Модернизация паровых котлов

Размещено на http://allbest.ru

Введение

Котлы БКЗ-160-100, установлены на Тамбовской ТЭЦ первоначально рассчитывались на сжигание подмосковного бурого угля. В 1979 году ЦКБ "Харьковэнергоремонт" выполнен проект реконструкции котлов с переводом на сжигание газа и мазута.

В результате реконструкции котлы имеют ряд недостатков, основным из которых является отклонение температуры перегрева пара от расчётного (540 °С) и повышенные выбросы оксидов азота при работе на газе.

Для устранения этих недостатков направлен представленный проект. Для повышения объёмов выработки пара в экранах топки (при сжигании газа) предлагается снижение уровня установки горелок (с отметки 11,6 до 8,9 м) и изменение конструкции скотов холодной воронки топки.

В расчётах рассматривается двухступенчатое сжигание природного газа и рециркуляция "холодных" дымовых газов. В результате анализа разработаны предложения позволяющие надёжно работать котлу при ступенчатом сжигании природного газа и экономично, с соблюдением расчётных параметров пара, при сжигании мазута.

1. Краткая характеристика основного и вспомогательного оборудования котельного агрегата

1.1 Котельный агрегат БКЗ-160-100

Котельный агрегат БКЗ-160-100 производства Барнаульского котельного завода, однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией и уравновешенной тягой предназначен для сжигания низкосортного твердого топлива. В настоящее время после реконструкции он работает на природном газе. В качестве резервного топлива используется мазут.

Котел рассчитан для работы со следующими параметрами:

Паропроизводительность D_пп, т/ч (кг/с) 180(64,4)

Давление в барабане, Р_б, кгс/см² (МПа) 110(11,0)

Давление перегретого пара за ГПЗ, Р_пп, кгс/см² (МПа) 100(10,0)

Температура перегретого пара, t_пп, °C 540

Температура питательной воды, t_пв, °C 215

Компоновка котла выполнена по П-образной схеме. Топка является первым (восходящим) газоходом. Во втором (горизонтальном) газоходе расположен пароперегреватель. В третьем (нисходящем), расположены экономайзер и трубчатый воздухоподогреватель, установленные в рассечку.

1.2 Топка

Топка призматической формы, имеет в плане размеры но осям труб 6656-7188 мм и объем 762 м³.

Стены топочной камеры экранированы стальными гладкотрубными экранами и выполненными из труб d=60-4, Ст.20. Потолочный экран является настенным радиационным пароперегревателем, остальные экраны включены в систему циркуляции котловой воды. В газоходе на выходе из котла размещен ширмовый пароперегреватель (ШПП). Для создания поперечного обтекания горячими дымовыми газами ширмового пароперегревателя, трубы заднего экрана в верхней части образуют выступ в топку глубиной 1900 мм. Нижняя часть топочной камеры выполнена в виде "холодной воронки" котлов с твердым шлакоудалением, т.е. экраны фронтовой и задней стен образуют скаты под углом 40-42 ° от вертикальной оси.

1.3 Горелочные устройства

В процессе реконструкции при переводе в газомазутный режим работы котлы БКЗ-160-100 были оборудованы четырьмя газомазутными горелками вихревого типа (чертёж ТГТУ.140106.007 СБ) по две на боковых экранах в один ярус на отметке 11,6 м (чертёж ТГТУ. 140106.007 ВО).

Мощная газомазутная горелка производительностью по газу 3600 нм³/час и по мазуту - 3200 кг/час улиточного типа с поворотным регистром позволяющим менять интенсивность крути, положение и дальнобойность факела, а также качество смешения топлива с окислителем (воздухом). Центральный воздух закручивается неподвижным закручивающим устройством.

Направление вращения центрального и периферийного воздушных потоков совпадают. По газу горелка центрально-периферийная. Конструкция газопроточной части центральной и периферийной камер горелки и расположение газовых сопел, позволяют равномерно распределить газ в воздушном потоке, обеспечив хорошее перемешивание его с воздухом.

Сопротивление горелки по воздуху при работе на газе около 160 кгс/м² и около 130 кгс/м² при работе на мазуте.

1.4 Пароперегреватель

Пароперегреватель котла по характеру восприятия тепла радиационно-конвективного типа. Радиационная часть состоит из труб потолочного пароперегревателя. Полурадиационную часть составляют ширмы (ШПП), расположенные в выходном окне топочной камеры. Конвективная часть пароперегревателя (КПП) состоит из первой и второй частей.

Пароперегреватель состоит из 4-х ступеней:

первая ступень - потолочный пароперегреватель и "холодный" конвекти- вный пакет, выполнены из труб d=38x4, сталь 20;

вторая ступень ширмовый пароперегреватель из 12 П-образных ширм, установленных с шагом 550 мм и выходящих из шести коллекторов d=273x35 мм и выполненных из труб d=38x4,5, сталь 12ХМФ;

третья ступень крайние противоточные пакеты (по 19 змеевиков d=38x4,5 из стали 12ХМФ в каждом пакете);

-четвертая ступень - средние прямоточные пакеты (по 20 змеевиков d=38x4,5 из стали 12ХМФ).

Расчетные поверхности нагрева пароперегревателя:

первой ступени - 618 м² (в том числе потолочного пароперегревателя - 30,7 м²);

второй ступени 284 м²;

третьей ступени - 278 м².

-четвертой ступени - 300 м². Схема движения пара:

Пар из барабана прямоточно проходит потолочный пароперегреватель, затем противоточно "холодный" пакет КПП и поступает в пароохладитель первой ступени, затем пройдя прямоточно двенадцать ширм и противоточно крайние "горячие" пакеты КПП, пар поступает в пароохладитель второй ступени. После пароохладителя пар прямоточно проходит средние пакеты "горячей" части КПП.

По ходу пара осуществляется два переброса пара по сторонам газохода в камерах пароохладителей.

Проектная схема регулирования температуры пара предусматривает впрыск "собственного" конденсата в двух ступенях пароохладителей установленных перед ширмовым и в рассечке "горячей" части пароперегревателей.

1.5 Газоход

В опускном газоходе конвективной шахты последовательно (по ходу газов) расположены: вторая ступень экономайзера (ЭК-II ст) вторая ступень воздухоподогревателя (ТВП-II ст.), первая ступень экономайзера (ЭК-I ст.) и первая ступень воздухоподогревателя (ТВП-I ст.).

Экономайзер не кипящего типа, гладкотрубный выполнен в виде змеевиков. Водяной экономайзер двухступенчатый противоточный, выполненный из труб d=32x4 стали 20 с шахматным расположением и относительными поперечными и продольными шагами: для второй ступени и , и для первой ступени соответственно 2,82 и 1,44. Общая

поверхность нагрева Н =1690 м².

Воздухоподогреватель трубчатый, двухпоточный, двухступенчатый, семиходовой по воздуху.

Кубы второй ступени воздухоподогревателя выполнены из труб d=40l,5 относительными шагами и . Вторая ступень - двухходовая по воздуху.

Поверхность нагрева второй ступени Н_{вп II}=3530 м².

Первая ступень воздухоподогревателя пятиходовая по воздуху выполнена из труб d=40l,5 .

Поверхность нагрева первой ступени Н_{вп II}=8680 м².

Общая поверхность нагрева воздухоподогревателя Н_вп =12210 м².

Дня подогрева холодного воздуха, поступающего в первую ступень воздухоподогревателя с целью защиты от низкотемпературной коррозии, на котле выполнена калориферная установка состоящая из 12 калориферов типа КФБ-13.

1.6 Тягодутьевые механизмы

Котел оборудован тягодутьевыми машинами, имеющими следующие характеристики:

1.Дутьевой вентилятор (ДВ)

На котле установлено 2 дутьевых вентилятора типа ВД- 18. Производительность: 152 тыс.нм³/час при t_xe=30 °C.

Напор: 387 кгс/м²

Частота вращения 740 об/мин 200 кВт ДВ-А

Мощность эл.дв. 750 об/мин 250 кВт ДВ-Б

2.Дымосос (ДС)

На котле установлено 2 дымососа типа Д-18х2. Производительность: 180 тыс.нм³/час при t=200 С. Напор: 330 кгс/м²

Частота вращения 750 об/мин Мощность эл.дв. 320 кВт

3.Вентилятор рециркуляции газов (ВРГ)

На котле установлен один вентилятор рециркуляции газов типа ВГДН-17. Производительность: 113 тыс м³/час, при t=400 °C. Напор: 500 кгс/м²

Частота вращения 1500 об/мин Мощность эл.дв. 200 кВт

2. Анализ существующего состояния котлоагрегатов БКЗ-160-100

2.1 Основные проблемы эксплуатации котлов БКЗ-160-100 (ст. №№ 4-7)

Котлоагрегаты типа БКЗ-160-100Ф были сконструированы для сжигания подмосковного бурого угля в режиме твердого шлакоудаления.

В начале 70-х годов котлы ст. № 4-7 были реконструированы для сжигания газа и сернистого мазута. В процессе реконструкции котлов выполненной ФХ ЦКБЭНЕРГО:

а) вместо трех амбразур с эжекционными соплами вторичного воздуха установленных на фронтовой стене, топки были оборудованы четырьмя мощными вихревыми газомазутными горелками (ТГТУ. 140106.007 СБ) встречно по две на каждой боковой стене (ТГТУ.140106.007 ВО) на отметке 11,6 м;

б) была увеличена до 715 м² поверхность нагрева первой "холодной" ступени конвективного пароперегревателя (КПП-1);

в) с учетом предлагаемого повышения нагрузки котлов проектом должна была быть осуществлена замена дутьевых вентиляторов ВД-18 на ВД-20 с повышением мощности их приводных двигателей с 200 до 320 кВт, однако замена вентиляторов не производилась, но на пяти ДВ (из восьми) были установлены более мощные электродвигатели.

Проектом реконструкции также предусматривалось оборудование котлов схемой рециркуляции дымовых газов с верхним и нижним вводом в топку. Предлагалась при сжигании газа - подача холодных дымовых газов вверх топки с целью захолаживания топочных газов и снижения тепловосприятия пароперегревателя, а при сжигании мазута - в низ топки, с целью увеличения переноса тепла из топки в конвективные ступени пароперегревателя и увеличения их тепловосприятия. Таким образом должна была обеспечиваться работа котла на мазуте с расчетной температурой перегретого пара, с низкими избытками воздуха (_пп=1,03-1,05) и незначительной загрузкой впрыскивающих пароохладителей.

Схема рециркуляции дымовых газов в топку была внедрена только на одном котле (ст. № 6), но из-за низкой надежности практически не эксплуатировалась.

В 1992-93 гг. схема рециркуляции дымовых газов на котле ст. № 6 была реконструирована (с установкой ВГДН-17У и вводом газов в короба горячего воздуха перед горелками). Однако включение схемы рециркуляции в постоянную эксплуатацию также не представляется возможным из-за нагрева подшипника ДРГ и сильной загазованности помещения КЦ (через неплотность напорного газохода и воздуховодов горячего воздуха).

По мнению эксплуатации основной причиной нагрева подшипника является передача тепла от рабочего колеса (по валу из-за отсутствия крыльчатки).

Проблемы эксплуатации котлов БКЗ-160-100 при сжигании газа.

Основной проблемой возникшей при эксплуатации котлов БКЗ- 160-100 после их реконструкции при сжигании на них газа является ненадежная работа пароперегревателя вызванная его повышенным тепловосприятием и значительной температурой развёркой, как по отдельным змеевикам, так и по пакетам.

Основные выводы сделанные в результате многолетнего наблюдения за работой котлов специалистами теплотехнической службы (ТТС) АО "Тамбовэнерго" следующие:

-повышенное суммарное тепловосприятие потолочного и первой ступени конвективного "холодного" пакета пароперегревателей - температура пара до первого впрыска выше расчетной на 20-30 °С;

-при отсутствии прямых замеров существуют косвенные факторы показывающие и на возможность гидравличекой разверки по змеевикам КПП-1;

- еще более повышенное тепловосприятие ширмового пароперегревателя ШПП несмотря на более глубокое снижение температур в пароохладителе 1 ступени, температура пара за ШПП выше расчетной на 30-40 °С;

наблюдается значительная разверка температур пара крайних и центральных ширм равная 35-45 °С и по косвенным данным температура металла отдельных змеевиков ШПП в обогреваемой зоне близка к 600 °С; в наиболее тажелых условиях работают змеевики крайних КПП (КППШ) при температуре пара до второго впрыска близкой к расчетной и равной 520 °С, некоторые термопары в обогреваемой зоне показывали температуру металла 600-620 °С (при этом следует отметить, что на котлоагрегате ст. № 6 по одной стороне температура пара перед II впрыском достигает 550-570 °С и, следовательно температура металла отдельных змеевиков в обогреваемой зоне значительно превышает замеренные 600-620 °С);

загрузка впрысков не только выше расчетной, но при нагрузках близких к номинальной является предельной и равной 20 т/ч и выше. Основной причиной разверки в ШПП и различия тепловосприятий в КПП-III и КПП-IV (при их поверхности нагрева соответственно 278 м² и 300 м²) по мнению специалистов ТТС является неравномерность формирования факела в ширине топки. При расположении горелок на боковых экранах, соударение факелов формирует, видимо, по оси котла зону максимальных температур.

Проблемы эксплуатации котлов БКЗ-160-100 при сжигании мазута.

Известно, что при сжигании газа и мазута радиационная и конвективная составляющие тепловыделения значительно различаются (на газе преобладает конвективная, а на мазуте радиационная составляющая). Поэтому сжигание газа в котле с увеличенной поверхностью парогенерирующих экранов обеспечивает расчетный перегрев пара без существенных изменений пароперегревателя при низких и умеренных избытках воздуха.

При сжигании мазута парогенерация котла резко возрастает за счет большего тепловыделения в топке и значительной поверхности испарительных экранов. Поэтому перегрев полученного пара до расчетной величины возможен либо при значительном увеличении поверхности нагрева пароперегревателя, что, в свою очередь, вызовет недопустимо высокий перегрев пара при сжигании газа, либо при искусственно резком увеличении конвективной составляющей. Как правило, для этой цели газомазутные котлы оборудуются схемой рециркуляции дымовых газов.

На котлах БКЗ- 160-100 Тамбовской ТЭЦ эта ситуация усугубляется тем, что они рассчитаны для сжигания низкосортного шлакующего топлива и, поэтому, оборудованы топкой с объемом 762 м³, значительно превышающим объём топки аналогичных газомазутных котлов БКЗ-160-100 ГМ, равных 419 м³.

Соответственно, большая поверхность экранов приводит к еще большей, по сравнению с газомазутными котлами, величине радиационной составляющей.

В результате, при отсутствии схемы рециркуляции дымовых газов и сжигании мазута котлы БКЗ-160-100 Тамбовской ТЭЦ, даже с увеличенной поверхностью пароперегревателя, работают либо с недогревом пара, либо с повышенными избытками воздуха ("пп=1,4-1,5 - за пароперегревателем). При этом режим работы котлов характеризуется следующими особенностями:

а)температура газов за пароперегревателем значительно ниже расчетной;

б)характер разверки температур пара по пароперегревателю сохраняется тот же, что и при сжигании газа, но при более низких усредненных величинах и менее выражено;

в)тепловосприятие КПП-I (холодных пакетов) почти на 35-50 % ниже расчетных величин.

2.2 Анализ конструкции топочно-горелочных устройств

Описание конструкции существующих на котлах БКЗ-160-100 Тамбовской ТЭЦ горелочных устройств и их компоновка.

На (чертеже ТГТУ.140106.007 СБ) показано устройство горелок типа ХФ ЦКБ. В горелке используется комбинированный улиточно-тангенциальный завихритель для закручивания основного (периферийного) потока воздуха.

Крутка центрального потока воздуха осуществляется аксиальным завихрителем. Степень крутки основного потока воздуха может регулироваться изменением угла наклона лопаток тангенциального регистра.

Первоначально проектная раздача газа осуществлялась через цилиндрические сопла диаметром 8 мм (30 штук) и 13 мм (30 штук) установленных в два ряда по периметру центральной газовой камеры (по 10 штук) и периферийной (по 20 штук). Однако в процессе эксплуатации из-за обгорания амбразур схема раздачи газа неоднократно изменялась и в настоящее время раздача газа осуществляется через 36 трубок внутренним диаметром 13 мм (d=18x2,5) расположенных по периметру центральной и газовой камер с двумя углами ввода в воздушный поток.

Проектная мощность горелок составляет 33-35 мВт, производительность по газу - 3600 нм³/час по мазуту - 3200 кг/час. Сопротивление горелки по воздуху при работе на газе около 160 кгс/м² и около 130 кгс/м² при работе на мазуте.

На (чертеже ТГТУ.140106.007 ДП) показана схема установки горелок в топке.

Горелки установлены на отметке 11,6 м на боковых стенах по две штуки, направлены встречно с разворотом внутрь топки на углы от 4 до 10 ° (на различных горелках разных котлов) при проектных углах разворота равном 8 °.

По вертикали угол разворота нулевой, т.е. горелки установлены горизонтально.

Анализ решений реализованных в существующей компановке топочно-горелочных устройств котлов БКЗ-160-100.

Существующая компановка горелочных устройств на котлах БКЗ-160-100 Тамбовской ТЭЦ не может быть признана оптимальной. Установка четырех мощных газомазутных горелок в одном сечении топки приводит к образованию высоких локальных тепловых напряжений. Так, например, расчетное теплонапря-жение сечения на ярус горелок составляет 2,18 МВт/м², что несколько превышает предельную рекомендуемую величину равную 2 МВт/м² на один ярус горелок для барабанных котлов.

Кроме того, размещение горелок в топочной камере не удовлетворяют нормативным требованиям [2] (таблица 3.1).

Таблица 3.1- Нормативные требования

	Обозначение	Величина заданная	Величины принятые в проекте
		относительная	абсолютная, мм
1.Расстояниеот осей крайних горелок до ограждающих поверхностей топки.	Sст	не менее 3,5 Dп	2905	1758
2. Расстояние между осями горелок в горизонтальной плоскости, мм	S	не менее 2,5 Dп	2075	3140
3.Расстояние от пода топки до осей горелок, мм	hг	не менее 2,5 Dп	2075	2970

Как можно видеть из таблицы 3.1, горелки расположены в опасной близости от ограждающих фронтовой и задней поверхностей топки на расстоянии значительно меньшей 35 калибров. Но здесь следует отметить, что расположение горелок вблизи ограждений, разворачивая крайние горелки внутрь топки на угол 8-15 ° отсутствие разрывов экранных труб в районе горелок на котлах БКЗ-160-100 Тамбовской ТЭЦ свидетельствует, что это решение ХФ ЦКБ не принесло каких-либо тяжелых последствии для надежности их эксплуатации. Хотя в современной практике котлостроения и компоновки топочно-горелочных устройств выработаны определенные требования направленные на соблюдение равномерного распределения температур в сечении топки и предотвращения наброса факела на экраны.

2.3 Анализ работы пароперегревателя

Обращает на себя внимание повышенная по сравнению с аналогичными газомазутными котлами поверхность пароперегревателя, которая после реконструкции составляет 1607,7 м². Причем, незащищенная впрысками поверхность нагрева пароперегревателя (до первого впрыска) составляет почти половину (46,4 %) полной поверхности. Поэтому, несмотря на повышенные объем топочной камеры и поверхность экранов, при работе котлов на газе довольно велики значения расходов на впрыски, особенно на первые впрыски.

На нагрузках близких к номинальной суммарные расходы конденсата на впрыск составляют 12-14 % паропроизводительности котлов. При таких режимах работы котлов особенно в тяжелых условиях оказываются змеевики "холодных" пакетов КПП и ШПП из-за пониженных в них расходов пара. Следует заметить, что котлы БКЗ-160-100 Тамбовской ТЭЦ, по-видимому, исчерпали свой ресурс по количеству впрыскиваемого конденсата. По данным эксплуатации сопла форсунок уже рассверливались для увеличения впрыска, и диаметры труб конденсатных линий достаточно велики. По данным [5] максимальная производительность конденсатов всех обследованных котлов БКЗ-160-100 ГМ при t_пв =1215 °С не превышала 20-25 т/ч вместо 27-29 т/ч по расчету завода. В отдельных режимах на котле ст. 6 Тамбовской ТЭЦ расчетный расход на впрыск составлял 20-22 т/ч.

Несмотря на повышенную поверхность пароперегревателя, котлоагрегаты неспособны обеспечить нормальное сжигание мазута с пониженными избытками воздуха и сохранением нормативного перегрева пара.

Следует заметить, что подобная ситуация наблюдалась и на газомазутных котлах БКЗ-160-100 ГМ. На многих станциях персоналы ТЭС, стремясь снизить тепловосприятие пароперегревателя при работе котла на газе, часто уменьшали поверхность "холодного" пакета, а то и ширм до величин полной поверхности равной 1035 м² (при уменьшении ширм до 947 м²) [5]. Пароперегреватель головного котла БКЗ 160-100 ГМ имел поверхность нагрева порядка 1265 м².

При сжигании мазута на котлах БКЗ-160-100 ГМ режим работы всех ступеней пароперегревателя становится надежным. Однако для поддержания перегрев даже на котлах ГМ с малым объемом топки поддерживались повышенные избытки воздуха до 30-80 % [5]. На котлах с проектными горелками (в несколько ярусов на фронтовой стене) использовались переключения на верхние ярусы горелок. На котлах оборудованных четырьмя мощными горелками с компоновкой аналогичной на котлах Тамбовской ТЭЦ имелись те же проблемы с поддержанием перегрева.

2.4 Технико-экономические показатели работы котлов

Также, как и на газомазутных котлах БКЗ 160-100 ГМ эксплуатация котлов БКЗ-160-100 Тамбовской ТЭЦ, при сжигании мазута отличается крайне низкой экономичностью. КПД котлов находится на уровне 85-86 % (при нагрузке 180 т/ч) расчетный КПД котла при этой нагрузке составляет 93,0 %.

Для анализа причин снижения экономичности котлов и отработки мер по их устранению теплотехнической службой был проведен ряд опытов на котлах ст. № 6, 7.

Котлы эксплуатируются с повышенным избытком воздуха (на 60-80 % выше расчетного). Снижение избытка воздуха или перераспределение его между горелками и шлицами вторичного дутья приводит к резкому снижению температуры перегретого пара.

Из-за повышенного расхода дымовых газов (вынужденно увеличенные избытки воздуха), заноса поверхностей нагрева, недостаточной газоплотностью газоходов, котлы работают с повышенным сопротивлением газового тракта (на 100-150 кгс/м² выше расчетного), что, в свою очередь приводит к увеличению присосов воздуха в газовый тракт (присосы воздуха в конвективную шахту составляют 40-55 % - расчетные присосы воздуха - 18 %).

Температура уходящих газов (при нагрузке 180 т/ч) на 15-20 °С выше расчетной, что вызвано повышенным избытком воздуха, заносом поверхностей нагрева и высоким подогревом воздуха в калориферах (до 120-130 °С)

2.5 Экологические характеристики котлов БКЗ-160-100

Котлы БКЗ-160-100 были спроектированы в 50-е годы и, в настоящее время, не соответствуют современным требованиям ГОСТов [6,7]. Согласно изменению 1 от 30.10.90 г. к ГОСТу 28269-89 [7] для котлов разработанных до 01.07.90 г. с номинальной паропроизводительностью 160 т/ч наибольшими допустимыми значениями выбросов оксидов азота за котлами являются значения (приведенные к = 1,4):

при сжигании газа - 255 мг/м³;

при сжигании мазута - 290 мг/м³.

Однако, в настоящее время органы охраны природы ужесточают требования к выбросам ТЭС и начинают применять ГОСТ Р 50831-95 [6], по которым нормативы удельных выбросов NO_x для котлов вводимых на ТЭС до 31.12.2000г. составляют для котлов БКЗ-160:

при сжигании газа - 125 мг/м³;

при сжигании мазута - 250 мг/м³. Выбросы NO_x при сжигании природного газа.

Существующая организация топочного процесса на котлах БКЗ-160-100 Тамбовской ТЭЦ, при котором все горелки сосредоточены в одном сечении и факел локализован в очень маленькой зоне, несмотря на относительно низкие теплонапряжения объема, по сравнению с газомазутными котлами, приводит к образованию высоких значений концентраций NO_x.

При нагрузках котла близких к номинальной концентрация при сжигании газа и без применения внутритопочных средств подавления монооксида азота, составляет 250-280 мг/м³ (приведенная к =1,4). С целью подавления выбросов NO_x, к настоящему времени на всех котлах БКЗ-160-100 внедрены схемы двухступенчатого сжигания топлива по проекту выполненным Тульским отделением ЦКБ энергоремонта, а котел ст. № 6 дополнительно к этому оснащен схемой рециркуляции дымовых газов (см. п.2.1).

Испытания показали эффективность обоих средств подавления NO_x b топке:

применение ступенчатого метода сжигания природного газа снижает концентрацию NO_x в дымовых газах почти в три раза с 250 до 85 мг/м³;

данные по эффективности работы схемы рециркуляции на подавление NO_x с 250 мг/м³ до 35 мг/м³ вызывают сомнения.

По данным результатов многочисленных внедрений схем рециркуляции, как правило, эффективность подавления NO_x не превышает 60 %.

Существующая конструкция топочно-горелочных устройств и пароперегревателя котла таковы, что применение технологических средств подавления NO_x в нем практически исключены. Они резко ухудшают надежность работы металла пароперегревателя из-за повышения общего уровня температур дымовых газов на выходе из топки. Например, по данным ОРГРЭСа [9], переход на двухступенчатое сжигание газа и одновременное включение схемы рециркуляции повышает температуру уходящих газов на 5-16 °С, что соответствует примерному повышению температур дымовых газов на выходе из топки па 50-160 °С и условной температуры перегрева пара на 28-91 °С.

Приведенные показатели сопоставления температур уходящих газов, дымовых газов на выходе из топки и условной температуры перегрева пара получены в результате испытаний котлов БКЗ-160-100 ГМ [5] и понятно не могут быть автоматически, без учета конструктивных изменений в поверхностях нагрева, работы тягодутьевых машин, перенесены на котлы БКЗ-160-100 Тамбовской ТЭЦ. Однако, реальная компенсация даже 30-50 °С условной температуры перегретого пара при практически полностью загруженных впрысках невозможна.

Выбросы NO_x при сжигании мазута. Как уже упоминалось выше, сжигание мазута на котле при поддержании допустимых температур перегрева пара возможно только при наличии высоких избытков воздуха. Поэтому, эксплуатация котла при отсутствии дополнительных средств подавления NO_x сопровождается повышенными выбросами оксидов азота равными 400-560 мг/м³ (при =1,4).

Включение схемы рециркуляции дымовых газов, смонтированной на котле ст. № 6, позволяет снизить выбросы NO_x и избыток воздуха на 20-30% (при сохранении расчетного перегрева пара).

Двухступенчатое сжигание мазута также приводит к снижению выбросов NO_x примерно на 20 %.Однако, следует учесть, что двухступенчатое сжигание мазута не является целесообразным. Реально организовать ступенчатое сжигание мазута без появления в дымовых газах недогоревших сажистых частиц затруднительно.

3. Тепловой расчёт топочной камеры

3.1 Определение размеров топочной камеры

Задача теплового расчета топочной камеры заключается в определении ее тепловосприятия, размеров необходимой лучевоспринимающей поверхности экранов и объема топки, обеспечивающих снижение температуры продуктов сгорания до заданного значения.

Для выполнения расчета топки составляется ее предварительный эскиз, который может быть принят близким к эскизу топочной камеры типового котла. Объем топочной камеры (ТГТУ.140106.007 ВО) [15], ограничивается осевой плоскостью экранных труб стен и потолка, поверхностью, проходящей через первый ряд труб фестона или ширм, горизонтальной плоскостью, определяющей половину высоты холодной воронки, или плоскостью пода топки.

Сечение топки по осям труб экранов f_т, м², определяется на основании полного тепловыделения при сгорании топлива BQ_h^p и теплового напряжения сечения топки q_f^p:

f_т= BQ_h^p/ q_f^p.(3.1)

где В - расчётный расход топлива, кг/час;

Q_н^р - теплотворная способность, кДж/кг;

q_f^p -тепловое напряжение, МВт/м².

Расчетное тепловое напряжение q_f^p зависит от вида топлива, метода его сжигания и тепловой мощности топочной камеры. Предельные теплонапряжения в сечении топки q_f приведены в табл. 4.1 [15]. Тогда

q_f^p =(0,7 0,9)9,3=7,44 МВт/м².

Чем выше q_f тем меньше сечение топки в плане, но больше высота.

f_т=8267-14500/7,44=1611176 м².

Глубина топочной камеры b при жидком шлакоудалении, сжигании газа и мазута, а также при одноярусном расположении горелок в случае твердого шлакоудаления принимается равной 5-7 диаметрам выходной части амбразуры горелок D_a (меньшие значения при сжигании газа и мазута). Определив общее сечение топки и глубину её, получаем рекомендуемую ширину топки в свету, м

a = f_т/b. (3.2)

Тогда

а=1611176/850=18955 м.

Ширина топочной камеры а, м, увеличивается с ростом паропроизводи-тельности.

Нижняя часть топки выполняется в виде холодной воронки в виде слабонаклонного футерованного пода при жидком шлакоудалении.

При жидком шлакоудалении фронтовой и задний экраны топки в ее нижней части имеют угол сгиба около 90 ° и соединяются друг с другом в центре топки, образуя слабонаклонный двускатный под топки (угол наклона от горизонтали для стекания шлака около 10 °).

Вертикальные экраны нижней части топки и подовый экран, футеруются для создания высокой температуры на поверхности. По ширине топки в центре пода выполняются одна - две летки прямоугольного или круглого сечения для удаления жидкого шлака размером 500-500 или 800-800 мм². При сжигании мазута и природного газа нижняя часть топки также выполняется в виде горизонтального (слабонаклонного) пода без лёток.

Высота газового окна у задней стенки топки (за ширмами) при П-образной компоновке принимается равной или несколько меньше глубины топки h'_г.о.b, а при Т-образной (0,6-0,7)b.

Высота вертикальных ширм с учетом наклона нижней плоскости горизонтального газохода в 40-45 ° и при наличии аэродинамического выступа («носа») на задней стенке топочной камеры принимается

h_ш=(1,1-1,2) h_г.о. h_ш=1,2850=1020м.

В топочных камерах без выступа ширмы могут быть опущены более глубоко в топку, однако высота их составляет не более 0,3 - 0,35 полной высоты топочной камеры.

При глубине топочной камеры b однорядные ширмы могут быть выдвинуты внутрь топочной камеры примерно на (0,20-0,3)b. Объем топочной камеры при выбранном ее сечении определяет высоту топки. Он зависит от паропроизводительности и допустим теплового напряжения топочного объема q_v=290 для мазута и 350 для газа кВт/м³. По этому прежде всего следует установить минимальный допустим объем топки из условия экономичного сгорания топлива

V_т^мин=BpQ_H^p/q_v. (3.3)

Для газа:

V_т^мин =145008267/350=342490 м³.

Для мазута:

V_т^мин =127009140/290=400268 м³.

Расчетный объем топочной камеры всегда больше минимального и зависит от выбранной температуры газов на выходе из топочной камеры "_т. Снижение "_т достигается увеличением поверхности стен и объема топочной камеры. Расчетный объем топки предварительно может быть определен по следующей формуле:

V_т^р = (3- "_т /700) V_т^мин, (3.4)

где "_т -температура газов на выходе из топки, °С;

V_т^мин - минимально допустимый объём топки, м³.

Для газа:

Для мазута:

Расчётное тепловое напряжение топочного объёма, кВт/м³, на основе полученных данных составляет

q_v^p=BQ_H^p/V_т^p (3.5)

Для газа:

q_v^p =145008267/440344=272 кВт/м³,

для мазута:

q_v^p =127009140/514630=225 кВт/м³.

Для дальнейших расчетов удобно топочную камеру по высоте разделить на три зоны: холодную воронку, призматическую часть -- от начала холодной воронки (или горизонтального пода) выступающих ширм и верхнюю часть, равную высоте выступающих ширм имеющую уменьшенное поперечное сечение.

В топках с горизонтальным слабонаклонным подом и без выступающих ширм весь объем топки представляет собой призматическую часть.

Объем верхней половины холодной воронки определяется по рисунку как произведение площади трапеции на ширину топки:

V_х.в = (3.6)

где h_х.в.-- полная высота холодной воронки, м.

При наклоне стен холодной воронки под углом от горизонтали

h_х.в.=0,5-(b-b')tg б.

h_х.в.=0,5(850 - 980) tg 10=0,176 % V_х.в = = 147204 м²

Затем определяется объем верхней части топочной камеры

V_в.ч = аb''h_ш , (3.7)

где b"- глубина верхней части топки за вычетом выступающих ширм, м

V_в.ч.=189559801020=189 м²

Объем призматической части топки определяется из разности

V_пр.=V_т^p V_x.в. V_в.ч. (3.8)

V_пр. =4445237 - 147204 - 952=429 м³.

Высота призматической части топки определяется по её объёму и

поперечному сечению:

h_пр=V_пр/f_т. (3.9)

Тогда:

h_пр =429/131=2,6 м.

Тогда расчётная высота топочной камеры составит:

H_т^p =0,5h_х.в.+ h_пр + h_ш. (3.10)

Тогда:

H_т^p =0,5147204+2,6+1020=7462 м.

Если известен расчётный объём топочной камеры, то полную поверхность стен её оценочно (без площади двухстенного экрана) можно определить по формуле:

F_cт^p=7( V_T^p)^2/3 (3.11)

Находим: F_cт^p=7(520348)^2/3=188 m³

Изменение высоты призматической части топки найдём по формуле:

h_np=F_ст/U, (3.12)

где U - периметр призматической части топки,

U=2a+2b=218955+2850=39610

F_ст находится из разности

F_ст=F_ст-F_ст^p=570,l-188=328,1 м.

Тогда:

h_пр=328,1/39610=8 м.

Тогда окончательная высота топочной камеры:

H_т=h_т^p+h_пр, (3.13)

Отсюда находим:

h_т=7462+8=7470 м.

Действительный объём топочной камеры:

V_т ?V_х.в.+ab( h_пр+ h_пр)+ V_в.ч., (3.14)

Тогда:

V_т ? 147204+18955850(2,6+8)+189=762 m³.

3.2 Тепловой расчёт

Тепловой расчёт при производительности 180 т/ч. Топливо - природный газ, _т=1,15.

Параметры:

Паропроизводительность котла D=180 т/ч;

Давление пара на выходе из пароперегревателя (за главной парозапорной задвижкой) Р_р.р.=10 кПа;

Давление в барабане котла Р_к=11,2 кПа;

Температура перегретого пара t_п.п. =540 °С;

Температура питательной воды t_п.в.=205 °C;

Топливо:

Топливо -- природный газ;

Способ сжигания - камерный;

Теплотворная способность Q=8267 ккал/нм³;

УглекислотаСО₂=0,4 %;

МетанСН₄=94,41 %;

ЭтанС₂Н₆=2,87 %;

ПропанС₃Н₈=0,96 %;

БутанС₄Н₁₀=0,48 %;

ВодородН₂=0,88 %.

3.2.1 Уравнения теплового баланса и потери тепла

Уравнение теплового баланса на 1 м газообразного топлива имеет вид:

Q= Q+Q+Q+Q+Q+Q

или в % от располагаемой теплоты топлива

q+q+q+q+q+q=100%

где q=()100 , q= и т.д.

где Q- располагаемая теплота топлива;

Q(q) - теплота, полезно используемая в котлоагрегате на получение горячей воды,

Q(q) - потери теплоты с уходящими газами ,

Q(q) - потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива ,

Q(q) - потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива

Q(q) - потери теплоты в окружающую среду ,

Q(q) - потери теплоты с физической теплотой шлака.

Топливо - природный газ (принимаем Саратовского месторождения), поэтому потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива и потери теплоты с физической теплотой шлака отсутствуют, тогда

Q= Q+Q+Q+Q или

q+q+q+q=100%, по принимаем q= 5% q= 1,5%

Определяем располагаемую теплоту (кДж/м) на 1 м газообразного топлива по формуле:

Q= Q+Q_тл+Q_в.вн ,

где Q- низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, (кДж/м)

Q_тл- физическая теплота топлива, (кДж/м)

Q_в.вн- теплота, вносимая в топку с воздухом, (кДж/м)

Имеем: Q_тл=0 , Q_в.вн=0 , тогда Q= Q

Рассчитываем Q по формуле:

Q=358 СН + 638 СН + 913 СН + 1187 СН + 1469 СН (1)

Q = 35895,1+6382,3+9130,7+11870,4+14690,8=37796 кДж/м

Принимаем в первом приближении =0,93

V - теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания газа, м

V=0,0478 [0,5 CO + 0,5H + 1,5 HS + 2 СН + ?( m + n/4 ) CH- О] = = 0,0478( 295,1+3,52,3+50,7+6,50,4+80.8 ) = 10,07 м/м (2)

Технические расчеты процесса горения, определение температуры сгорания, температуры уходящих газов, коэффициента избытка воздуха.

Полный объем продуктов сгорания :

V_г=V_сг + V , при этом V_сг= V + V,

V= V+ V - объем трехатомных газов.

V - объем двухатомных газов.

Теоретический объем двухатомных газов

V= 0.79 V ⁰ + м (3)

Объем трехатомных газов

V= 0,01 [CO₂ + CO + H₂S + ?mСmНn] = =0,01 =1,076 м

Объем сухих газов

V = V+ V = 1,076 + 7,96 = 9,04 м

Теоретический объем водяных паров

V =0,01[H₂S + H₂ + ?(n/2)CmmH+0,124d_t] +0,0161V, (4)

где d-влагосодержание газообразного топлива

V= + 0,016110,07 = 2,23 м

Задаемся б_t=1,1 ( коэффициент избытка воздуха)

Действительные объемы сухих газов и водяных паров

V_сг = V + (б_t -1 )V ⁰= 9,04 + ( 1,1 - 1) 10,07 = 10,05 м

V = V + 0.0161 (б_t -1 ) V ⁰= 2,23 + 0.0161(1,1- 1 ) 10,07 = 2,25 м

Полный объем продуктов сгорания:

V_г = V_сг +V=10,05+2,25=12,3 м

Определяем содержание в % N, O, RO в сухих газах при полном сгорании

N= 100- RO- O (5)

O=21- в RO- RO (6)

RO=,

где в - характеристика топлива

Решаем систему уравнений

N= 100- RO- O

O=21- в RO- RO

N= 100- RO-21- в RO- RO

в = 0,21

N=79+ в RO

в =

Приравнивая уравнения, получаем равенство

= 0,21

N=

RO=

N=

O=100-10,7-87,13=2,17%

Рассчитаем коэффициент избытка воздуха б_t

б_t = (7)

б_t , что очень близко к предварительно принятому значению б_t.

В дальнейших расчетах принимаем б_t =1,1

Действительный объем воздуха

V= б_t V

V= 1,110,07=11,08 м

Для определения теоретической температуры горения топлива , необходимо построение Н-t диаграммы

Энтальпию продуктов сгорания на 1 м газа определяем при температурах 500 и 1000

Н= Н+( б_t -1) Н (8)

Н = V(c + V(c + V(c

Н = V ⁰ (с

Н- энтальпию продуктов сгорания при б_t =1,1 , кДж/м

Н- энтальпию воздуха при б_t =1,1 , кДж/м , следовательно

Н_г = V(c + V(c + V(c + ( б_t -1) V ⁰ (с

где (c, (c, (c- энтальпия углекислоты, азота и водяных паров соответственно, кДж/м;

V - теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания газа, м;

(с- энтальпия воздуха , кДж/м.

При температуре 1000

Н_г = 1,0762202+7,461994+2,231725+(1,1-1) 10,071436 =22531 кДж/м

При температуре 500

Н_г = 1,076996+7,46664+2,23794+(1,1-1) 10,07684 =8484 кДж/м

По рассчитанным значениям строим Н-t диаграмму



Рассчитываем полезное тепловыделение в топке , кДж/м

Q=Q, (9)

где Q- располагаемая теплота топлива , кДж/м

- теплота, вносимая в топку с поступающим горячим или холодным воздухом

Имеем, q=0 , q=0 , =0 , тогда формула упрощается

Q=Q

Q=37796 кДж/м

С помощью Н-t диаграммы по полезному тепловыделению в топке, определим теоретическую температуру горения : t = 1990

Если не учитывать тепловых потерь, то количество тепла, отданного дымовыми газами будет равно количеству тепла , воспринятого водой в конвективных поверхностях теплообмена:

Q=Q

Q=

H- энтальпия газов на выходе из лучевоспринимающей поверхности;

?б- коэффициент избытка воздуха , за вычетом воздуха, вносимого в топку;

Из формулы выражаем неизвестную величину

H= Н+?б

H=22531 + 0,0510,0738 - = 515 кДж/м

Потери теплоты с уходящими газами в процентном соотношении - это отношение энтальпии дымовых газов на выходе и низшей теплотой сгорания топлива:

q=

q=

Коэффициент полезного действия котлоагрегата равен:

з_к.а

з_к.а = 100 - 1,4 - 1,5 - 5 = 92,1% ( было принято - 93% )

Ошибка менее 1%

3.2.2 Характеристики топочных устройств

Для слоевых топок основными тепловыми характеристиками являются тепловое напряжение площади колосниковой решетки (зеркала горения), тепловое напряжение топочного объема и кпд топки, для камерных топок -- тепловое напряжение топочного объема и кпд топки.

Тепловое напряжение (кВт/м²) площади колосниковой решетки

Q/R=BQ/R, (3.15)

где B - натуральный расход топлива, кг/с;

Q- низшая теплота сгорания, кДж/кг;

R - площадь колосниковой решетки, м².

Тогда

Q/R=0,2240529/6656=1339 кВт/м².

Тепловое напряжение (кВт/м³) топочного объема

Q/V_т=B Q/V_т, (3.16)

где V_т - объем топочного пространства, м³

Q/V_т=0,2240529/462=19,3 кВт/м³.

3.2.3 Расчёт теплообмена

Теплота, переданная лучевоспринимающим поверхностям топки. Количество теплоты (кДж/кг, кДж/м³), переданной лучевоспринимающим поверхностям топки, определяется по формуле

Q_л=(Q_т I_т), (3.17)

где Q_т, - полезное тепловыделение в топке, кДж/кг (кДж/м³);

I_т - энтальпия продуктов сгорания при температуре _т на выходе из топки, кДж/кг (кДж/м³);

- коэффициент сохранения теплоты.

Q_л = 0,994(42074 - 17500)=24426 кДж/м³.

Полезное тепловыделение в топке (кДж/кг, кДж/м³) при сгорании 1 кг твердого, жидкого или 1 м³ газообразного топлива

Q_t = Q + Q'_в + Q_в.вн (3.18)

где Q - распологаемая теплота топлива, кДж/кг;

Q'_в - теплота, вносимая в топку с поступающим холодным или горячим воздухом, кДж/кг;

Q_в.вн - теплота, вносимая в топку воздухом, подогретым вне котлоагрегата, кДж/кг;

q₃ - потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, %;

q₄ - потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %;

q₆ - потери теплоты с физической теплотой шлака, %.

Теплота, вносимая в топку с поступающим холодным или горячим воздухом

Q'_в = (_{т т})V ⁰(c)_г.в+ _тV ⁰(c)_х.в, (3.19)

где _т - коэффициент избытка воздуха в топке;

_т - присос воздуха в топке;

V ⁰- теоретически необходимый объем воздуха, м³/кг;

(c)_г.в и (c)_х.в - энтальпии горячего и холодного воздуха, кДж/кг. Тогда по формуле (3,24)

Q'_в = (l,15-0,05)5,17 396+ 0,055,1740=2262,3 кДж/кг.

Теплота, вносимая в топку воздухом, подогретым вне котлоагрегата,

Q_в.вн - находится по формуле

Q_в.вн = _т V ⁰ с'_р.в t_в (3.20)

где _т - коэффициент избытка воздуха в топке;

V ⁰ - теоретический объём воздуха, необходимый для сгорания 1 кг топлива, м³/кг;

с'_р.в - средняя объёмная теплоёмкость воздуха при постоянном давлении, кДж/(м³К); при температуре воздуха до 300 °С с'_р.в = 1,33 кДж/(м³К);

- разность температур подогретого и холодного воздуха, °С.

По формуле (3.26) находим

Q_в.вн =1,155,171,33140=1107 кДж/кг.

Коэффициент сохранения теплоты

ц = 1q₅/100,(3.21)

где q₅- потери теплоты в окружающую среду, %.

Находим по формуле (3.21)

ц =1 0,6/100=0,994%.

Рассчитав все известные величины в формуле (3.24) найдем

Q_т = 40529 + 2262,3 + 1107 = 42074 кДж/кг

Теоретическая температура горения топлива в топке (_т) представляет собой температуру, до которой нагрелись бы продукты сгорания, если бы на их нагрев пошла вся теплота, введенная в топку, за вычетом потерь теплоты от химической неполноты сгорания топлива и физической теплоты шлака. Зная полезное тепловыделение Q_T в топке, теоретическую температуру горения (°С) определяют по формуле

_{т =} Q_т /[ V с'+ V с'+ V с'+ (б_т - 1) V с'], (3.22)

где V, V, V - теоретические объемы продуктов сгорания топлива, м³/кг;

с', с', с', с' - средние объемы теплоемкости углекислоты, азота, водяных паров и воздуха, кДж/( м³К).

В формуле (3.28) неизвестны значения _т , с', с', с', с'.

Поэтому _т определяют с помощью I - диаграммы для продуктов сгорания: находят температуру _т, при которой энтальпия продуктов сгорания I_т будет равна полезному тепловыделению Q_T.

Температура газов на выходе из топки принимается Т =1170 °С.

Лучевоспринимающая поверхность (м²) нагрева топки

, (3.23)

где Т_т - абсолютная температура газов на выходе из топки, К.

Тогда

=

=17044 кДж/м³

3.3 Расчёт температуры металла стенок труб пароперегревателя

Пароперегреватели предназначены для получения перегретого пара из сухого насыщенного. Это наиболее ответственный элемент котельного агрегата, так как подвержен высоким температурам рабочего агента. Из соображений надежности работы, трубы пароперегревателя часто делают из специальных легированных сталей.

Конструкция состоит из ряда параллельно включенных стальных петлеобразных труб, выполненных в виде змеевиков и объединенных коллекторами - паросборниками. Они устанавливаются в первом газоходе котла, за топкой, после одного-двух рядов кипятильных труб, а иногда часть змеевиков размещают в топочной камере.

В первом случае перегреватель будет конвективным, во втором - радиационным. Так как перегреватель стараются расположить в зоне более высоких температур, то необходимо обеспечить его надежную работу при всех режимах работы правильным выбором скорости движения пара, распределением его по змеевикам, подбором и изготовлением труб из металла, обладающего надлежащими свойствами.

Скорость пара в змеевиках составляет 10-12 м/с, а в коллекторе - в два раза меньше.

Для расчётов используем топливо - сернистый мазут паропроизводитель-ностью 180 т/ч. Расчёт выполняется на основании теплового расчёта. Расчётная схема пароперегревателя представлена в (приложении А).

Рассчитываем точку "А":

Диаметр и толщина стенки труб определяются по чертежу ds = 384. Параметры пара в рассчитываемой точке:

Теплосодержание i = 3042,3 кДж/кг;

Давление р = 10,9 кПа;

Температура t=388 °С.

Теплосодержание пара на выходе из коллектора, включенного перед рядом труб, для которого рассчитывается температура стенки i=2707,5 кДж/кг. Из теплового расчёта.

Коэффициент неравномерности тепловое приятия по ширме К_ш = 1,4 [9] Максимальные параметры пара в рассчитываемой точке:

Теплосодержание

i_макс = i + (К_ш l)(i i) = 3042,3 + (1,4 1)(3042,3 2707,5) =3176,2 кДж/кг.