалии же состояния энергетики таковы, что наработку более тридцати лет имеет около сорока пяти процентов установленного оборудования.

Оставшиеся мощности уже к 2006 году не смогут обеспечить потребление даже на уровне 1998 года, а наметившаяся тенденция к росту потребления еще более приблизит появление дефицита энергомощностей.

Котельное оборудование на тепловых электростанциях, в том числе и на крупных промышленных предприятиях, исчерпавшие свой расчетный срок службы подлежит демонтажу и замене на котлы с нормативными показателями по надежности, экономичности, экологии.

С каждым годом в нашей стране все шире развертываются работы по газоснабжению городов. Во все возрастающих масштабах ведется газоснабжение предприятий и перевод значительного количества энергетических паровых котлов на газообразное топливо. Использование на электростанциях горючих газов предпочтительнее из-за ряда обстоятельств.

На газомазутных электростанциях по сравнению с угольными имеет место снижение капитальных вложений примерно до 20%, повышение экономичности электростанций на 3-4% (снижается себестоимость выработанного пара, т.к. стоимость 1 м3 природного газа ниже стоимости 1 кг угля, теплота сжигания газа выше чем у угля, следовательно расход природного газа на одну и ту же тепловую нагрузку будет гораздо меньше, чем у угля, подготовка к сжиганию угля по энергетическим затратам значительно выше, чем газа), снижение загрязненности окружающей среды, повышение общей культуры эксплуатации.

Поставки природного газа в Ярославскую область неуклонно растут, посредством проходящих газопроводов: «Ухта - Тожок», «Ухта - Торжок 2», «Грязовец - Москва», «Горький - Ярославль - Череповец», поэтому использование в качестве топлива для Ярославских ТЭЦ - 1, ТЭЦ - 2, ТЭЦ - 3 сжиженного природного газа наиболее выгодно.

Электроэнергия в настоящее время вырабатывается в основном на ТЭЦ, оборудованных паровыми котлами. Перевод котла с угля на газообразное топливо вызывает существенные изменения в работе котла. Существенно изменяется тепловой режим работы топки и всего котельного агрегата. Условия теплообмена в топке влияют на экономичность работы котла и на надежность работы экранных поверхностей нагрева.

Для повышения надежности работы элементов котла, а следовательно и всей котельной установки, учитывая что большая часть котлов выработала свой ресурс, возникает необходимость проектирования новых котлов непосредственно для сжигания газа. Объектом данной работы является проект парового котла для Ярославской ТЭЦ - 1 взамен котлов ТП-230 для работы на природном газе и мазуте. В качестве основного топлива принимается природный газ, поставляемый с газонаполнительной станции, расположенной на территории Ярославской области, Бованенковское месторождение.



1. Обоснование выбора температуры уходящих газов

Температура уходящих газов tyг оказывает решающее влияние на экономичность работы парового котла, так как потеря теплоты с уходящими газами является наибольшей в сравнении с суммой других потерь.

Снижение температуры уходящих газов tyг приводит к увеличению коэффициента полезного действия котла. Однако глубокое охлаждение газов требует увеличения размеров конвективных поверхностей нагрева, а при сжигании сернистых топлив сопряжено еще с опасностью низкотемпературной коррозии. Существенное влияние на выбор температуры уходящих газов оказывает также температура питательной воды.

Оптимальные значения tyг выбираются на основании технико-экономических расчетов путем сопоставления экономии топлива, при снижении tyг и увеличения при этом капитальных затрат. Оптимальная температура уходящих газов характеризуется минимальным значением расчетных затрат, по формуле (1):

Сmin= S + E + K, руб/год,

где К - единовременные затраты на металл теплоиспользующих элементов, руб/год;

Е - нормативный коэффициент;

S - эксплуатационные расходы, руб/год.

Эксплуатационные расходы определяются из выражения, по формуле (2):

S = Sтопл + Sам + Sтр + Sэл , руб/год,

где Sтопл - затраты на топливо, руб/год;

Sам - амортизационные отчисления, руб/год;

Sтр - затраты на текущий ремонт, руб/год;

Sэл - затраты на электроэнергию, руб/год.

Однако данный расчет довольно трудоемкий и требует большое количество исходных данных.

В ряде случаев снижение tyг ограничивается возможностями внешней коррозии хвостовых поверхностей нагрева из-за конденсации на них водяных паров, т.е. должна быть выше точки росы дымовых газов. Так как в рабочем топливе отсутствует сера, точка росы дымовых газов не превышает 80°С.

Руководствуясь рекомендациями [1] температуру уходящих газов при сжигании природного газа следует принимать в интервале 110-120°С. Для данной дипломной работы температура уходящих газов принимается равной tyг = 110°C, что выше точки росы дымовых газов, и должна обеспечить компактные размеры хвостовых поверхностей нагрева.

2. Конструкторский тепловой расчет топки котельного агрегата

В конструктивном тепловом расчете определяют размеры топки и поверхностей нагрева котла, необходимых для обеспечения номинальной (наибольшей) производительности в длительной эксплуатации при номинальных величинах параметров пара и питательной воды, принятых показателях экономичности и характеристиках топлива.

Результаты конструктивного теплового расчета используются для выбора вспомогательного оборудования и оценки аэродинамических, гидравлических, прочностных и других характеристик надежности котла.

В качестве исходных для проектирования котла задаются следующие данные: - тип котла - барабанный;

- производительность - 230 т/ч;

- давление и температура перегретого пара - Р_пп=10,8МПа;t_пп=510^° С;

- температура питательной воды - t_пв=215^° С;

- месторождение и характеристики топлива - Бованенковское месторождение;

- величина непрерывной продувки - р=1%.



2.1 Расчетные характеристики топлива

Сжигаемое топливо: природный газ «Ухта - Торжок» Ярославской области.

Средний состав топлива для рабочего состояния:CH_4=92,66%;C_2 H_6=5,04%;C_3 H_8=0,45%;N_2=1,85%.

Низшая теплота сгорания: Q_н^р=36,9МДж/м^3, ? Q?_н^р=8805ккал/м^3.

2.2 Составление тепловой схемы котла

Температура газов на выходе из топки : =1100°С.

Температура уходящих дымовых газов: ?ух = 110°С.

Температура горячего воздуха: tг.в = 250°С.

Принимаем следующую последовательность расположения элементов котла по ходу дымовых газов (П- образная схема): топочная камера, ширмовый пароперегреватель, две ступени конвективного пароперегревателя в горизонтальном газоходе, водяной экономайзер и воздухоподогреватель в опускной конвективной шахте. Но т.к. температура горячего воздуха равна 250°С, то для подогрева воздуха воздухоподогреватель выполняют одноступенчатым. При этом в конвективной шахте последовательно размещаются: ступень экономайзера и ступень воздухоподогревателя.

2.3 Объемы воздуха и продуктов сгорания

Теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания топлива:



где - влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1 м³ сухого газа, при расчетной температуре 10°С, согласно рекомендациям [1] .

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки: .

Присосы воздуха по принятой компоновке поверхностей нагрева по отдельным газоходам (?б)

Присосы воздуха в газоход ширмового пароперегревателя: ?б_шпп = 0.

Присосы воздуха в газоход конвективного пароперегревателя:

?б_кппI = 0,015, ?б_кппII = 0,015.

Присосы воздуха в газоход ступени водяного экономайзера: ?б_эк = 0,02.

Присосы воздуха в газоход ступени воздухоподогревателя: ?б_вп = 0,03.

Коэффициент избытка воздуха за ширмовым пароперегревателем:

бЅ_шпп = +Дб_шпп = 1,03+0 = 1,03

Избыток воздуха за конвективным пароперегревателем II ступени:

бЅ_кппII = бЅ_шпп+Дб_кппII = 1,03+0,015 = 1,045



Избыток воздуха за конвективным пароперегревателем I ступени:

бЅ_кппI = бЅ_кппII+Дб_кппI = 1,045+0,015 = 1,06

Избыток воздуха за ступенью водяного экономайзера:

бЅ_эк= бЅ_кппI+Дб_эк = 1,06+0,02 = 1,08.

Избыток воздуха за ступенью воздухоподогревателя:

бЅ_вп= бЅ_эк+Дб_вп = 1,08 +0,03 = 1,11.

Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе каждой поверхности нагрева

В газоходе ширмового пароперегревателя:

б_{шпп ср.} = (б_т + бЅ_шпп)/2 = (1,03+1,03)/2 = 1,03.

В газоходе конвективного пароперегревателя (II ступень):

б_{кппII ср.} = (бЅ_шпп + бЅ_кппII)/2 = (1,03+1,045)/2 = 1,0375

В газоходе конвективного пароперегревателя (I ступень):

б_{кппI ср.} = (бЅ_кппII + бЅ_кппI)/2 = (1.045+1,06)/2 = 1,0525.

В газоходе второй ступени водяного экономайзера:

б_{эк ср.} = (бЅ_кппI + бЅ_эк)/2 = (1,06+1,08)/2 = 1,07.



В газоходе второй ступени воздухоподогревателя:

б_{вп ср.} = (бЅ_эк + бЅ_вп)/2 = (1,08+1,11)/2 = 1,095

Объем водяных паров в дымовых газах при избытке воздуха

= 2,192 + 0,0161(1,03-1)9,768 = 2,197, м³/м³.

Объем дымовых газов, образующихся при избытке воздуха больше единицы (в топке):

= 1,041+7,735+2,197+(1,03-1).9,768 = 11,266, м³/м³.

Объемная доля сухих трехатомных газов:

Объемная доля водяных паров:

Суммарная объемная доля трехатомных газов:



Масса дымовых газов:

где - плотность сухого газа при нормальных условиях вычисляют по формуле:

Средние объемные характеристики продуктов сгорания показаны в таблице 1.



Таблица 1

2.4 Энтальпия воздуха и продуктов сгорания

Энтальпия теоретически необходимого количества воздуха:

,кДж/м3.

Энтальпия теоретического объема дымовых газов:



кДж/м3

Энтальпия дымовых газов:

Результаты расчетов по п.п. 18 - 20 сведены в таблица 2. Результаты приведены для заданных интервалов температур, обязательных для заполнения.

Таблица 2. Удельные энтальпии газов

2.5 Тепловой баланс котла

Составление теплового баланса котла заключается в установлении равенства между поступившим в котел количеством тепла и суммой полезно использованного тепла Q1 и тепловых потерь Q2, Q3, Q4, Q5, Q6. На основании теплового баланса вычисляются КПД и необходимый расход топлива.

Тепловой баланс составляется применительно к установившемуся тепловому состоянию котла на 1 м3 газообразного топлива при 0 0С и 101,3кПа.

Общее уравнение теплового баланса имеет вид:

Qр + Qв.вн. + Qф = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6.

Температура рабочего топлива: tтл = 0°С.

Тепло, вносимое воздухом, при его подогреве вне котла: Qв.вн= 0 кДж/м3.

Тепло, вносимое в топку паровым форсуночным дутьем: Qф=0 кДж/м3.

Располагаемое тепло рабочего объема топлива: Qр = 36900 кДж/м3.

Суммарные потери тепла от механической и химической неполноты сгорания: q3+ q4 = 0,06 %.

Определение потерь тепла с уходящими газами: q2.

Энтальпия уходящих газов при избытке воздуха: бух= бЅвп=1,11

и температуре: ух=110°C.

Iух = 1827 кДж/м3 по таблице 2.

Температура холодного воздуха: tх.в. = 30 0С.

Энтальпия холодного воздуха: I°х.в. = 388,9 кДж/м3.

Присосы воздуха в топку - для газоплотных экранов: т = 0,02.

Отношение количества воздуха на входе в воздушный тракт к теоретически необходимому:

`=''т - т + вп = 1,03-0,02+0,03 = 1,04



Потери тепла с уходящими газами:

Потеря тепла от наружного охлаждения: q5=0,57%.

Потеря с теплого шлака: q6=0.

Суммарная потеря тепла в котле:

?q = q2 + q3 + q4 + q5 + q6 = 3,846+0,06+0,57 = 4,4 %.

Коэффициент полезного действия котла:

зк = 100 - ?q = 100-4,4 = 95,6 %.

2.6 Определение расхода топлива

Паропроизводительность: Dпе = 64,9 кг/с.

Температура перегретого пара: tпп = 510°С.

Давление перегретого пара: Рпп = 9,8 МПа.

Энтальпия перегретого пара: iпе = 3403,1 кДж/кг.

Температура питательной воды: tпв = 215°С.

Давление в барабане: Рб = 10,8 МПа.

Давление питательной воды на входе в экономайзер:

Рпв = Рб + 0,1Рб = 10,8+0,110,8 = 11,88 МПа.

Энтальпия питательной воды: iпв = 923,84 кДж/кг.

Величина непрерывной продувки: р = 1 %.



Энтальпия продувочной воды:

Полное количество тепла, полезно использованное в котле:

Qк=Dпе(iпе-iп.в.)+Dпр(-iп.в.) =

= 64,9 (3403,1-923,84) + 0,65 (1441,9-923,84) = 161240,7 кВт.

Расход топлива, подаваемого в топку:

Расчетный расход топлива:

.

2.7 Выбор и компоновка горелочных устройств

Компоновка горелок и форма топочной камеры взаимосвязаны и имеют решающее значение для надежности и экономичности работы котла. Топочное устройство (горелки вместе с топкой) должно удовлетворять основным требованиям, обеспечивающим:

- эффективное смешение топлива с необходимым для горения количеством воздуха;

- устойчивое воспламенение;

- заданную экономичность сжигания топлива;

- минимальное количество вредных выбросов;

- равномерное распределение тепловых нагрузок по периметру топки;

- простоту изготовления и удобство при монтаже и ремонте.

Тип горелок - газомазутные.

Компоновка горелок - встречное расположение горелок.

Количество горелок (Zг), тепловая мощность одной горелки (Qг), диаметр амбразур Да при сжигании твердых топлив: zг = 8; Qг = 28 МВт; Da=1040 мм.

Количество ярусов горелок: zяр=2.

Допускаемые тепловые напряжения сечения топочной камеры: [qF] = 4 МВт/м2; [qFяр] = 2 МВт/м2.

Сечение топочной камеры:

Основные конструктивные характеристики топочной камеры с газомазутными горелками.

Расстояние между осями горелок по горизонтали: Sг= 2,35 м.

Расстояние от осей крайних горелок до примыкающих стен: Sст=2,35 м.

Расстояние от оси нижнего яруса горелок до начала ската холодной воронки или шлакового пода: hск=1,7 м.

Глубина топки при встречном расположении горелок:

Ширина топки:

Определение ширины топки по числу экранных труб:

атп=(Z'экр-1) • Sэкр+6•S'экр,)

где Z'экр- число экранных труб, принимаем Z'экр =77;

Sэкр- шаг между трубами, принимаем Sэкр =100 мм;

S'экр- шаг угловых труб, принимаем S'экр=75 мм рисунок 1.

Рис.1

Определение ширины топки по количеству ширм:

атп= (Z1-1) •S1+2t = (12-1) •620+2•615=8050 мм. (29)

где Z1- количество ширм (кратно 4), принимаем Z1=12;

S1- поперечный к потоку дымовых газов шаг ширм, значение должно лежать в пределах от 500 до 699 мм. Принимаем S1=620 мм.;

t- расстояние от крайних ширм до боковых стен, t=(0,5ч1)S1; принимаем t=615 мм.

Определение глубины топки по числу экранных труб:

bтп=(Zэкр-1) •Sэкр+6• S'экр=(67-1) •100+6•75=7050 мм.

где Zэкр- число экранных труб, принимаем Zэкр =76;

Sэкр-шаг между трубами, принимаем Sэкр =100 мм;

S'экр- шаг угловых труб, принимаем S'экр=75 мм.

Расчетное сечение топочной камеры:

Fт=атп•bтп = 8,05•7,05 =56,753 м2. (31)

Расчетное тепловое напряжение сечения топочной камеры:

Общее:

На один ярус горелок: МВт/м2.

Проверка: qF ? [qF], 2,97 < 4; qFяр ? [qFяр], 1,49 < 2, проверка сходится.

2.8 Выбор основных конструктивных характеристик топки

Активный объем топочной камеры, рассчитываемой в проекте, ограничивается плоскостями экранных труб. В выходном сечении камеры ее объем ограничивается плоскостью, проходящей через оси первого ряда ширм, т.к.

Конструктивный расчет топки предусматривает определение поверхности стен топки по рекомендациям и расчет поверхности стен топки при заданной температуре газов на выходе из топки. После расчета поверхности стен и уточнения размеров топки необходимо проверить соответствие принятого и полученного в результате расчета значения коэффициента тепловой эффективности.

Диаметр труб ширм: dш = 0,032 м.

Толщина стенки труб ширм: дш = 0,004 м.

Внутренний диаметр труб ширм:

dш.вн. = dш -2дш = 0,032-2·0,004 = 0,024 м. (32)

Поперечный шаг между ширмами: S1 = 0,62 м.

Число ходов пара в ширмах: nход = 2.

Число ширм, установленных по ширине газохода: nш=12.

Массовая скорость пара в ширмах: щс = 1000 кг/(м2с).

Расход пара через ширмы: Дш ? Дпе=64,9кг/с.

Число ниток в ширме:



Число петель в ширме: nпет = 1.

Радиус гиба труб в ширмах: R ? 2dш = 0,075 м.

Продольный шаг ширм: S2 ? 1,5dш = 0,045 м.

Глубина ширм по осям крайних труб по ходу газов:

bш = [2•(zз.ш.-1)•S2+2R]•nпет+(nпет-1)•2R = (33)

= (2(24-1)0,045+2•0,075) •1+(1-1)2•0,075 = 2,22 м.

Допускаемое тепловое напряжение объема топки по условиям горения:

qv.доп = 0,2 МВт/м3.

Высота газового окна (за ширмами, по оси заднего экрана): hок= 6,7 м.

Высота ширм:

hш = hок+0,8•tg450-0,3=6,7+0,8•tg45-0,3 =7,12 м. (34)

Расстояние от выходного сечения ширм до пароотводящих труб заднего экрана: lоб = 0,8 м.

Глубина аэродинамического выступа:

bав = 0,3•bтп = 0,3•7,05=2,12 м. (35)

Угол наклона ската аэродинамического выступа: б3 = 45°; б2 =45°.

Угол наклона холодной воронки к горизонтали: б1 =15°.

Определение основных конструктивных размеров топки приложение А.

Определение высоты:

Определение высоты:

h3 = bа.в.tg2 = 2,12•1 = 2,12 м. (36)

Определение высоты:

h4 = (bа.в.-lоб)tg3+0,3 = (2,12-0,8) 1+0,3 =1,615 м. (37)

Определение высоты: h5 = hш= 7,12 м.

Определение объема:

м3. (38)

Определение объема:

Определение объема:

=

=8,05•[(7,05-2,12) •1,32+((1,32-0,3) • (2,12-0,8))/2+0,3· (2,12-0,8)]=67,67 м3.

Определение объема:

V5 = h5•атп(bтп-bш-lоб) =7,12·8,05(7,05-2,22-0,8) =240,68 м3. (39)

Определение минимального объема топочной камеры:

Определение объема:

V2 = Vт-(V1+V3+V4+V5) = 842,9-(26,82+102,3+67,67+240,68) = 411,4м3. (40)



Определение высоты:

Определение высоты топочной камеры:

hт = h1 + h2 + h3 + h4 + h5 = 0,945+7,5+2,12+1,615+7,12 =18,82 м. (41)

Полная поверхность стен, ограничивающих активный объем топки.

Длина фронтовой стены:

lфр = h5 + h4 + h3 + h2 + h1/sinб1 = (42)

=7,12+1,615+2,12+7,5+0,47/sin15 = 20,173 м.

Поверхность фронтовой стены:

Fфр = атп · lфр = 8,05•20,173 =162,4 м2. (43)

Длина задней стены:

lз = h4/sinб3 + h3/sinб2 + h2 + h1/sinб1 = (44)

= 1,615/ sin45+2,12/ sin45+7,5+0,945/ sin15=14,18 м.

Поверхность задней стены:

Fз = атп · lз = 8,05•14,18=114,11 м2. (45)

Поверхность боковой стены:

Поверхность стен потолка, ограничивающего активный, объем топки:

Fпот = атп · (bтп - bш - lоб) = 8,05• (7,05-2,22-0,8) =32,44 м2. (46)

Поверхность выходного окна:

Fвых = (hш +bш+0,3) •атп = (7,12+2,22+0,3) •8,05 =75,18 м2. (47)

Поверхность, занятая горелками:

Fгор =.

Поверхность экранов:

Fэкр = Fфр + Fз + 2Fбок - Fгор = 162,4+114,11+2•105,52-6,79 =480,75 м2.

Полная поверхность стен:

Fст = Fэкр + Fпот + Fвых = 480,75+32,44+75,18 =588,37 м2.

2.9 Тепловой расчет топочной камеры

Определение количества тепла, воспринятого в топке.

Коэффициент сохранения тепла:

.

Полезное тепловыделение в топке:

где Qв = в`тI0в+(?бт+?бпл) •I0.прс = 1,01•3272,3+0,02•388,9 =3312,8 кДж/м3;

в`т =''т - ?бт - ?бпл - (ботб-1) •r = 1,03-0,02 = 1,01;

I0.в = 3272,3 кДж/м3.

Энтальпия газов на выходе из топки (определяется по I-х таблице при температуре и избытке воздуха :

Количество тепла, воспринятого в топке:

кДж/ м3.



Определение параметра М.

Коэффициент М0 = 0,4.

Уровень расположения осей горелок в ярусе:

hг1 = 0,945+1,7 = 2,645 м; hг2 = 0,945+1,7+2,35=4,995 м.

Число горелок в ярусах: ni = 2 шт.

Расход топлива через одну горелку:

м3/с.

Средний уровень расположения горелок:

Относительный уровень расположения горелок в топке:

Параметр забалластированности топочных газов:

Параметр М:

М = М0 (1 - 0,4хг) = 0,4(1-0,4•0,219) =0,397

Определение адиабатической температуры горения.

Энтальпия газов: Iа = Qт =40212,8 кДж/м3.

Адиабатическая температура горени:я ха = 2175,6 0С.

Адиабатическая температура горения:

Та = ха+273 =2448,7 К (50)

Температура газов на выходе из топки:

(51)

Определение среднего коэффициента тепловой эффективности

Угловой коэффициент:

- для экранов в газоплотном исполнении: хэкр=1;

- для ширм: хш=1;

- для поверхности выходного окна топки: хвых=1;

- для потолочного пароперегревателя: хпот = 0,96 определяется как для гладкотрубного экрана по номограмме 1а [1] (l=0,5d; d=0,028ч0,042 м; S/d=2,5ч3,5).

Коэффициент ж: жэкр = 0,65; жвых = 0,52.

Коэффициент тепловой эффективности экранов:

шэкр = хэкр·жэкр = 1•0,65 = 0,65. (52)

Коэффициент тепловой эффективности выходного окна топки:

Швых = хвых·жвых = 1•0,52 = 0,52. (53)

Коэффициент тепловой эффективности потолочного пароперегревателя

шпот = хпот·жэкр = 0,96•0,65 = 0,62. (54)

Коэффициент тепловой эффективности для неэкранированных стен:

шнеэкр = 0.

Средний коэффициент тепловой эффективности:

Определение эффективного значения критерия Бугера.

Эффективная толщина излучающего слоя:



Давление в топочной камере: р = 0,1 МПа, - для парогенераторов без наддува.

Коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания:

Коэффициент поглощения лучей частицами сажи:

где

Определение длины факела:

Длина факела (lф, м) это расстояние от оси верхнего яруса горелок до центра топки по горизонтали (l1), плюс расстояние по оси топки вверх по вертикали до середины ШПП (l2), плюс расстояние по горизонтали от оси топки до оси первого ряда труб ШПП (l3).

Таким образом, длина факела рассчитывается:

lф=l1+l2+l3 = 4,025+10,739+0,505 = 15,27 м.

lф.min=14 м.



3. Поверочный тепловой расчет котла для работы на мазуте

Поверочный тепловой расчет выполняется для принятой конструкции и известных размеров котла с целью определения основных режимных параметров и показателей его надежности, и экономичности при работе на заданном топливе и с заданной нагрузкой, а также выявления и разработки необходимых мероприятий по его реконструкции.

Для выполнения поверочного теплового расчета для работы на мазуте из конструкторского теплового расчета были приняты следующие основные данные:

- основные конструктивные параметры топки и всех поверхностей нагрева;

- характеристики топлива; паропроизводительность котла;

- давление и температуры питательной воды и перегретого пара;

- величина непрерывной продувки;

Поверочный тепловой расчет выполнен с использованием ЭВМ. Результаты расчета приведены в приложении В.

В результате проведенного расчета были определены: коэффициент полезного действия, расход топлива, температуры воды, пара, воздуха и газов на границах между отдельными поверхностями нагрева, а также расход и скорости пара, воздуха и дымовых газов, а также приведена краткая оценка результатов расчета. приложение В.

Аэродинамический расчет газового тракта котла.

Целью аэродинамического расчета котельной установки (расчет тяги и дутья) является выбор необходимых тягодутьевых машин на основе определения производительности тяговой и дутьевой систем и перепада полных давлений в газовом и воздушных трактах.

Кроме того, в ходе расчета производиться оптимизация элементов и участков газовоздушного тракта, обеспечивающая минимальные расчетные затраты, а также определяются расчетные данные для конструирования газовоздухопроводов.

Расчет выполняется для котельной установки с котлом производительностью 230 т/ч. Исходные данные принимаются из теплового расчета котла.

3.1 Исходные данные для расчета установки

Расход топлива: Вр = 4,57 м3/с.

Теоретический объем воздуха: V0=9,768 м3/ м3.

Коэффициент избытка воздуха: ?т=1,03

Объем дымовых газов, образующихся при избытке воздуха: ?>1

Vг=11,266 м3/ м3.

Температура уходящих газов: ?ух =110 ?С.

Объем уходящих газов: Vгух = 11,91 м3/ м3.

3.2 Расчет газового тракта котла

тепловой проект котел

Исходные данные для выполнения аэродинамического расчета котлоагрегата приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Исходные данные

Разряжение газов на выходе из топки: hт = 2 мм.вод.ст.[2, п.2-56]

Сопротивление ширмового пароперегревателя: hшпп = 0 2, п.2-5;

Сопротивление выходной ступени пароперегревателя (КПП II).

Динамическое давление: Hдин =1 мм.вод.ст. 2, рис.VII-2.

Коэффициент сопротивления коридорных гладкотрубных пучков при по перечном обмывании: тр = 0,53 2, рис.VII-6.

Поправочный коэффициент: С = 0,5792, рис.VII-6.

Коэффициент сопротивления гладкотрубного коридорного пучка:

= тр СZ2 = 0,53·0,67·6= 2,13 2, п.1-17.

Сопротивление КПП11 с учетом поправочного коэффициента:

hкпп11 =·hдин·к =2,13·1·1,2=2,56 мм.вод.ст 2.

Сопротивление входной ступени конвективного пароперегревателя (КПП I)

Динамическое давление: Hдин = 1 мм.вод.ст. 2, рис.VII-2.

Коэффициент сопротивления коридорных гладкотрубных пучков при по перечном омывании: тр = 0,57 2, рис.VII-6.

Поправочный коэффициент: С = 0,59 2, рис.VII-6.

Коэффициент сопротивления гладкотрубного коридорного пучка:

= тр СZ2 = 0,57·0,59·20 = 6,73 2, п.1-17.

Сопротивление КПП I с учетом исправочного коэффициента:

hкпп11 =·hдин·к = 6,73·1·1,2= 8,07 мм.вод.ст 2. )

Сопротивление поворотной камеры.

Поворот на 90° рисунок 2

Рисунок 2 - Эскиз поворотной камеры.

Динамическое давление в КПП I: Hдин = 1 мм.вод.ст. 2, рис.VII-2.

Динамическое давление в BЭК: Hэкдин = 1,7 мм.вод.ст. 2, рис.VII-2.

Сечение газохода в начале поворота:

F1 = а·h??КПП = 8,05·5,54=44,6 м2.

Сечение газохода в конце поворота:

F2 = а·вш = 8,15·4,08=33,3 м2.

Отношение: F1/F2 = 44,6/33,3 =0,74.

Произведение исходного коэффициента сопротивления поворота 0 на коэффициент влияния шероховатости стенок газохода К:

0 ·К= 1 2, рис.VII-19,б.

Коэффициент, зависящий от угла поворота: В = 1, 2, п.1-29.

Коэффициент, зависящий от форм сечения: С = 1, 2, п.1-29.

Коэффициент сопротивления на повороте:

= 0КВС = 1·1·1= 1 2, п.1-29

Сопротивление поворота:

hпов = /2 · (hкпп11дин + hэкдин) = 1/2·(1 + 1,7)=1,35

Сопротивления водяного экономайзера.

Сопротивление трения: hтр = 0,55 мм.вод.ст. 2, рис.VII-7.

Коэффициент, учитывающий форму шахматного пучка:

Сs = 1,14 2, рис.VII-7.

Коэффициент, учитывающий диаметр труб:

Сd =1,01 2, рис.VII-7.

Сопротивление одного ряда шахматного пучка:

h0 = Cs·Cd·hтр· (z2+1) ·K=1,14·1,01·0,55· (16+1) ·1,1=11,78 мм.вод.ст. (67)

Расчет сопротивления воздухоподогревателя.

Сопротивление трения на 1 метр длины труб:

hтр = 3,8 мм.вод.ст. 2, рис.VII-4.

Длина труб: l = 7,26 м.

Сопротивление трения в трубах ВП:

hтр = hтр·l = 3,8·7,26=27,9 мм.вод.ст

Отношение меньшего сечения труб к большему:

Fм/Fб = (0,785·d2вн)/(S1·S2) = (0,785·0,032)/(0,066·0,036) = 0,3 2, п.2-22. (69)

Коэффициент сопротивления входа: вх = 0,35 2, рис.VII-11.

Коэффициент сопротивления выхода: вых = 0,55 2, рис.VII-11.

Количество отдельных кубов: m = 2.

Динамическое давление: Hдин = 3,8 мм.вод.ст. 2, рис.VII-2.

Сопротивление входа в трубы и выхода из них:

hдин = m(вх + вых) Hдин = 2· (0,35 + 0,55) ·3,8 = 6,84 мм.вод.ст.(70)

Общее сопротивление ВП с учетом поправочного коэффициента:

hВП = (hтр + hдин) ·К = (27,9 + 6,84) ·1,1 = 38,2 мм.вод.ст.

Полное сопротивление газового тракта котла на I участке:

hI= hшпп+hКПП II+hКПП I+hпов+hЭК+?hВП =

=0+2,56+8,07+1,35+11,78+28,6= 56,98 мм. вод. ст.



3.3 Аэродинамический расчет газового тракта за воздухоподогревателем

Определение расхода и температуры газов у дымососа.

Длина газопроводов от воздухоподогревателя до дымососа приложение Г:

L = 10 м.

Присосы воздуха на каждые десять метров стального футерованного газохода: г =0,01 [1, п. 2-29]

Присосы воздуха в газоходе:

= L/10·г =10/10·0,01=0,01

Избыток воздуха в уходящих газах: ух =1,11

Температура холодного воздуха: tхв = 30 C.

Температура газов у дымососа:

Объем дымовых газов у дымососа:

м3/кг. (74)

Секундный расход газа у дымососа:

м3/с.

Часовой расход дымовых газов у дымососа



Выбор дымососа.

Количество дымососов: z =2 [2, п. III-Д].

Коэффициент запаса по производительности: 1 = 1,1 [2, табл. 4-1].

Барометрическое давление принимаем: hбар = 760 мм. рт. ст. [2, рис. 2-6].

Расчетная производительность дымососа:

м3/час

Приведенное полное расчетное давление принимается с последующим уточнением: Нрпр =300 мм. вод. ст.

По сводному графику характеристик центробежных дымососов одностороннего всасывания типа 0,62-40 выбираем дымосос типоразмера ДН-22Ч2 с частотой вращения n равной 740 об/мин. Выбор производим по Qрдс и Нрпр.[1, рис. VII-32]. Конструктивные характеристики дымососа ДН-22Ч2 приведены в таблице 4.3

Таблица 4 - Конструктивные характеристики дымососа ДН-22Ч2



Рисунок 3 - Дымосос двустороннего всасывания типа 0,62-40

Эксплуатация газового тракта за котлоагрегатом на Ярославской ТЭЦ - 1 при работе с новым котлом, сжигающим природный, становится нецелесообразным из-за большого количества аэродинамического оборудования.

Для одного котла это четыре центробежных скруббера ЦС-ВТИ, и исходя из относительно небольшого расхода дымовых газов перед дымососом отказ от одного из двух дымососов ДН-22Ч2, т.к и один дымосос обеспечивает надежную работу котлоагрегата. Использование одного дымососа приведет к уменьшению потребления электроэнергии, что экономически более выгодно.

Аэродинамический расчет газового тракта за котлоагрегатом, для четырех котлов идентичных проектируемому приведен в соответствии с рекомендациями [2] в приложении Г.

3.4 Определение расчетного полного давления дымососа

Коэффициент запаса по давлению: . [2, таблица 4]

Расчетное полное давление:

мм. вод. ст., (76)

где ?Н_П =261 мм. вод. ст. - перепад полных давлений с учетом самотяги.

Плотность газов при нормальных условиях:

(кгс·сек²)/м⁴. (77)

Температура дымовых газов: °С.

Температура, при которой построены характеристики центробежного дымососа: °С. [2, рис. VII-57].

Коэффициент приведения:

Приведенное полное давление:

мм. вод. ст

Коэффициент сжимаемости газа: [1, п. 4-3].

Потребляемая дымососом мощность:

кВт.

Запас по мощности: [2, п. 4-20].

Расчетная мощность двигателя:

кВт

В результате проведенного расчета было принято решение оставить один дымосос ДН-22Ч2 и принять в качестве дымовой трубы имеющуюся железобетонную трубу высотой 100 м, полученная расчетная мощность двигателя оказалась меньше, чем на установленных электродвигателях ДАМСО -158 - 10, n=585 об/мин, N=350 кВт, U=3000В, что экономически более выгодно.



5. Расчет на прочность элементов котла, работающих под внутренним давлением

Для расчетов представлен котельный агрегат Е-230-9,8-510. Объектом работы являются элементы пароводяного тракта котла: барабан, трубы, змеевики и коллектора топочного экрана, конвективного пароперегревателя выходной ступени, т.е. те части котла, которые работают под внутренним давлением. В связи с этим возникает вопрос обеспечения надежной работы этих элементов, что необходимо для безотказной работы всего котельного агрегата в условиях его длительной эксплуатации.

Главным свойством детали, определяющим надежность, является прочность. Под прочностью следует понимать способность детали сопротивляться разрушению, а также необратимому изменению формы при воздействии внешних нагрузок.

Первостепенной задачей расчета является определение минимально допустимых толщин стенок труб (змеевиков), поверхностей нагрева, коллекторов и их плоских днищ.

Второстепенными задачами являются:

-выбор марки стали для каждого элемента пароводяного тракта котла и обоснование данного выбора:

-выбор исходных материалов для их изготовления;

- оценка надежности рассмотренных элементов;

Для решения этих задач следует воспользоваться данными, полученными в результате теплового расчета вышеуказанного котельного агрегата. В результате расчета будут получены необходимые данные для непосредственного изготовления и испытаний всех рассмотренных элементов котла. Расчет проведен на ЭВМ.

Расчет на прочность барабана котла:

Основным элементом пароводяного тракта котлов с естественной циркуляцией является барабан. Основная функция барабана состоит в разделении пароводяной смеси, поступающей из испарительных поверхностей нагрева. Для этого он должен иметь внутренний объем, достаточный для размещения в нем внутри барабанных сепарационных устройств, предназначенных для обеспечения должной чистоты насыщенного пара, направляемого в пароперегреватель.

Следовательно, основные размеры барабана, его длина и внутренний диаметр необходимо принимать, еще на стадии эскизного проектирования, из условий сепарации пара, а так же из условий его размещения над топкой в верхней части котла. Так же при выборе внутреннего диаметра барабана следует установить технологию его изготовления, которая уже достаточно отработана и налажена.

В настоящее время для котлов среднего и высокого давления изготавливается барабан с внутренним диаметром 1600мм.

Прочность барабана обеспечивается толщиной его стенки, а так же прочностными характеристиками стали, из которой он изготавливается.

Таким образом, для надежной работы барабана необходимо:

-правильно сконструировать барабан, то есть определить толщину стенки путем проведения расчетов на прочность приложение Е;

-правильно изготовить, то есть обеспечить технологию изготовления;

-правильно эксплуатировать.

Расчет на прочность труб и коллекторов топочных экранов представлен в приложении Е.

Расчет на прочность змеевиков конвективного пароперегревателя второй ступени и их коллекторов:

Пароперегреватель представляет собой систему труб присоединенных к двум и более коллекторам. Работают пароперегреватели в достаточно тяжелых условиях. Поэтому требования к изготовлению пароперегревателя предъявляются достаточно высокие. Необходимо правильно выбрать материал для изготовления и обеспечить технологию изготовления. Расчет на прочность змеевиков конвективного пароперегревателя второй ступени и их коллекторов представлен в приложении Е.

Анализ полученных результатов:

В данном разделе были решены следующие поставленные задачи:

-определены минимально допустимые толщины стенок барабана; труб (змеевиков) поверхностей нагрева, коллекторов и их плоских днищ;

-выбор марки стали для некоторых элементов пароводяного тракта котла;

-выбор исходных материалов для их изготовления;

-оценка надежности рассмотренных элементов.

При расчете барабана получены следующие результаты: толщина стенки цилиндрической части и выпуклого днища барабана равна 95 мм; все элементы барабана удовлетворяют условиям возможности проведения гидравлических испытаний.

В результате расчета топочных экранов для их изготовления принята сталь марки 20, которая обладает высокими механическими характеристиками и при полученных толщинах стенки удовлетворяет условиям проведения гидравлических испытаний. Для изготовления коллекторов топочных экранов принята сталь марки 12Х1МФ.

Для изготовления пароперегревателя для различных его ступеней приняты различные марки стали. Для изготовления труб КПП2 - сталь марки 12Х1МФ, а коллекторов - сталь марки 12ХМ. Различие выбранного материала объясняется тем, что трубы, изготовленные из стали марки 12ХМ не удовлетворяли условию возможности проведения гидравлических испытаний, но так как сталь марки 12Х1МФ достаточно дорогая и сталь марки 12ХМ обладает более выгодными прочностными характеристиками, следовательно, принято решение изготовления коллекторов КПП2 из стали марки 12ХМ.

По результатам, полученным в данной работе, видно, что все рассматриваемые элементы удовлетворяют условиям прочности и надежной эксплуатации данного котла.



6. Расчет вредных выбросов

В настоящее время человек столкнулся с серьезной проблемой загрязнения окружающей среды. Причин, оказывающих негативное влияние на окружающую среду очень много. И одним из основных факторов загрязнения окружающей среды являются ТЭС.

ТЭС негативно взаимодействует с окружающей средой посредствам загрязнения ее двумя категориями выбросов:

1) токсичные выбросы в атмосферу с дымовыми газами котлов;

2) сбросы загрязненных сточных вод.

Существует пять основных видов токсичных выбросов в атмосферу:

1) выбросы твердых частиц;

2) выбросы оксида серы;

3) выбросы оксидов азота;

4) выбросы оксидов углерода;

5) выбросы непредельных углеводородов.

При сжигании различных видов топлива в атмосферу поступает разное соотношение загрязнителей. При сжигании газообразного топлива основными выбросами в атмосферу являются: оксиды азота и углерода.

Так как эти выбросы негативно влияют на окружающую среду и приносят вред здоровью людей, следовательно, необходимо сводить их содержание в уходящих дымовых газах до минимума.

Цель настоящего расчета:

1) по расчетным данным, теплового расчета (см.п.2), определить валовые выбросы вредных веществ;

2) сравнить полученные значения массовых выбросов оксида азота с нормативами удельных выбросов в атмосферу;

3) выбрать наиболее перспективные воздухоохранные технологии.



6.1 Расчет выбросов оксида азота

Определение суммарного количества оксидов азота NOx в пересчете на полное окисление оксидов азота в диоксид азота NO2, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами каждого котла при сжигании газообразного топлива.

Коэффициент, характеризующий выход оксидов азота:

.

где =230 т/ч фактическая паропроизводительность, =230 т/ч номинальная паропроизводительность.

Потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива: q4=0%.

Коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива, для газообразного топлива при принимается, согласно [3, п.3.6], равным: .

Коэффициент, учитывающий конструкцию горелок принимается, согласно [4, стр.6], равным: .

Суммарное количество оксидов азота NOx в пересчете на полное окисление оксидов азота в диоксид азота NO2, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами каждого котла при сжигании газообразного топлива [3, стр.6]



где В - расход условного топлива за рассматриваемый период .

6.2 Расчет выбросов оксида углерода

Определение количества оксида углерода.

Коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленный неполным сгоранием углерода [3, стр.9]: R = 0,5.

Низшая теплота сгорания рабочего топлива: .

Потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива: .

Теплота сгорания оксида углерода [3, стр.9]: .

Количество оксида углерода:

.

Количество оксидов углерода, выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами котла:

.

6.3 Образование оксидов азота

Образование термических оксидов азота.

Определяющими характеристиками при образовании термических оксидов азота являются максимальная температура факела и температурный интервал реакции. Расчетное значение максимальной температуры факела зависит от условной адиабатной температуры в зоне горения

Определение условной адиабатной температуры в зоне горения.

Тепловыделение в зоне горения [3, стр. 11]:

Присосы воздуха в топку: .

Избыток воздуха в зоне горения при наличии присосов воздуха в топку [3, стр. 11]: .

Полезное тепловыделение в топке:

Ожидаемая адиабатная температура [1, стр.12]:

Температурный коэффициент изменения теплоемкости [3, стр.11]:

Средняя теплоемкость продуктов сгорания [4, стр.11]:

Глубина топки: bт=7,05 м.

Среднее тепловое напряжение топочной камеры [3]:

Расчетный периметр стен призматической топочной камеры:



Средняя расчетная температура газов в топочном объеме:

Удельный приведенный объем газов при б=1 [4, стр.13]: м3/МДж.

Коэффициент заполнения сечения топки восходящим потоком газов [3]:

Время пребывания газов в топочной камере [3, стр.13]:

Расчетное время образования оксидов азота в топке:

Определение концентрации оксидов азота, образующихся за счет термической реакции в зоне ядра факела в пересчете на диоксид азота.

Концентрация остаточного кислорода:



Концентрация оксидов азота, образующихся за счет термической реакции в зоне ядра факела, в пересчете на диоксид азота:

Расчет быстрых оксидов азота:

Суммарная концентрация оксидов азота:

Пересчет концентраций загрязняющих веществ для коэффициентов воздуха отличных от 1,4.

Определение допустимой концентрации загрязняющих веществ при нормальных условиях.

Теоретическое количество дымовых газов при нормальных условиях: =11,26 м3/мі

Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива, при нормальных условиях: = 9,768 м3/м3.

Допустимая концентрация NOx при нормальных условиях, [3]:



Определение допустимой концентрации загрязняющих веществ в дымовых газах при =1,4 и нормальных условиях.

Объем дымовых газов, при =1,4 и нормальных условиях [3]:

Допустимая концентрация NOx в дымовых газах при =1,4 и нормальных условиях [3]:

Т.к. полученные допустимые концентрации загрязняющих веществ в дымовых газах при =1,4 не превышают нормативных значений, следовательно, проводить мероприятия по очистке дымовых газов не требуется.



7. Расчет технико-экономических показателей котла

7.1 Характеристика проектируемого котельного агрегата

Паровой котел с естественной циркуляцией предназначен для получения, перегретого пара при сжигании природного газа Бованенковское месторождение.

Номинальные значения основных параметров представлены в таблица 5

Таблица 5. Номинальные значения основных параметров котельного агрегата

Паровой котел состоит из одного корпуса, выполненного по П-образной компоновке.

Котел газоплотный, с уравновешанной тягой, имеет один самостоятельный поток по водяному тракту и один самостоятельный поток по паровому тракту.

Топочная камера имеет призматическую форму с размерами: глубина - 7,05 м, ширина - 8,05 м и высота 18,8 м. Стены топочной камеры экранированы газоплотными панелями, выполненными из труб диаметром 60Ч5 (сталь 20) с шагом 100 мм. Между трубами вварены полосы сечением 6Ч41,5 мм.

Топочная камера оборудована восемью газомазутными горелками. Расположение горелок - встречное, на боковых стенах.

Каждая горелка стационарно расположена на каркасе котла. Сочленение горелок с экранами подвижное.

На выходе из топки перед поворотным газоходом расположено 12 пароперегревательных с шагом 620 мм. Каждая ширма состоит из двадцати четырех труб диаметром 32Ч45мм.

Потолочный пароперегреватель выполнен из труб диаметром 60Ч5мм с шагом между ними 100 мм. Пройдя потолочный пароперегреватель пар поступает в конвективный пароперегреватель, а далее подается в паросборную камеру диаметром 325Ч14мм. На паросборную камеру установлены предохранительные клапаны и главная паровая задвижка.

Дымовые газы, пройдя ширмы и конвективный пароперегреватель, попадают в конвективную шахту с размещенными в ней экономайзером и воздухоподогревателем.

7.2 Определение капитальных вложений проектируемого парового котла

Содержание единовременных (капитальных) затрат:

Расчет затрат на строительную часть.

Капитальные вложения в здание, приходящееся на один эксплуатируемый парогенератор:

где - площадь, занимаемая парогенератором



где К=1,5 - коэффициент, учитывающий дополнительную площадь, приходящуюся на парогенератор [5];

- высота помещения котельной;

=8,5 руб/м3 средняя стоимость 1м3 производственного здания, в котором эксплуатируется парогенератор приложение 2;

=100 руб/м2 -средняя стоимость фундамента [5, приложение 2];

Следовательно

Значение содержания единовременных затрат

7.3 Расчет годовых текущих издержек у потребителя

Годовые текущие издержки или эксплуатационные расходы.

Расходы, составляющие себестоимость продукции (эксплуатационные расходы), являются текущими расходами, обычно повторяющимися в течение всего периода изготовления продукции:

Игод = Итоп+Иам+Итр+Ив+Иэл+Изп+Ипр+Исоц.н

где Итоп - затраты на топливо;

Иам- затраты на амортизацию;

Итр- затраты на текущий ремонт;

Ив- затраты на воду;

Иэл- затраты на электроэнергию;

Изп- затраты на заработную плату;

Ипр - прочие расходы;

Исоц.н- расходы на социальные нужды.

Затраты на топливо:

Итоп=Вр·hгод (1+)·Цт.н.т. ,

где Вр-часовой расход натурального топлива;

Вр=4,57 м3/с=16,5 м6/ч;

hгод-число часов использования установленной мощности, hгод=6500 ч;

-суммарная величина потерь топлива на территории котельной в % от годового потребления топлива: =5 %.

Цт. -цена1000 м3 натурального топлива.

Ny-установочная мощность;

Ny= 840 кВт;

hгод=6500 ч.;

Квр= 0,8;

Кпот=0,9;

Ц1кВт*ч= 1,5 руб/(кВт·ч);

Ц1кВт*а= 320·Куд=320·15=4800 руб/кВт·а;

Иэл.эн.=840·6500·0,8·0,9·1,5+840·4800=9928,8 руб.

Определение амортизационных отчислений:

где - норма амортизации котельного агрегата, [5];



Определение затрат на текущий ремонт:

Итек. рем.=0,2·Иа=0,2·1009,588 =201917,6 руб

Определение затрат на воду

Воду котельная потребляет для добавки в цикл с целью компенсации потери воды из цикла и для технических нужд.

Годовой расход воды определяют из пароводяного баланса котельной:

Ив = Дв· Цв·hгод,

где Ив- стоимость одного кубометра воды;

Цв=2,4 руб.;

Дв- расход воды на технические нужды

Дв= 315 т/ч, принимается;

hгод=6500 ч;

Ив=315 ·2,4·6500=4914 т. руб.

Определение затрат на содержание персонала:

где - заработная плата дежурного персонала, руб;

- заработная плата цехового персонала (инженерно-технических работников).

Заработная плата дежурного персонала:



где - заработная плата дежурного персонала в месяц за один котел, руб;

S=1 - число устанавливаемых котлов.

Норма обслуживания котельных установок и заработная плата дежурного персонала в месяц представлена в таблице 7.2.

Таблица 6. Норма обслуживания котельных установок (заработная плата)

Заработная плата цехового персонала:



Норма обслуживания котельных установок и заработная плата цехового персонала в месяц представлена в таблице 7.

Таблица 7. Норма обслуживания котельных установок (заработная плата)

Значение затрат на содержание персонала:

Определение отчислений на социальные нужды:

Исоц.н=0,38·Изп

Исоц.н=0,38·1412190 =536,63 т.руб.

Определение обще котельных и прочих расходов

Ипр=0,12·Иэкспл,

где Иэкспл- эксплуатационные расходы котельной

Эксплуатационные расходы котельной:

Иэкспл= Итоп+Иам+Итр+Ив+Иэл+Изп+Исоц.н

Иэкспл =56306,25 +1009,59 +201,9 +4914+9928,8 +1412,19 +536,63=74309,36 т.руб.

Прочие расходы:

Ипр=0,12· Иэкспл =0,12·74309,36 =8917,12 т.руб.

Определение годовых затрат:

Игод= Иэкспл + Ипр =74309,36 +8917,12 =83226,48 т.руб.

По результатам расчета годовых затрат заполняется таблица 8

Таблица.8 Сводная таблица затрат

Себестоимость вырабатываемого пара

С_п=И_год/(D_год^выр )=83226480/1495000=55,7руб/т.

В результате расчета технико-экономических показателей котельного агрегата были получена величина капитальных вложений проектируемого парового котла, а также величина годовых текущих издержек у потребителя исходя из которых была определена себестоимость вырабатываемого пара.



8. Автоматическое регулирование процесса горения

Научно-технический прогресс в современном промышленном производстве в значительной мере связан с автоматизацией.

В автономном производстве человек призван лишь периодически, воздействовать на главные машины, механизмы и установки, определяющие нормальный ход технологического процесса, и наблюдать за наиболее важными его параметрами по показаниям приборов.

Человек-оператор и подчиненные ему подсистемы должны управлять процессами выработки заданного количества теплоты и электрической энергии, поддерживать значения основных технологических параметров, чтобы обеспечить минимум расхода топлива.

Учитывая, что на экономичность установок оказывает влияние большое количество взаимодействующих факторов, для ее оценки можно использовать электронную цифровую вычислительную машину (ЭЦВМ), обеспечивающую автоматический сбор необходимой информации и расчет ТЭП.

Применение автоматизированных систем управления позволяет повысить надежность и экономичность энергетических установок при малом числе обслуживающего персонала, способствует повышению его квалификации. При этом ЭЦВМ может быть передана значительная часть функций по контролю и управлению.

Идентификация ТОУ. Объектом регулирования в АСР расхода воздуха является топка котла. В ней одновременно протекают аэродинамические и физико-химические процессы передачи теплоты излучением, конвекцией и теплопроводностью.

Причем, параметры протекающих в топке процессов зависят от всех трех пространственных координат. Таким образом, топка является объектом с распределенными параметрами.

При изменении расхода воздуха, поступающего в топку, изменяются: воспринимаемый радиационными поверхностями тепловой поток, температура пара, и расход дымовых газов, что ведет к изменению давления в барабане котла и в главной магистрали, к изменению расхода пара из котла и содержанию кислорода в дымовых газах.

При расчете динамических характеристик объекта регулирования предполагается, что АСР расхода воздуха работает совместно с АСР расхода топлива. При отключении последнего, как указывалось выше, следует отключать и АСР расхода воздуха. В этом случае расход воздуха и топлива связаны соотношением:

VГ=Вр Vов бт (1-q4 );

где Вр - расчетный расход топлива, кг/с;

q4 - потери с механическим недожогом;

Vов - теоретически необходимый объем воздуха для полного сжигания топлива;

бт - коэффициент избытка воздуха в топке.

Выбор структурной схемы АСР.

АСР расхода общего воздуха является составной частью автоматической системы регулирования процесса горения в котле.

Назначение АСР заключается в поддержании расхода воздуха, обеспечивающего наиболее экономичное сжигание топлива.

Для полного сжигания единицы расхода топлива необходим определенный объем воздуха, количество которого зависит от вида и сорта топлива и его характеристик. В топку парогенератора подается воздух с некоторым избытком воздуха. Оптимальное значение определяется заводом изготовителем или наладочной организацией в процессе режимных испытаний парогенератора.

От ан зависят потери теплоты в котле с уходящими газами, механическим недожогом как следствие - КПД парогенератора. Контроль коэффициента избытка воздуха осуществ¬ится по косвенным показателям. Наиболее просто ан оценивают по содержанию кислорода в дымовых газах.

Приведём требования, предъявляемые к АСР расхода общего воздуха. АСР воздуха должна обеспечить:

устойчивую работу автоматических регуляторов (отсутствие автоколебаний) и огра¬ниченную частоту их включения, которая при постоянной нагрузке не должна пре¬вышать шести включений в минуту;

поддержание при постоянной заданной нагрузке котла содержании избыточного ки¬слорода О2 в дымовых газах с максимально допустимыми отклонениями: ±0,2% для газомазутных котлов с малыми избытками воздуха и ±0,5% для остальных котлов (при постоянном времени кислородомера не более 1,5 мин)

протекание переходных процессов вызываемых скачкообразным изменением нагрузки на 10% номинальной, с максимальным отклонением О2 в дымовых газах (постоянная времени кислородомера - не более 1,5 мин): для газомазутных котлов с малыми избытками воздуха - 0,3%, для остальных котлов - 1% О2 , при этом интегральные квадратичные оценки качества регулирования соответственно не должны превышать 10 (%О2) и 200(%О2) с.

САР расхода воздуха является составной частью подсистемы процесса горения в парогенераторе. Ее структура зависит от вида и сорта топлива, характера работы ТЭС в графике нагрузки энергосистемы. Исходя из назначения подсистемы, самым простым и правильным было бы строить ее на измерении расходов топлива и воздуха с последующим их поддержанием на заданном соотношении.

...