М. А. Таймаров, А. В. Симаков

РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕРНИЗАЦИИ И ИСПЫТАНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ

ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ КОТЛА ТГМ-84Б

Ключевые слова: паровой котел, испытания, тепловая мощность, номинальная паропроизводительность, газопадающие отверстия.

В работе экспериментально получено, что конструкция котла ТГМ-84Б позволяет увеличить его паропроизводительность на 6,04 % и довести ее до 447 т/ч путем увеличения диаметра газоподающих отверстий второго ряда на центральной газоподающей трубе.

Keywords: the Steam caldron, test, heat power, nominal capacity, gas giving holes.

In work experimentally is obtained, that the construction of the boiler ТGМ-84B allows to increase it Potency at 6,04 % and to finish it up to 447 t/h by magnification of a diameter Gas pipe of orifices of the second number on central Gas pipe.

Введение

Котел ТГМ-84Б был спроектирован и изготовлен раньше на 10 лет, по сравнению с котлом ТГМ-96Б, когда большого практического и конструкторского опыта в проектировании, изготовлении и эксплуатации котлов повышенной производительности у Таганрогского котельного завода не имелось. В этой связи был сделан значительный запас площади тепловоспринимающих экранных поверхностей нагрева в который, как показал весь опыт эксплуатации котлов ТГМ-84Б, нет никакой необходимости. Производительность горелок на котлах ТГМ-84Б также уменьшалась за счет меньшего диаметра газовыпускных отверстий. По первому заводскому чертежу Таганрогского котельного завода в горелках газовыпускные отверстия второго ряда предусмотрены диаметром 25 мм, а позднее, исходя из опыта эксплуатации для увеличения теплонапряженности топок, этот диаметр газовыпускных отверстий второго ряда увеличен до 27 мм. Однако все еще имеется запас по увеличению диаметра газовыпускных отверстий горелок с целью увеличения паропроизводительности котлов ТГМ-84Б.

Актуальность и постановка задачи исследования

На ближайшую перспективу на 5.. .10 лет резко возрастет потребность в тепловой и электрической энергии. Рост потребления энергоресурсов связан с одной стороны с использованием зарубежных технологий углубленной переработки нефти, газа, древесины, продукции металлургии непосредственно на территории России, а с другой с выбыванием и снижением мощности из-за физического износа имеющегося парка тепло и электрогенерирующего оборудования. Возрастает потребление тепловой энергии для отопительных целей.

Быстро восполнить возрастающую потребность в энергоресурсах можно двумя путями:

1. Вводом нового тепло- и электрогенерирующего оборудования.

2. Модернизацией и реконструкцией существующего работоспособного оборудования.

Первое направление требует больших капиталовложений.

При втором направлении увеличения мощности тепло- и электрогенерирующего оборудования затраты связаны с объемом необходимой реконструкции и надстройки для повышения мощности. В среднем при использовании второго направления повышения мощности тепло- и электрогенерирующего оборудования затраты обходятся в 8 раз дешевле, чем ввод новых мощностей.

Технические и конструктивные возможности решения повышения мощности котла ТГМ-84 Б

Особенностью конструкции котла ТГМ-84Б является наличие двухсветного экрана.

Двухсветный экран обеспечивает более интенсивное охлаждение топочных газов, чем в близком по производительности газомазутном котле ТГМ-9бБ, который не имеет двухсветного экрана. Габариты топок котлов ТГМ-9бБ и ТГМ-84Б практически одинаковы. Конструктивные исполнения, за исключением наличия двухсветного экрана в котле ТГМ-84Б, также одинаковы. Номинальная паропроизводительность котла ТГМ-84Б составляет 420 т/час, а для котла ТГМ-9бБ номинальная паропроизводительность составляет 480 т/час. В котле ТГМ-9б установлены 4 горелки в два яруса. В котле ТГМ-84Б установлено б горелок в 2 яруса, но эти горелки менее мощные, чем в котле ТГМ-9бБ.

Основные сравнительные технические характеристики котлов ТГМ-84Б и ТГМ-9бБ приведены в таблице 1 .

Таблица І - Сравнительные технические характеристики котлов ТГМ-84Б и ТГМ-96Б

Наименование показателей ТГМ- 84Б ТГМ- 96Б

Паропроизводительность, т/ч 420 480

Топочный объем, м 16x6,2x23 16x1,5x23

Двухсветный экран Имеется Нет

Номинальная тепловая мощность горелки при сжигании газа, МВт 50,2 88,9

Количество горелок, шт. б 4

Суммарная тепловая мощность горелок, МВт 301,2 355,6

Расход газа, м3/час 33500 36800

Номинальное давление газа перед горелками при температуре газа (t = - 0,32 0,32

4 °С), кГ/см2

Давление воздуха перед горелкой, кГ/м2 180 180

Требуемый расход воздуха на дутье при номинальной паровой 3/ нагрузке, тыс. м / час 345,2 394,5

Требуемая производительность дымососов при номинальной паровой 3 / 399,5 456,6

нагрузке, тыс. м / час

Паспортная номинальная суммарная производительность 2-х дутьевых вентиляторов ВДН-26-У, тыс. м3/час 506 506

Паспортная номинальная суммарная производительность 2-х дымососов Д-21,5х2У, тыс. м3/час 640 640

Из табл. 1 видно, что требуемая паровая нагрузка 480 т/ч по расходу воздуха обеспечивается двумя вентиляторами ВДН-26-У с запасом 22 %, а по удалению продуктов сгорания двумя дымососами Д-21,5х2У с запасом на 29 %.

Технические и конструктивные решения по увеличению тепловой мощности котла ТГМ-84Б

На кафедре котельных установок КГЭУ выполнена работа по увеличению тепловой мощности котла ТГМ-84Б ст. № 10 НчТЭЦ. Проведен теплогидравлический расчет

горелок с центральной подачей газа, выполнен аэродинамический и тепловой расчеты при увеличении диаметра газоподающих отверстий .

На котле ТГМ-84Б со станционным № 10 на горелках №1,2,3,4 первого (нижнего) яруса и №5,6 второго яруса рассверливались (равномерно по окружности через одно отверстие) 6 из существующих 12-ти газовыпускных отверстий 2-го ряда с диаметра 027 мм до диаметра 029 мм. Измерялись падающие потоки, температура факела и другие режимные параметры котла №10 (табл. 2). Единичная тепловая мощность горелок возросла на 6,09 %, и составила 332,28 МВт вместо 301,2 МВт до рассверливания. Паропроизводительность возросла на 6,04 % и составила 447 т/час вместо 420 т/час до рассверливания.

Таблица 2 - Сравнение показателей котла ТГМ-84Б ст. №10 НчТЭЦ до и после реконструкции горелки

Показатели котла ТГМ-84Б №10 НчТЭЦ Диаметр отверстий 02? Диаметр отверстий 029

Тепловая мощность одной горелки, МВт 50,2 55,58

Тепловая мощность топки, МВт 301,2 332,28

Увеличение тепловой мощности топки, % - 6,09

Паропроизводительность котла, т/час 420 441

Увеличение паропроизводительности, % - 6,04

Расчеты и испытания модернизированных котлов показали отсутствие отрыва газовой струи от газоподающих отверстий при малых паровых нагрузках .

1. Увеличение диаметра газоподающих отверстий 2-го ряда с 27 до 29 мм на горелках не вызывает срыва потока газа при малых нагрузках.

2. Модернизация котла ТГМ-84Б путем увеличения площади сечений газоподающих

отверстий с 0,205 м до 0,218 м позволила при сжигании газа увеличить номинальную парапроизводительность с 420 т/ч до 447 т/ч.

Литература

1. Таймаров, М.А. Котлы ТЭС большой мощности и сверхкритические Часть 1: учебное пособие / М.А. Таймаров, В.М. Таймаров. Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2009. - 152 с.

2. Таймаров, М.А. Горелочные устройства / М.А. Таймаров, В.М. Таймаров. - Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2007. - 147 с.

3. Таймаров, М.А. Лабораторный практикум по курсу «Котельные установки и парогенераторы» / М.А. Таймаров. - Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2004. - 107 с.

© М. А. Таймаров - д-р техн. наук, проф., зав. каф. котельных установок и парогенераторов КГЭУ, [email protected]; А. В. Симаков - асп. той же кафедры.

Типовая энергетическая характеристика котла ТГМ-96Б отражает технически достижимую экономичность котла. Типовая энергетическая характеристика может служить основой для составления нормативных характеристик котлов ТГМ-96Б при сжигании мазута.

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭНЕРГОСИСТЕМ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
КОТЛА ТГМ-96Б ПРИ СЖИГАНИИ МАЗУТА

Москва 1981

Настоящая Типовая энергетическая характеристика разработана Союзтехэнерго (инж. Г.И. ГУЦАЛО)

Типовая энергетическая характеристика котла ТГМ-96Б составлена на базе тепловых испытаний, проведенных Союзтехэнерго на Рижской ТЭЦ-2 и Средазтехэнерго на ТЭЦ-ГАЗ, и отражает технически достижимую экономичность котла.

Типовая энергетическая характеристика может служить основой для составления нормативных характеристик котлов ТГМ-96Б при сжигании мазута.

Приложение

. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ

1.1 . Котел ТГМ-96Б Таганрогского котельного завода - газомазутный с естественной циркуляцией и П-образной компоновкой, предназначен для работы с турбинами T -100/120-130-3 и ПТ-60-130/13. Основные расчетные параметры котла при работе на мазуте приведены в табл. .

По данным ТКЗ, минимально допустимая нагрузка котла по условию циркуляции составляет 40 % номинальной.

1.2 . Топочная камера имеет призматическую форму и в плане представляет собой прямоугольник с размерами 6080×14700 мм. Объем топочной камеры - 1635 м 3 . Тепловое напряжение топочного объема составляет 214 кВт/м 3 , или 184 · 10 3 ккал/(м 3 · ч). В топочной камере размещены испарительные экраны и на фронтовой стене радиационный настенный пароперегреватель (РНП). В верхней части топки в поворотной камере размещен ширмовый пароперегреватель (ШПП). В опускной конвективной шахте расположены последовательно по ходу газов два пакета конвективного пароперегревателя (КПП) и водяной экономайзер (ВЭ).

1.3 . Паровой тракт котла состоит из двух самостоятельных потоков с перебросом пара между сторонами котла. Температура перегретого пара регулируется впрыском собственного конденсата.

1.4 . На фронтовой стене топочной камеры расположены четыре двухпоточные газомазутные горелки ХФ ЦКБ-ВТИ. Горелки установлены в два яруса на отметках -7250 и 11300 мм с углом подъема к горизонту 10°.

Для сжигания мазута предусмотрены паромеханические форсунки «Титан» номинальной производительностью 8,4 т/ч при давлении мазута 3,5 МПа (35 кгс/см 2). Давление пара на продувку и распыл мазута рекомендовано заводом 0,6 МПа (6 кгс/см 2). Расход пара на форсунку составляет 240 кг/ч.

1.5 . Котельная установка укомплектована:

Двумя дутьевыми вентиляторами ВДН-16-П производительностью с запасом 10 % 259 · 10 3 м 3 /ч, давлением с запасом 20 % 39,8 МПа (398,0 кгс/м 2), мощностью 500/250 кВт и частотой вращения 741/594 об/мин каждой машины;

Двумя дымососами ДН-24×2-0,62 ГМ производительностью с запасом 10 % 415 · 10 3 м 3 /ч, давлением с запасом 20 % 21,6 МПа (216,0 кгс/м 2), мощностью 800/400 кВт и частотой вращения 743/595 об/мин каждой машины.

1.6 . Для очистки конвективных поверхностей нагрева от отложений золы проектом предусмотрена дробевая установка, для очистки РВП - водная обмывка и обдувка паром из барабана со снижением давления в дросселирующей установке. Продолжительность обдувки одного РВП 50 мин.

. ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОТЛА ТГМ-96Б

2.1 . Типовая энергетическая характеристика котла ТГМ-96Б ( рис. , , ) составлена на основании результатов тепловых испытаний котлов Рижской ТЭЦ-2 и ТЭЦ ГАЗ в соответствии с инструктивными материалами и методическими указаниями по нормированию технико-экономических показателей котлов. Характеристика отражает среднюю экономичность нового котла, работающего с турбинами T -100/120-130/3 и ПТ-60-130/13 при нижеприведенных условиях, принятых за исходные.

2.1.1 . В топливном балансе электростанций, сжигающих жидкое топливо, большую часть составляет высокосернистый мазут M 100. Поэтому характеристика составлена на мазут M 100 (ГОСТ 10585-75 ) с характеристиками: A P = 0,14 %, W P = 1,5 %, S P = 3,5 %, (9500 ккал/кг). Все необходимые расчеты выполнены на рабочую массу мазута

2.1.2 . Температура мазута перед форсунками принята 120 ° C (t тл = 120 °С) исходя из условий вязкости мазута M 100, равной 2,5° ВУ, согласно § 5.41 ПТЭ.

2.1.3 . Среднегодовая температура холодного воздуха (t x .в. ) на входе в дутьевой вентилятор принята равной 10 ° C , так как в основном котлы ТГМ-96Б находятся в климатических районах (Москва, Рига, Горький, Кишинев) со среднегодовой температурой воздуха, близкой к этой температуре.

2.1.4 . Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель (t вп ) принята равной 70 ° C и постоянной при изменении нагрузки котла, согласно § 17.25 ПТЭ.

2.1.5 . Для электростанций с поперечными связями температура питательной воды (t п.в ) перед котлом принята расчетной (230 °С) и постоянной при изменении нагрузки котла.

2.1.6 . Удельный расход тепла нетто на турбоустановку принят 1750 ккал/(кВт. ч), по данным тепловых испытаний.

2.1.7 . Коэффициент теплового потока принят изменяющимся с нагрузкой котла от 98,5 % при номинальной нагрузке до 97,5 % при нагрузке 0,6 D ном .

2.2 . Расчет нормативной характеристики проведен в соответствии с указаниями «Теплового расчета котельных агрегатов (нормативный метод)», (М.: Энергия, 1973).

2.2.1 . Коэффициент полезного действия брутто котла и потери тепла с уходящими газами подсчитаны в соответствии с методикой, изложенной в книге Я.Л. Пеккера «Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива» (М.: Энергия, 1977).

где

здесь

α ух = α " вэ + Δα тр

α ух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;

Δα тр - присосы в газовый тракт котла;

Т ух - температура уходящих газов за дымососом.

В расчет заложены значения температур уходящих газов, измеренные в опытах тепловых испытаний котла и приведенные к условиям построения нормативной характеристики (входные параметры t x в , t " кф , t п.в ).

2.2.2 . Коэффициент избытка воздуха врежимной точке (за водяным экономайзером) α " вэ принят равным 1,04 на номинальной нагрузке и изменяющимся до 1,1 на 50 %-ной нагрузке по данным тепловых испытаний.

Снижение расчетного (1,13) коэффициента избытка воздуха за водяным экономайзером до принятого в нормативной характеристике (1,04) достигается правильным ведением топочного режима согласно режимной карте котла, соблюдением требований ПТЭ в отношении присосов воздуха в топку и в газовый тракт и подбором комплекта форсунок.

2.2.3 . Присосы воздуха в газовый тракт котла на номинальной нагрузке приняты равными 25 %. С изменением нагрузки присосы воздуха определяются по формуле

2.2.4 . Потери тепла от химической неполноты сгорания топлива (q 3 ) приняты равными нулю, так как во время испытаний котла при избытках воздуха, принятых в Типовой энергетической характеристике, они отсутствовали.

2.2.5 . Потери тепла от механической неполноты сгорания топлива (q 4 ) приняты равными нулю согласно «Положению о согласовании нормативных характеристик оборудования и расчетных удельных расходов топлива» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975).

2.2.6 . Потери тепла в окружающую среду (q 5 ) при испытаниях не определялись. Они рассчитаны в соответствии с «Методикой испытаний котельных установок» (М.: Энергия, 1970) по формуле

2.2.7 . Удельный расход электроэнергии на питательный электронасос ПЭ-580-185-2 рассчитывался с использованием характеристики насоса, принятой из технических условий ТУ-26-06-899-74.

2.2.8 . Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье рассчитан по расходам электроэнергии на привод дутьевых вентиляторов и дымососов, измеренным при проведении тепловых испытаний и приведенный к условиям (Δα тр = 25 %), принятым при составлении нормативной характеристики.

Установлено, что при достаточной плотности газового тракта (Δα ≤ 30 %) дымососы обеспечивают номинальную нагрузку котла на низкой частоте вращения, но без какого-либо запаса.

Дутьевые вентиляторы на низкой частоте вращения обеспечивают нормальную работу котла до нагрузок 450 т/ч.

2.2.9 . В суммарную электрическую мощность механизмов котельной установки включены мощности электроприводов: питательного электронасоса, дымососов, вентиляторов, регенеративных воздухоподогревателей (рис. ). Мощность электродвигателя регенеративного воздухоподогревателя принята по паспортным данным. Мощности электродвигателей дымососов, вентиляторов и питательного электронасоса определены во время тепловых испытаний котла.

2.2.10 . Удельный расход тепла на нагрев воздуха в калориферной установке подсчитан с учетом нагрева воздуха в вентиляторах.

2.2.11 . В удельный расход тепла на собственные нужды котельной установки включены потери тепла в калориферах, КПД которых принят 98 %; на паровую обдувку РВП и потери тепла с паровой продувкой котла.

Расход тепла на паровую обдувку РВП рассчитывался по формуле

Q обд = G обд · i обд · τ обд · 10 -3 МВт (Гкал/ч )

где G обд = 75 кг/мин в соответствии с «Нормами расхода пара и конденсата на собственные нужды энергоблоков 300, 200, 150 МВт» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974);

i обд = i нас. пара = 2598 кДж/кг (ккал/кг)

τ обд = 200 мин (4 аппарата с продолжительностью обдувки 50 мин при включении в течение суток).

Расход тепла с продувкой котла подсчитывался по формуле

Q прод = G прод · i к.в · 10 -3 МВт (Гкал/ч )

где G прод = PD ном 10 2 кг/ч

P = 0,5 %

i к.в - энтальпия котловой воды;

2.2.12 . Порядок проведения испытаний и выбор средств измерений, применяемых при испытаниях, определялись «Методикой испытаний котельных установок» (М.: Энергия, 1970).

. ПОПРАВКИ К НОРМАТИВНЫМ ПОКАЗАТЕЛЯМ

3.1 . Для приведения основных нормативных показателей работы котла к измененным условиям его эксплуатации в допустимых пределах отклонения значений параметров даны поправки в виде графиков и цифровых значений. Поправки к q 2 в виде графиков приведены на рис. , . Поправки к температуре уходящих газов приведены на рис. . Кроме перечисленных, приведены поправки на изменение температуры подогрева мазута, подаваемого в котел, и на изменение температуры питательной воды.

0

Курсовой проект

Поверочный тепловой расчёт котлоагрегата ТГМ-84 марки Е420-140-565

Задание на курсовой проект………………………………………………………

1. Краткое описание котельной установки..……………………………………..…

• Топочная камера………………………………………………………..……..
• Внутрибарабанные устройства …………………………………….…….…
• Пароперегреватель……………………………………………………..……..
  • Радиационный пароперегреватель…………………………..……….
  • Потолочный пароперегреватель……………………………..……….
  • Ширмовый пароперегреватель……………………………..………...
  • Конвективный пароперегреватель…………………………..……….
• Водяной экономайзер…………………………………………………………
• Регенеративный воздухоподогреватель…………………………………….
• Очистка поверхностей нагрева……………………………………………..

1. Расчет котла……………………………………………………………….………

2.1. Состав топлива……………………………………………………….………

2.2. Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания…………………………

2.3. Расчетный тепловой баланс и расход топлива…………………………….

2.4. Расчет топочной камеры……………………………………………..……...

2.5. Расчет пароперегревателей котла…………………………………………..

2.5.1 Расчёт настенного пароперегревателя………………………….…….

2.5.2. Расчёт потолочного пароперегревателя……………………..……….

2.5.3. Расчёт ширмового пароперегревателя……………………….………

2.5.4. Расчёт конвективного пароперегревателя…………………..……….

2.6. Заключение…………………………………………………………………..

1. Список используемой литературы……………………………………………….

Задание

Необходимо произвести поверочный тепловой расчёт котлоагрегата ТГМ-84 марки Е420-140-565.

В поверочном тепловом расчёте по принятой конструкции и размерам котла для заданных нагрузки и вида топлива определяют температуры воды, пара, воздуха и газов на границах между отдельными поверхностями нагрева, коэффициент полезного действия, расход топлива, расход и скорости пара, воздуха и дымовых газов.

Поверочный расчёт производят для оценки показателей экономичности и надёжности котла при работе на заданном топливе, выявления необходимых реконструктивных мероприятий, выбора вспомогательного оборудования и получения исходных материалов для проведения расчётов: аэродинамического, гидравлического, температуры металла, прочности труб, интенсивности золового износа труб, коррозии и др.

Исходные данные:

1. Номинальная паропроизводительность D 420 т/ч
2. Температура питательной воды t пв 230°С
3. Температура перегретого пара 555°С
4. Давление перегретого пара 14 МПа
5. Рабочее давление в барабане котла 15,5 МПа
6. Температура холодного воздуха 30°С
7. Температура уходящих газов 130…160°С
8. Топливо природный газ газопровод Надым-Пунга-Тура-Свердловск-Челябинск
9. Низшая теплота сгорания 35590 кДж/м 3
10. Объем топки 1800м 3
11. Диаметр экранных труб 62*6 мм
12. Шаг труб экранов 60 мм.
13. Диаметр труб КПП 36*6
14. Расположение труб КПП шахматное
15. Поперечный шаг труб КПП S 1 120 мм
16. Продольный шаг труб КПП S 2 60 мм
17. Диаметр труб ШПП 33*5 мм
18. Диаметр труб ППП 54*6 мм
19. Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания 35,0 мм

1.Назначение парового котла ТГМ-84 и основные параметры.

Котельные агрегаты серии ТГМ-84 предназначены для получения пара высокого давления при сжигании мазута или природного газа.

1. Краткое описание парового котла.

Все котлы серии ТГМ-84 имеют П-образную компоновку и состоят из топочной камеры, являющейся восходящим газоходом, и опускной конвективной шахты, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом.

В топочной камере размещены испарительные экраны и радиационный настенный пароперегреватель. В верхней части топки (а в некоторых модификациях котла и в горизонтальном газоходе) расположен ширмовый пароперегреватель. В конвективной шахте последовательно (по ходу газов) размещены конвективный пароперегреватель и водяной экономайзер. Конвективная шахта после конвективного пароперегревателя разделяется на два газохода, в каждом из которых располагается один поток водяного экономайзера. За водяным экономайзером газоход делает поворот, в нижней части которого установлены бункеры для золы и дроби. Регенеративные вращающиеся воздухоподогреватели установлены позади конвективной шахты вне здания котельной.

1.1. Топочная камера.

Топочная камера имеет призматическую форму и в плане представляет собой прямоугольник размерами: 6016х14080 мм. Боковые и задние стены топочной камеры всех типов котлов экранированы испарительными трубами диаметром 60х6 мм с шагом 64 мм из стали 20. На фронтовой стене размещен радиационный пароперегреватель, конструкция которого описана ниже. Двухсветный экран делит топочную камеру на две полу-топки. Двусветный экран состоит из трех панелей и образован трубами диаметром 60х6 мм (сталь 20). Первая панель состоит из двадцати шести труб с шагом между трубами 64 мм; вторая панель - из двадцати восьми труб с шагом между трубами 64 мм; третья панель - из двадцати девяти труб, шаг между трубами 64 мм. Входные и выходные коллекторы двухсветного экрана выполнены из труб диаметром 273х32 мм (сталь20). Двухсветный экран с помощью тяг подвешен к металлоконструкциям потолочного перекрытия и имеет возможность перемещаться при температурном расширении. С целью выравнивания давления по полутопкам в двухсветном экране имеются окна, образованные разводкой труб.

Боковые и задние экраны выполнены конструктивно одинаковыми для всех типов котлов ТГМ-84. Боковые экраны в нижней части образуют скаты пода холодной воронки с наклоном 15 0 к горизонтали. С огневой стороны подовые трубы закрыты слоем шамотного кирпича и слоем хромитовой массы. В верхней и нижней частях топочной камеры боковые и задние экраны подключены к коллекторам диаметром 219х26 мм и 219х30 мм соответственно. Верхние коллекторы заднего экрана выполнены из труб диаметром 219х30 мм, нижние из труб диаметром 219х26 мм. Материал коллекторов экранов - сталь 20. Подвод воды к коллекторам экранов осуществляется трубами диаметром 159х15 мм и 133х13 мм. Отвод пароводяной смеси производится трубами диаметром 133х13 мм. Трубы экранов крепятся к балкам каркаса котла, чтобы не допустить прогиба в топку. Панели боковых экранов и двухсветного экрана имеют четыре яруса креплений, панели заднего экрана - три яруса. Подвеска панелей топочных экранов осуществляется с помощью тяг и допускает вертикальное перемещение труб.

Дистационирование труб в панелях осуществляется приварными прутками диаметром 12 мм, длиной 80 мм, материал - сталь 3кп.

С целью уменьшения влияния неравномерности обогрева на циркуляцию все экраны топочной камеры секционированы: трубы с коллекторами выполнены в виде панели, каждая из которых представляет собой отдельный циркуляционный контур. Всего в топке имеется пятнадцать панелей: задний экран имеет шесть панелей, двухсветный и каждый боковой экран по три панели. Каждая панель заднего экрана состоит из тридцати пяти испарительных труб, трех водоподводящих и трех водоотводящих труб. Каждая панель боковых экранов состоит из тридцати одной испарительной трубы.

В верхней части топочной камеры имеется выступ (в глубину топки), образованный трубами заднего экрана, способствующий лучшему омыванию дымовыми газами ширмовой части пароперегревателя.

1.2. Внутрибарабанные устройства.

1 - короб раздающий; 2 - короб циклона; 3 - короб сливной; 4 - циклон; 5 - поддон; 6 - труба аварийного слива; 7 - коллектор фосфатирования; 8 - коллектор парового разогрева; 9 - лист дырчатый потолочный; 10 - труба питательная; 11 - лист барботажный.

На данном котле ТГМ-84 применяется двухступенчатая схема испарения. Барабан - это чистый отсек и является первой ступенью испарения. Барабан имеет внутренний диаметр 1600 мм и изготовлен из стали 16ГНМ. Толщина стенки барабана 89 мм. Длина цилиндрической части барабана 16200 мм, общая длина барабана 17990 мм.

Вторая ступень испарения - выносные циклоны.

Пароводяная смесь по паропроводящим трубам поступает в барабан котла - в раздающие короба циклонов. В циклонах происходит отделение пара от воды. Вода из циклонов сливается в поддоны, а отсепарированный пар поступает под промывочное устройство.

Промывка пара осуществляется в слое питательной воды, которая поддерживается на дырчатом листе. Пар проходит через отверстия в дырчатом листе и барбатирует через слой питательной воды, освобождаясь при этом от солей.

Раздающие короба расположены над промывочным устройством и имеют в своей нижней части отверстия для слива воды.

Средний уровень воды в барабане находится ниже геометрической оси на 200 мм. На водоуказательных приборах этот уровень принят за нулевой. Высший и низший уровни находятся соответственно ниже и выше от среднего на 75 м. Для предупреждения перепитки котла в барабане установлена труба аварийного слива, позволяющая сбрасывать излишнее количество воды, но не большее среднего уровня.

Для обработки котловой воды фосфатами в нижней части барабана установлена труба, через которую в барабан вводятся фосфаты.

В нижней части барабана имеются два коллектора парового разогрева барабана. В современных паровых котлах они используются только для ускоренного расхолаживания барабана при останове котла. Поддержание соотношения между температурой тела барабана «верх-низ» достигается режимными мероприятиями.

1.3. Пароперегреватель.

Поверхности пароперегревателя на всех котлах размещены в топочной камере, горизонтальном газоходе и конвективной шахте. По характеру тепловосприятия пароперегреватель делится на две части: радиационную и конвективную.

К радиационной части относятся радиационно-настенный пароперегреватель (НПП), первая ступень ширм и часть потолочного пароперегревателя, расположенная над топочной камерой.

К конвективной части относятся - часть ширмового пароперегревателя (не получающая непосредственно излучение из топки), потолочный пароперегреватель и конвективный пароперегреватель.

Схема пароперегревателя выполнена двухпоточной с многократным перемешиванием пара внутри каждого потока и перебросом пара по ширине котла.

Принципиальная схема пароперегревателей.

1.3.1. Радиационный пароперегреватель.

На котлах серии ТГМ-84 трубы радиационного пароперегревателя экранируют фронтовую стену топочной камеры с отметки 2000 мм до 24600 мм и состоят из шести панелей, каждая из которых представляет собой самостоятельный контур. Трубы панелей имеют диаметр 42х5 мм, выполнены из стали 12Х1МФ, установлены с шагом 46 мм.

В каждой панели двадцать две трубы опускные, остальные - подъемные. Все коллекторы панелей расположены вне обогреваемой зоны. Верхние коллекторы при помощи тяг подвешены к металлоконструкциям потолочного перекрытия. Крепление труб в панелях осуществляется дистанционирующими планками и приваренными прутками. В панелях радиационного пароперегревателя выполнены разводки под установку горелок и разводки под лазы и лючки-гляделки.

1.3.2. Потолочный пароперегреватель.

Потолочный пароперегреватель расположен над топочной камерой, горизонтальным газоходом и конвективной шахтой. Выполнен потолок на всех котлах из труб диаметром 32х4 мм в количестве триста девяносто четыре трубы, размещенных с шагом 35 мм. Крепление потолочных труб выполнено следующим образом: прямоугольные планки одним концом приваривают к трубам потолочного пароперегревателя, другим - к специальным балкам, которые при помощи тяг подвешены к металлоконструкциям потолочного перекрытия. По длине труб потолка имеется восемь рядов креплений.

1.3.3. Ширмовый пароперегреватель (ШПП).

На котлах серии ТГМ-84 устанавливаются два типа вертикальных ширм. Ширмы U-образные со змеевиками разной длины и унифицированные ширмы со змеевиками одинаковой длины. Устанавливаются ширмы в верхней части топки и в выходном окне топки.

На мазутных котлах устанавливаются U-образные ширмы в один или два ряда. На котлах газомазутных устанавливаются унифицированные ширмы в два ряда.

Внутри каждой U-образной ширмы - сорок один змеевик, которые установлены с шагом 35 мм, в каждом из рядов восемнадцать ширм, между ширмами шаг 455 мм.

Шаг между змеевиками внутри унифицированных ширм 40 мм, в каждом из рядов установлено по тридцать ширм, в каждой по двадцать три змеевика. Дистанционирование змеевиков в ширмах осуществляется при помощи гребенок и хомутов, в некоторых конструкциях - приваркой прутков.

Подвеска ширмового пароперегревателя осуществляется к металлоконструкциям потолка при помощи тяг, приваренных к ушам коллекторов. В том случае, когда коллекторы расположены один над другим, то нижний коллектор подвешивается к верхнему, а тот в свою очередь тягами к потолочному перекрытию.

1.3.4. Конвективный пароперегреватель (КПП).

Схема конвективного пароперегревателя (КПП).

На котлах типа ТГМ-84 конвективный пароперегреватель горизонтального типа располагается в начале конвективной шахты. Пароперегреватель выполнен двухпоточным и каждый поток располагается симметрично относительно оси котла.

Подвеска пакетов входной ступени пароперегревателя сделана на подвесных трубах конвективной шахты.

Выходная (вторая) ступень расположена первой в конвективной шахте по ходу газоходов. Змеевики этой ступени так же выполнены из труб диаметром 38х6 мм (сталь 12Х1МФ) с теми же шагами. Входные коллекторы диаметром 219х30 мм, выходные диаметром 325х50 мм (сталь 12Х1МФ).

Крепление и дистанционирование аналогично входной ступени.

В некоторых вариантах котлов пароперегреватели отличаются от описанного выше типоразмерами входных и выходных коллекторов и шагами в пакетах змеевиков.

1.4. Водяной экономайзер

Водяной экономайзер расположен в конвективной шахте, которая разделена на два газохода. Каждый из потоков водяного экономайзера расположен в соответствующем газоходе, образуя два параллельных самостоятельных потока.

По высоте каждого газохода водяной экономайзер разделён на четыре части, между которыми имеются проёмы высотой 665мм (на некоторых котлах проёмы имеют высоту 655мм) для производства ремонтных работ.

Экономайзер выполнен из труб диаметром 25х3,3мм (сталь 20), а входные и выходные коллекторы выполнены диаметром 219х20мм (сталь 20).

Пакеты водяного экономайзера выполнены из 110 сдвоенных шестиходовых змеевиков. Пакеты расположены в шахматном порядке с поперечным шагом S 1 =80мм и продольным шагом S 2 =35мм.

Змеевики водяного экономайзера расположены параллельно фронту котла, а коллекторы располагаются вне газохода на боковых стенах конвективной шахты.

Дистанционирование змеевиков в пакетах осуществлено при помощи пяти рядов стоек, фигурные щёки которых охватывают змеевик с двух сторон.

Верхняя часть водяного экономайзера опирается на три балки, расположенные внутри газохода и охлаждаемые воздухом. Следующая часть (вторая по ходу газов) подвешивается к вышеуказанным охлаждаемым балкам при помощи дистанционируемых стоек. Крепление и подвеска нижних двух частей водяного экономайзера идентично первым двум.

Охлаждаемые балки выполнены из проката и покрыты термозащитным бетоном. Сверху бетон обшит металлическим листом, предохраняющим балки от дробевого воздействия.

Первые по ходу движения дымовых газов змеевики имеют металлические накладки из стали3 для защиты от износа дробью.

Входные и выходные коллекторы водяного экономайзера имеют по 4 подвижных опоры для компенсации температурных перемещений.

Движение среды в водяном экономайзере - противоточное.

1.5. Регенеративный воздухоподогреватель.

Для подогрева воздуха котельный агрегат имеет два регенеративных вращающихся воздухоподогревателя РРВ-54.

Конструкция РВП: типовая, бескаркасная, воздухоподогреватель устанавливается на специальном железобетонном постаменте рамочного типа, а все вспомогательные узлы крепятся на самом воздухоподогревателе.

Вес ротора передаётся через упорный сферический подшипник установленный в нижней опоре, на несущую балку, в четырех опорах на фундаменте.

Воздухоподогреватель представляет собой вращающийся на вертикальном валу ротор диаметром 5400 мм и высотой 2250 мм заключённый внутри неподвижного корпуса. Вертикальные перегородки разделяют ротор на 24 сектора. Каждый сектор дистанционными перегородками разделен на 3 отсека, в которых укладываются пакеты нагревательных стальных листов. Нагревательные листы, собранные в пакеты, уложены в два яруса по высоте ротора. Верхний ярус первый по ходу газов, является "горячей частью" ротора, нижний - "холодной частью".

"Горячая часть" высотой 1200 мм выполнена из дистанционирующих гофрированных листов толщиной 0,7 мм. Общая поверхность "горячей части" двух аппаратов 17896 м2. "Холодная часть" высотой 600 мм выполнена из дистанционирующих гофрированных листов толщиной 1,3 мм. Общая поверхность нагрева "холодной части " нагрева 7733 м2.

Зазоры между дистанционными перегородками ротора и пакетами набивки наполняются отдельными листами дополнительной набивки.

Газы и воздух поступают в ротор и отводятся из него по коробам, опирающимися на специальный каркас и соединённых с патрубками нижних крышек воздухоподогревателя. Крышки вместе с кожухом образуют корпус воздухоподогревателя.

Корпус нижней крышкой опирается на опоры, устанавливаемые на фундаменте и несущей балке нижней опоры. Вертикальная обшивка состоит из 8-ми секций, из которых 4 являются несущими.

Вращение ротора осуществляется электродвигателем с редуктором через цевочное зацепление. Скорость вращения - 2 об/мин.

Пакеты набивки ротора попеременно проходят газовый тракт, нагреваясь от дымовых газов, и воздушный тракт отдавая аккумулированное тепло потоку воздуха. В каждый момент времени 13 секторов из 24 включены в газовый тракт, и 9 секторов - в воздушный и 2 сектора перекрыты уплотнительными плитами и отключены из работы.

Для предотвращения присосов воздуха (плотного разделения газового и воздушного потоков) имеются радиальные, переферийные и центральные уплотнения. Радиальные уплотнения состоят из горизонтальных стальных полос, закрепленных на радиальных перегородках ротора - радиальных подвижных плит. Каждая плита закреплены на верхней и нижней крышках тремя регулировочными болтами. Регулировка зазоров в уплотнениях осуществляется подъёмом и опусканием плит.

Переферийные уплотнения состоят из фланцев ротора, обтачиваемых при монтаже, и подвижных чугунных колодок. Колодки вместе с направляющими закреплены на верхней и нижней крышках корпуса РВП. Регулировка колодок осуществляется специальными регулировочными болтами.

Внутренние уплотнения вала аналогичны переферийным уплотнениям. Внешние уплотнения вала сальникового типа.

Живое сечение для прохода газов: а) в "холодной части" - 7,72 м2.

б) в "горячей части" - 19,4 м2.

Живое сечение для прохода воздуха: а) в "горячей части" - 13,4 м2.

б) в "холодной части" - 12,2 м2.

1.6. Очистка поверхностей нагрева.

Для очистки поверхностей нагрева и опускного газохода применяется дробеочистка.

При дробеструйном способе очистки поверхностей нагрева применяется чугунная дробь округлой формы размером 3-5 мм.

Для нормальной работы контура дробеочистки в бункере должно быть около 500 кг дроби.

При включении воздушного эжектора создается необходимая скорость воздуха для подъема дроби через пневматическую трубу наверх конвективной шахты в дробеуловитель. Из дробеуловителя отработавший воздух сбрасывается в атмосферу, а дробь через коническую мигалку, промежуточный бункер с проволочной сеткой и через разделитель дроби самотеком поступает в течки дроби.

В течках скорость потока дроби замедляется с помощью наклонных полок, после чего дробь попадает на сферические разбрасыватели.

Пройдя через очищаемые поверхности, отработавшая дробь собирается в бункер, на выходе из которого установлен воздушный сепаратор. Сепаратор служит для отделения золы от потока дроби и для поддержания в чистоте бункера с помощью воздуха, поступающего в газоход через сепаратор.

Частицы золы, подхваченные, воздухом, по трубе возвращаются в зону активного движения дымовых газов и уносятся ими за пределы конвективной шахты. Очищенная от золы дробь пропускается через мигалку сепаратора и сквозь проволочную сетку бункера. Из бункера дробь снова подается в пневмотранспортную трубу.

Для очистки конвективной шахты установлено 5 контуров с 10 течками дроби.

Количество дроби, пропускаемой через поток труб очистки, возрастает с увеличением первоначальной степени загрязнения пучка. Поэтому в процессе эксплуатации установки следует стремиться к уменьшению интервалов между очистками, что позволяет относительно малыми порциями дроби поддерживать поверхность в чистом состоянии и, следовательно, в ходе работы агрегатов за всю компанию иметь минимальные значения коэффициентов загрязнения.

Для создания разряжения в эжекторе используется воздух от нагнетательной установки с давлением 0,8-1,0 ати и температурой 30-60 о С.

1. Расчет котла.

2.1. Состав топлива.

2.2. Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания.

Расчеты объемов воздуха и продуктов сгорания представлены в таблице 1.

Расчет энтальпий:

1. Энтальпия теоретически необходимого количества воздуха рассчитываем по формуле

где - энтальпия 1 м 3 воздуха, кДж/кг.

Данную энтальпию можно найти и по таблице XVI .

1. Энтальпию теоретического объема продуктов сгорания рассчитываем по формуле

где, - энтальпии 1 м 3 трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров.

Эту энтальпию находим для всего диапазона температур и полученные значения заносим в таблицу 2.

1. Энтальпию избыточного количества воздуха рассчитываем по формуле

где - коэффициент избытка воздуха, и находится по таблицам XVII и XX

1. Энтальпию продуктов сгорания при a > 1 рассчитываем по формуле

Данную энтальпию находим для всего диапазона температур и полученные значения заносим в таблицу 2.

2.3. Расчетный тепловой баланс и расход топлива.

2.3.1. Расчет потерь теплоты.

Суммарное количество теплоты, поступившее в котельный агрегат, называют располагаемой теплотой и обозначают. Теплота, покинувшая котельный агрегат представляет собой сумму полезной теплоты и потерь теплоты, связанных с технологическим процессом выработки пара или горячей воды. Следовательно, тепловой баланс котла имеет вид: = Q 1 + Q 2 + Q 3 + Q 4 + Q 5 + Q 6 ,

где - располагаемая теплота, кДж/м 3 .

Q 1 - полезная теплота, содержащаяся в паре, кДж/кг.

Q 2 - потери теплоты с уходящими газами, кДж/кг.

Q 3 - потери теплоты от химической неполноты сгорания, кДж/кг.

Q 4 - потери теплоты от механической неполноты сгорания, кДж/кг.

Q 5 - потери теплоты от наружного охлаждения, кДж/кг.

Q 6 - потери теплоты от физической теплоты, содержащейся в удаляемом шлаке, плюс потери на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла, кДж/кг.

Тепловой баланс котла составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах располагаемой теплоты:

Расчет потерь теплоты приведен в таблице 3.

Примечания к таблице 3:

H ух - энтальпия уходящих газов, определяется по таблице 2.

Н охл - лучевоспринимающая поверхность балок и панелей, м 2 ;

Q к - полезная мощность парового котла.

2.3.2. Расчет КПД и расхода топлива.

Коэффициентом полезного действия парового котла называют отношение полезной теплоты к располагаемой теплоте. Не вся полезная теплота, выработанная агрегатом, направляется к потребителю. Если КПД определяется по выработанной теплоте - его называют брутто, если по отпущенной теплоте - нетто.

Расчет КПД и расхода топлива приведен в таблице 3.

Таблица 1.

Рассчитываемая величина		Обоз-начение	Размер-ность		Расчет или обоснование
Теоретическое количество необходимого для полного сгорания топлива.					0,0476(0,5*0+0,5*0++1,5*0+(1+4/4)*98,2+ +(2+6/4)*0,4+(3+8/4)*0,1+ +(4+10/4)*0,1+(5+12/4)*0,0+(6+14/4)*0,0)*0,005-0)
Теоретический объем азота					0,79·9,725+0,01·1
трехатомных					*98,2+2*0,4+3*0,1+4* *0,1+5*0,0+6*0,0)
Теоретический объем водяных					0,01(0+0+2*98,2+3*0,0,4+3*0,1+5*0,1+6*0,0+7*0++0,124*0)+0,0161*
Объем водяных					2,14+0,0161(1,05-
Объем дымовых					2,148+(1,05-1)·9,47
Объемные доли трехатомных		r RO 2 , r H 2 O
Плотность сухого газа при н.у.
Масса продуктов сгорания					G Г =0,7684+(0/1000)+ 1,306·1,05·9,47

Таблица 2.

Поверхность нагрева	Температура после поверхности нагрева, 0 С	H 0 B , кДж/м 3	H 0 Г, кДж/м 3	H B изб, кДж/м 3
Верх топочной камеры, a Т = 1,05+0,07=1,12
Ширмовый пароперегреватель, a шпе = 1,12 +0=1,12
Конвективный пароперегреватель, a кпе = 1,12+0,03=1,15
Водяной экономайзер a ЭК = 1,15+0,02=1,17
Воздухоподогреватель a ВП = 1,17+0,15+0,15=1,47

Таблица 3.

Рассчитываемая величина	Обоз-начение	Размер-ность		Расчет или обоснование	Результат
Энтальпия теоретического объема холодного воздуха при температуре 30 0 С				I 0 х.в. =1,32145·30·9,47
Энтальпия уходящих газов			Принимается при температуре 150 0 С	Принимаем по таблице 2
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания				При сжигании газа потери от механической неполноты сгорания отсутствуют
Располагаемое тепло на 1 кг. Топлива по
Потеря теплоты с уходящими газами по				q 2 =[(2902,71-1,47*375,42)*
Потеря теплоты от наружного охлаждения				Определяем по рис. 5.1.
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания				Определяем по таблице XX
КПД брутто по			h бр = 100 - (q 2 + q 3 + q 4 +q 5)	h бр =100 -(6,6+0,07+0+0,4)
Расход топлива по (5-06) и (5-19)				В пг ={/}·100
Расчетный расход топлива по (4-01)				В р = 9,14*(1-0/100)

2.4. Тепловой расчет топочной камеры.

2.4.1 Определение геометрических характеристик топки.

При проектировании и эксплуатации котельных установок чаще всего выполняется поверочный расчет топочных устройств. При поверочном расчете топки по чертежам необходимо определить: объем топочной камеры, степень ее экранирования, площадь поверхности стен и площадь лучевоспринимающих поверхностей нагрева, а также конструктивные характеристики труб экранов (диаметр труб, расстояние между осями труб).

Расчет геометрических характеристик приведен в таблицах 4 и 5.

Таблица 4.

Рассчитываемая величина	Обоз-начение	Размер-ность	Расчет или обоснование	Результат
Площадь фронтовой стены			19,3*14, 2-4*(3,14* *1 2 /4)
Площадь боковой стены			6,136*25,7-1,9*3,1- (0,5*1,4*1,7+0,5*1,4*1,2)-2(3,14*1 2 /4)
Площадь задней стены			2(0,5*7,04*2,1)+
Площадь двухсветного экрана			2*(6,136*20,8-(0,5*1,4 *1,7+0,5*1,4*1,2)-
Площадь выходного окна топки
Площадь, занятая горелками
Ширина топки			по конструктивным данным
Активный объем топочной камеры

Таблица 5.

Наименование поверхности					по номограм-
Фронтовая стена
Боковые стены
Двухсветный экран
Задняя стена
Газовое окно
Площадь экранируемых стен (без учета горелок)

2.4.2. Расчет топки.

Таблица 6

Рассчитываемая величина	Обоз-начение	Размер-ность	Формула	Расчет или обоснование	Результат
Температура продуктов сгорания на выходе из топки			По конструкции котлоагрегата.	Предварительно принята в зависимости от сжигаемого топлива
Энтальпия продуктов сгорания				Принимается по табл. 2.
Полезное тепловыделение в топке по (6-28)				35590·(100-0,07-0)/(100-0)
Степень экранирования по (6-29)			H луч /F ст
Коэффициент загрязнения топочных экранов			Принимается по табл.6.3	в зависимости от сжигаемого топлива
Коэффициент тепловой эффективности экранов по (6-31)
Эффективная толщина излучаемого слоя по
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами по (6-13)

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами по (6-14)				1,2/(1+1,12 2) · (2,99) 0,4 ·(1,6·920/1000-0,5)
Коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела			Принимается по стр.38	В зависимости от удельной нагрузки топочного объема:
Коэффициент поглощения топочной среды по (6-17)				1,175 +0,1·0,894
Критерий поглощательной способности (критерий Бугера) по (6-12)				1,264 ·0,1·5,08
Эффективное значение критерия Бугера по				1,6ln((1,4·0,642 2 +0,642 +2)/ (1,4·0,642 2 -0,642 +2))
Параметр забалластированности топочных газов по				11,11*(1+0)/(7,49+1,0)
Расход топлива подаваемого в горелку яруса

Уровень расположения осей горелок в ярусе по (6-10)				(2·2,28·5,2+2·2,28·9,2)/(2·2,28·2)
Относительный уровень расположения горелок по (6-11)			х Г =h Г /H Т
Коэффициент (Для газомазутных топок при настенном расположении горелок)				Принимаем по стр. 40
Параметр по (6-26а)				0,40(1-0,4∙0,371)
Коэффициент сохранения теплоты по
Теоретическая (адиабатная) температура горения				Принимается равной 2000 0 С
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания по стр.41

Температура на выходе из топки выбрана верно и погрешность составила (920-911,85)*100%/920=0,885 %

2.5. Расчет пароперегревателей котла.

Конвективные поверхности нагрева паровых котлов играют важную роль в процессе получения пара, а также использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топочную камеру. Эффективность работы конвективных поверхностей нагрева зависит от интенсивности передачи теплоты продуктами сгорания пару.

Продукты сгорания передают теплоту наружной поверхности труб путем конвекции и излучения. Через стенку трубы теплота передается теплопроводностью, а от внутренней поверхности к пару - конвекцией.

Схема движения пара по пароперегревателям котла следующая:

Настенный пароперегреватель, расположенный на фронтальной стене топочной камеры, и занимающий всю поверхность фронтальной стены.

Потолочный пароперегреватель, расположенный на потолке, проходящий через топочную камеру, ширмовые пароперегреватели и верхнюю часть конвективной шахты.

Первый ряд ширмовых пароперегревателей, расположенный в поворотной камере.

Второй ряд ширмовых пароперегревателей, расположенный в поворотной камере следом за первым рядом.

Конвективный пароперегреватель с последовательно-смешанным током и впрыскивающим пароохладителем, установленным врассечку, установлен в конвективной шахте котла.

После КПП пар поступает в паросборный коллектор и выходит за пределы котельного агрегата.

Геометрические характеристики пароперегревателей

Таблица 7.

2.5.1. Расчет настенного пароперегревателя.

Настенный ПП расположен в топке, при его расчете тепловосприятие будем определять как часть от тепла, отданного продуктами сгорания поверхности НПП по отношению к остальным поверхностям топки.

Расчет НПП представлен в таблице №8

2.5.2. Расчет потолочного пароперегревателя.

Учитывая то, что ППП расположен как в топочной камере, так и в конвективной части, но воспринятая теплота в конвективной части после ШПП и под ШПП очень мала по отношению к воспринятой теплоте ППП в топке (около 10% и 30% соответственно (из технического руководства по котлу ТГМ-84. Расчет ППП выполняем в таблице №9.

2.5.3. Расчет ширмового пароперегревателя.

Расчет ШПП выполняем в таблице №10.

2.5.4. Расчет конвективного пароперегревателя.

Расчет КПП выполняем в таблице №11.

Таблица 8.

Рассчитываемая величина	Обоз-начение	Размер-ность	Формула	Расчет или обоснование	Результат
Площадь поверхности нагрева			Из таблицы 4.	Из таблицы 4.
Лучевоспринимающая поверхность настенного ПП			Из таблицы 5.	Из таблицы 5.
Теплота, воспринятая НПП				0,74∙(35760/1098,08)∙268,21
Прирост энтальпии пара в НПП				6416,54∙8,88/116,67
Энтальпия пара перед НПП				Энтальпия сухого насыщенного пара при давлении 155 ата (15,5 МПа)
Энтальпия пара перед потолочным пароперегревателем			I" ппп =I"+DI нпп
Температура пара перед потолочным пароперегревателем			Из таблиц термодинамических свойств воды и перегретого пара	Температура перегретого пара при давлении 155 ата и энтальпии 3085,88кДж/кг (15,5 МПа)

Температура после НПП принимается равной температуре продуктов сгорания на выходе из топки = 911,85 0 С.

Таблица 9.

Рассчитываемая величина	Обоз-начение	Размер-ность	Формула	Расчет или обоснование	Результат
Площадь поверхности нагрева 1-й части ППП
Лучевоспринимающая поверхность ППП-1			H л ппп =F∙x
Теплота, воспринятая ППП-1				0,74(35760/1098,08)∙50,61
Прирост энтальпии пара в ППП-1				1224,275∙9,14/116,67
Энтальпия пара после ППП-1			I`` ппп -2 =I`` ппп +DI нпп
Прирост энтальпии пара в ППП под ШПП				Около 30% от DI ппп
Прирост энтальпии пара в ППП за ШПП			Принимается предварительно по нормативным методам расчета котла ТГМ-84	Около 10% от DI ппп
Энтальпия пара перед ШПП			I`` ппп -2 +DI ппп -2 +DI ппп-3	3178,03+27,64+9,21
Температура пара перед ширмовым пароперегревателем			Из таблиц термодинамических свойств воды и перегретого пара	Температура перегретого пара при давлении 155 ата и энтальпии 3239,84кДж/кг (15,5 МПа)

Таблица10.

Рассчитываемая величина	Обоз-начение	Размер-ность	Формула	Расчет или обоснование	Результат
Площадь поверхности нагрева			∙d ∙l∙z 1 ∙z 2	3,14∙0,033∙3∙30∙46
Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания по (7-31)				3,76∙14,2-30∙3∙0,033
Температура продуктов сгорания после ШПП				Предварительно оцениваем конечную температуру
Энтальпия продуктов сгорания перед ШПП			Принимается по табл. 2:
Энтальпия продуктов сгорания после ШПП			Принимается по табл. 2
Энтальпия присосанного в конвективную поверхность воздуха, при t в =30 0 С			Принимается по табл. 3
				0,996(17714,56-16873,59+0)

Коэффициент теплоотдачи		Вт/(м 2 ×К)	Определяем по номограмме 7
Поправка на число труб по ходу продуктов сгорания по (7-42)				При поперечном омывании коридорных пучков
Поправка на компоновку пучка			Определяем по номограмме 7	При поперечном омывании коридорных пучков
			Определяем по номограмме 7	При поперечном омывании коридорных пучков
Коэффициент тепло-отдачи конвекцией от п/с к поверхности наг-рева (формула в номограмме 7)		Вт/(м 2 ×К)		75∙1,0∙0,75∙1,01
Суммарная оптическая толщина по (7-66)			(k г r п + k зл m)ps	(1,202∙0,2831 +0) 0,1∙0,628
Толщина излучающего слоя для ширмовых поверхностей по
Коэффициент теплоотдачи		Вт/(м 2 ×К)	Определяем по номограмме -

верхности в районе вы-

ходного окна топки

Коэффициент			Определяем по номограмме -
Коэффициент теплоотдачи для незапыленного потока		Вт/(м 2 ×К)
		Коэффициент распределения тепловосприятия по высоте топки См. таблица 8-4
Тепло, полученное излучением из топки поверхностью нагрева, примыкающей к выход- ному окну топки
Предварительная энтальпия пара на выходе из ШПП по (7-02) и (7-03)
Предварительная температура пара на выходе из ШПП				Темп-ра перегретого пара при давл. 150 ата
Коэффициент использования				Выбираем по рис. 7-13
		Вт/(м 2 ×К)

Коэффициент тепловой эффективности ширм				Определяем из таблицы 7-5
Коэффициент теплопередачи по (7-15в)		Вт/(м 2 ×К)
Действительная температура продуктов сгорания после ШПП				Так как Q б и Q т отличаются на (837,61 -780,62)*100% / 837,61 расчёт поверхности не уточняется
Расход пароохладителя по стр. 80			0,4=0,4(0,05…0,07)D
Средняя энтальпия пара в тракте				0,5(3285,78+3085,88)
Энтальпия воды, используемой для впрыска в пар			Из таблиц термодинамических свойств воды и перегретого пара при температуре 230 0 С

Таблица 11.

Рассчитываемая величина	Обоз-начение	Размер-ность	Формула	Расчет или обоснование	Результат
Площадь поверхности нагрева				3,14∙0,036∙6,3∙32∙74
Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания по
Температура продуктов сгорания после конвективного ПП			Предварительно приняты 2 значения	По конструкции котлоагрегата
Энтальпия продуктов сгорания перед КПП			Принимается по табл. 2:
Энтальпия продуктов сгорания после КПП			Принимается по табл. 2
Теплота, отданная продуктами сгорания по				0,996(17257,06-12399+0,03∙373,51) 0,996(17257,06-16317+0,03∙373,51)
Средняя скорость продуктов сгорания по
Коэффициент теплоотдачи		Вт/(м 2 ×К)	Определяем по номограмме 8	При поперечном омывании коридорных пучков
Поправка на число труб по ходу продуктов сгорания			Определяем по номограмме 8	При поперечном омывании коридорных пучков
Поправка на компоновку пучка			Определяем по номограмме 8	При поперечном омывании коридорных пучков
Коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока			Определяем по номограмме 8	При поперечном омывании коридорных пучков
Коэффициент теплоотдачи конвекцией от п/с к поверхности нагрева		Вт/(м 2 ×К)		75∙1∙1,02∙1,04 82∙1∙1,02∙1,04
Температура загрязненной стенки по (7-70)
Коэффициент использования			Принимаем по указаниям на	Для сложно омываемых пучков
Суммарный коэффициент теплоотдачи по		Вт/(м 2 ×К)		0,85∙ (77,73+0) 0,85∙ (86,13+0)
Коэффициент тепловой эффективности			Определяем по табл. 7-5
Коэффициент теплопередачи по		Вт/(м 2 ×К)
Предварительная энтальпия пара на выходе из КПП по (7-02) и (7-03)
Предварительная температура пара после КПП			Из таблиц термодинамических свойств перегретого пара	Темп-ра перегретого пара при давл. 140 ата
Температурный напор по (7-74)
Количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева по (7-01)				50,11 ∙1686,38∙211,38/(9,14∙10 3) 55,73∙1686,38∙421,56/(9,14 ∙10 3)
Действительная воспринятая теплота в КПП			Принимаем по графику 1
Действительная температура продуктов сгорания после КПП			Принимаем по графику 1	График строится по значениям Qб и Qт для двух температур.
Прирост энтальпии пара в КПП				3070∙9,14 /116,67
Энтальпия пара после КПП			I`` кпп +DI кпп
Температура пара после КПП			Из таблиц термодинамических свойств воды и перегретого пара	Температура перегретого пара при давлении 140 ата и энтальпии 3465,67 кДж/кг

Результаты расчета:

Q р р = 35590 кДж/кг - располагаемая теплота.

Q л = φ·(Q m - I´ Т) = 0,996·(35565,08 - 17714,56) = 17779,118 кДж/кг.

Q к = 2011,55 кДж/кг - тепловосприятие ШПП.

Q пе = 3070 кДж/кг - тепловосприятие КПП.

Тепловосприятие НПП и ППП учитывается в Q л, т. к. НПП и ППП находятся в топке котла. То есть Q НПП и Q ППП включены в Q л.

2.6 Заключение

Я произвела поверочный расчет котлоагрегата ТГМ-84.

В поверочном тепловом расчете по принятой конструкции и размерам котла для заданных нагрузки и вида топлива определила температуры воды, пара, воздуха и газов на границах между отдельными поверхностями нагрева, коэффициент полезного действия, расход топлива, расход и скорости пара, воздуха и дымовых газов.

Поверочный расчет производят для оценки показателей экономичности и надежности котла при работе на заданном топливе, выявление необходимых реконструктивных мероприятий, выбора вспомогательного оборудования и получения исходных материаллов для проведения расчетов: аэродинамического, гидравлического, температуры металла, прочности труб, интенсивности золового изно са труб, коррозии и др.

3.Список используемой литературы

1. Липов Ю.М. Тепловой расчёт парового котла. -Ижевск: НИЦ «Регулярная и Хаотическая динамика», 2001г
2. Тепловой расчёт котлов (Нормативный метод). -СПб: НПО ЦКТИ, 1998г
3. Технические условия и инструкция по эксплуатации парового котла ТГМ-84.

Скачать: У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера.

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭНЕРГОСИСТЕМ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
КОТЛА ТГМ-96Б ПРИ СЖИГАНИИ МАЗУТА

Москва 1981

Настоящая Типовая энергетическая характеристика разработана Союзтехэнерго (инж. Г.И. ГУЦАЛО)

Типовая энергетическая характеристика котла ТГМ-96Б составлена на базе тепловых испытаний, проведенных Союзтехэнерго на Рижской ТЭЦ-2 и Средазтехэнерго на ТЭЦ-ГАЗ, и отражает технически достижимую экономичность котла.

Типовая энергетическая характеристика может служить основой для составления нормативных характеристик котлов ТГМ-96Б при сжигании мазута.

Приложение

. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ

1.1 . Котел ТГМ-96Б Таганрогского котельного завода - газомазутный с естественной циркуляцией и П-образной компоновкой, предназначен для работы с турбинами T -100/120-130-3 и ПТ-60-130/13. Основные расчетные параметры котла при работе на мазуте приведены в табл. .

По данным ТКЗ, минимально допустимая нагрузка котла по условию циркуляции составляет 40 % номинальной.

1.2 . Топочная камера имеет призматическую форму и в плане представляет собой прямоугольник с размерами 6080×14700 мм. Объем топочной камеры - 1635 м 3 . Тепловое напряжение топочного объема составляет 214 кВт/м 3 , или 184 · 10 3 ккал/(м 3 · ч). В топочной камере размещены испарительные экраны и на фронтовой стене радиационный настенный пароперегреватель (РНП). В верхней части топки в поворотной камере размещен ширмовый пароперегреватель (ШПП). В опускной конвективной шахте расположены последовательно по ходу газов два пакета конвективного пароперегревателя (КПП) и водяной экономайзер (ВЭ).

1.3 . Паровой тракт котла состоит из двух самостоятельных потоков с перебросом пара между сторонами котла. Температура перегретого пара регулируется впрыском собственного конденсата.

1.4 . На фронтовой стене топочной камеры расположены четыре двухпоточные газомазутные горелки ХФ ЦКБ-ВТИ. Горелки установлены в два яруса на отметках -7250 и 11300 мм с углом подъема к горизонту 10°.

Для сжигания мазута предусмотрены паромеханические форсунки «Титан» номинальной производительностью 8,4 т/ч при давлении мазута 3,5 МПа (35 кгс/см 2). Давление пара на продувку и распыл мазута рекомендовано заводом 0,6 МПа (6 кгс/см 2). Расход пара на форсунку составляет 240 кг/ч.

1.5 . Котельная установка укомплектована:

Двумя дутьевыми вентиляторами ВДН-16-П производительностью с запасом 10 % 259 · 10 3 м 3 /ч, давлением с запасом 20 % 39,8 МПа (398,0 кгс/м 2), мощностью 500/250 кВт и частотой вращения 741/594 об/мин каждой машины;

Двумя дымососами ДН-24×2-0,62 ГМ производительностью с запасом 10 % 415 · 10 3 м 3 /ч, давлением с запасом 20 % 21,6 МПа (216,0 кгс/м 2), мощностью 800/400 кВт и частотой вращения 743/595 об/мин каждой машины.

1.6 . Для очистки конвективных поверхностей нагрева от отложений золы проектом предусмотрена дробевая установка, для очистки РВП - водная обмывка и обдувка паром из барабана со снижением давления в дросселирующей установке. Продолжительность обдувки одного РВП 50 мин.

. ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОТЛА ТГМ-96Б

2.1 . Типовая энергетическая характеристика котла ТГМ-96Б ( рис. , , ) составлена на основании результатов тепловых испытаний котлов Рижской ТЭЦ-2 и ТЭЦ ГАЗ в соответствии с инструктивными материалами и методическими указаниями по нормированию технико-экономических показателей котлов. Характеристика отражает среднюю экономичность нового котла, работающего с турбинами T -100/120-130/3 и ПТ-60-130/13 при нижеприведенных условиях, принятых за исходные.

2.1.1 . В топливном балансе электростанций, сжигающих жидкое топливо, большую часть составляет высокосернистый мазут M 100. Поэтому характеристика составлена на мазут M 100 (ГОСТ 10585-75 ) с характеристиками: A P = 0,14 %, W P = 1,5 %, S P = 3,5 %, (9500 ккал/кг). Все необходимые расчеты выполнены на рабочую массу мазута

2.1.2 . Температура мазута перед форсунками принята 120 ° C (t тл = 120 °С) исходя из условий вязкости мазута M 100, равной 2,5° ВУ, согласно § 5.41 ПТЭ.

2.1.3 . Среднегодовая температура холодного воздуха (t x .в. ) на входе в дутьевой вентилятор принята равной 10 ° C , так как в основном котлы ТГМ-96Б находятся в климатических районах (Москва, Рига, Горький, Кишинев) со среднегодовой температурой воздуха, близкой к этой температуре.

2.1.4 . Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель (t вп ) принята равной 70 ° C и постоянной при изменении нагрузки котла, согласно § 17.25 ПТЭ.

2.1.5 . Для электростанций с поперечными связями температура питательной воды (t п.в ) перед котлом принята расчетной (230 °С) и постоянной при изменении нагрузки котла.

2.1.6 . Удельный расход тепла нетто на турбоустановку принят 1750 ккал/(кВт. ч), по данным тепловых испытаний.

2.1.7 . Коэффициент теплового потока принят изменяющимся с нагрузкой котла от 98,5 % при номинальной нагрузке до 97,5 % при нагрузке 0,6 D ном .

2.2 . Расчет нормативной характеристики проведен в соответствии с указаниями «Теплового расчета котельных агрегатов (нормативный метод)», (М.: Энергия, 1973).

2.2.1 . Коэффициент полезного действия брутто котла и потери тепла с уходящими газами подсчитаны в соответствии с методикой, изложенной в книге Я.Л. Пеккера «Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива» (М.: Энергия, 1977).

где

здесь

α ух = α " вэ + Δα тр

α ух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;

Δα тр - присосы в газовый тракт котла;

Т ух - температура уходящих газов за дымососом.

В расчет заложены значения температур уходящих газов, измеренные в опытах тепловых испытаний котла и приведенные к условиям построения нормативной характеристики (входные параметры t x в , t " кф , t п.в ).

2.2.2 . Коэффициент избытка воздуха врежимной точке (за водяным экономайзером) α " вэ принят равным 1,04 на номинальной нагрузке и изменяющимся до 1,1 на 50 %-ной нагрузке по данным тепловых испытаний.

Снижение расчетного (1,13) коэффициента избытка воздуха за водяным экономайзером до принятого в нормативной характеристике (1,04) достигается правильным ведением топочного режима согласно режимной карте котла, соблюдением требований ПТЭ в отношении присосов воздуха в топку и в газовый тракт и подбором комплекта форсунок.

2.2.3 . Присосы воздуха в газовый тракт котла на номинальной нагрузке приняты равными 25 %. С изменением нагрузки присосы воздуха определяются по формуле

2.2.4 . Потери тепла от химической неполноты сгорания топлива (q 3 ) приняты равными нулю, так как во время испытаний котла при избытках воздуха, принятых в Типовой энергетической характеристике, они отсутствовали.

2.2.5 . Потери тепла от механической неполноты сгорания топлива (q 4 ) приняты равными нулю согласно «Положению о согласовании нормативных характеристик оборудования и расчетных удельных расходов топлива» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975).

2.2.6 . Потери тепла в окружающую среду (q 5 ) при испытаниях не определялись. Они рассчитаны в соответствии с «Методикой испытаний котельных установок» (М.: Энергия, 1970) по формуле

2.2.7 . Удельный расход электроэнергии на питательный электронасос ПЭ-580-185-2 рассчитывался с использованием характеристики насоса, принятой из технических условий ТУ-26-06-899-74.

2.2.8 . Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье рассчитан по расходам электроэнергии на привод дутьевых вентиляторов и дымососов, измеренным при проведении тепловых испытаний и приведенный к условиям (Δα тр = 25 %), принятым при составлении нормативной характеристики.

Установлено, что при достаточной плотности газового тракта (Δα ≤ 30 %) дымососы обеспечивают номинальную нагрузку котла на низкой частоте вращения, но без какого-либо запаса.

Дутьевые вентиляторы на низкой частоте вращения обеспечивают нормальную работу котла до нагрузок 450 т/ч.

2.2.9 . В суммарную электрическую мощность механизмов котельной установки включены мощности электроприводов: питательного электронасоса, дымососов, вентиляторов, регенеративных воздухоподогревателей (рис. ). Мощность электродвигателя регенеративного воздухоподогревателя принята по паспортным данным. Мощности электродвигателей дымососов, вентиляторов и питательного электронасоса определены во время тепловых испытаний котла.

2.2.10 . Удельный расход тепла на нагрев воздуха в калориферной установке подсчитан с учетом нагрева воздуха в вентиляторах.

2.2.11 . В удельный расход тепла на собственные нужды котельной установки включены потери тепла в калориферах, КПД которых принят 98 %; на паровую обдувку РВП и потери тепла с паровой продувкой котла.

Расход тепла на паровую обдувку РВП рассчитывался по формуле

Q обд = G обд · i обд · τ обд · 10 -3 МВт (Гкал/ч )

где G обд = 75 кг/мин в соответствии с «Нормами расхода пара и конденсата на собственные нужды энергоблоков 300, 200, 150 МВт» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974);

i обд = i нас. пара = 2598 кДж/кг (ккал/кг)

τ обд = 200 мин (4 аппарата с продолжительностью обдувки 50 мин при включении в течение суток).

Расход тепла с продувкой котла подсчитывался по формуле

Q прод = G прод · i к.в · 10 -3 МВт (Гкал/ч )

где G прод = PD ном 10 2 кг/ч

P = 0,5 %

i к.в - энтальпия котловой воды;

2.2.12 . Порядок проведения испытаний и выбор средств измерений, применяемых при испытаниях, определялись «Методикой испытаний котельных установок» (М.: Энергия, 1970).

. ПОПРАВКИ К НОРМАТИВНЫМ ПОКАЗАТЕЛЯМ

3.1 . Для приведения основных нормативных показателей работы котла к измененным условиям его эксплуатации в допустимых пределах отклонения значений параметров даны поправки в виде графиков и цифровых значений. Поправки к q 2 в виде графиков приведены на рис. , . Поправки к температуре уходящих газов приведены на рис. . Кроме перечисленных, приведены поправки на изменение температуры подогрева мазута, подаваемого в котел, и на изменение температуры питательной воды.

3.1.1 . Поправка на изменение температуры мазута, подаваемого в котел, рассчитана по влиянию изменения К Q на q 2 по формуле