Главная / Образцы дипломных работ

Использование вторичных энергоресурсов (ВЭР)

Внимание: Акция! Курсовая работа, Реферат или Отчет по практике за 10 рублей!
Только в текущем месяце у Вас есть шанс получить курсовую работу, реферат или отчет по практике за 10 рублей по вашим требованиям и методичке!
Все, что необходимо - это закрепить заявку (внести аванс) за консультацию по написанию предстоящей дипломной работе, ВКР или магистерской диссертации.
Нет ничего страшного, если дипломная работа, магистерская диссертация или диплом ВКР будет защищаться не в этом году.
Вы можете оформить заявку в рамках акции уже сегодня и как только получите задание на дипломную работу, сообщить нам об этом. Оплаченная сумма будет заморожена на необходимый вам период.
В бланке заказа в поле "Дополнительная информация" следует указать "Курсовая, реферат или отчет за 10 рублей"
Не упустите шанс сэкономить несколько тысяч рублей!
Подробности у специалистов нашей компании.

Код работы:	W011879
Тема:	Использование вторичных энергоресурсов (ВЭР)

Содержание

Введение 4

1. ИССЛЕДОВАНИЕ ТРАДИЦИОННЫХ МЕТОДОВ УТИЛИЗАЦИИ ДОМЕННОГО ГАЗА 5

1.1 Технология производства и схема работы доменной печи. 5

1.2 Общая характеристика парогазовых установок 7

1.3 Способы утилизации доменного газа в схеме с ПГУ 8

1.4 Цикл ПГУ на T,S диаграмме 12

1.5 Вывод 13

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭНЕРГЕЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБА УТИЛИЗАЦИИ ДОМЕННОГО ГАЗА В
СХЕМЕ С ПГУ 14

2.1. Предлагаемая новая схема ПГУ с паровым энергетическим котлом 14

2.3 Расчет теплового баланса котельного агрегата 22

2.4 Расчет топки котельного агрегата 23

2.5 Расчет пароперегревателя котельного агрегата 24

2.6 Расчет экономайзера котельного агрегата 26

2.7 Определение технических характеристик ГТУ. 28

Список использованных источник: 29

Введение

Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов – важнейшая металлургического производства, значимость, которой все возрастает. Вопросам улучшения топливо - и энергоиспользования, более полного вовлечения в производство вторичных энергоресурсов, широкого внедрения энергосберегающей технологии уделяется огромное значение. Использование вторичных энергоресурсов (ВЭР) имеет важное значение для надежного обеспечения растущих потребностей металлургического производства в топливе и энергии, повышения эффективности производства.

Значительная экономия топливно-энергетических ресурсов может быть достигнута при более широком вовлечении в топливно-энергетический баланс страны вторичных энергоресурсов, имеющихся практически во всех отраслях промышленности, где применяются тепло-технологические процессы. Коэффициент полезного теплоиспользования для многих тепло-технологических процессов не превышает 15-35%.

Эти производственные тепловые отходы представляют собой мощный резерв ВЭР, использование которых может обеспечить большую экономию топлива. Если повысить коэффициент теплоиспользования в промышленности только на 1%, то это приведет к экономии более 24 млн. т условного топлива в год. При этом следует учесть, что капитальные затраты на добычу и транспортировку 1 т условного топлива в 2-3 раза превышает капитальные затраты для получения 1 тонны условного топлива, сэкономленного за счет использования ВЭР. Снижение энергетических затрат приводит также к повышению рентабельности промышленных предприятии, особенно энергоемких, где доля энергетических затрат в себестоимости продукции достигает значительных величин.

Использование ВЭР предусматривает не только экономию топлива, но и интенсификацию технологических процессов, защиту окружающей среды от загрязнений технологическими выбросами и вредными газами, а также повышение экономичности промышленного производства в целом.

Черная металлургия наиболее энергоемкое производство. Она потребляет большое количество первичных энергоресурсов: свыше 11% всего добываемого топлива, более 15% электроэнергии, расходуемой промышленностью. При этом в технологических и энергетических агрегатах генерируются значительное количество вторичных тепловых и

топливных энергоресурсов, утилизация которых повышает эффективность топливоиспользования и технологии производства.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ ТРАДИЦИОННЫХ МЕТОДОВ УТИЛИЗАЦИИ ДОМЕННОГО ГАЗА

1.1 Технология производства и схема работы доменной печи.

На сегодняшний день доменный процесс остается основной технологией экстрактивной металлургии железа [1]. Россия находится на третьем месте в мире по выпуску чугуна и выходу доменного газа. На рисунке 1 показаны оценочные объемы доменного газа, полученные авторами на основании известных данных по производству чугуна в разных странах [2, 3]. Особенность выработки чугуна в России в том, что он производится в основном на пяти комбинатах: ОАО «Новолипецкий металлургический комбинат» (НЛМК), ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (ММК), Череповецкий металлургический комбинат ОАО «Северсталь», ОАО «ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат» (ОЗСМК), ОАО «ЕВРАЗ Нижнетагильский металлургический комбинат» (НТМК). Объемы выхода доменного газа составляют: НМЛК, ММК, Северсталь – 8; ЗСМК – 6, НТМК – 5 млрд.м3 /год.

Рисунок 1- Оценка выхода доменного газа в различных странах

Оценка энергетического потенциала доменного газа приведена на рисунке2. Оценка выхода доменного газа осуществлена по объемам выплавки чугуна в доменных печах в 2013 г. [4]. Данные по объемам потребления природного газа в 2013 г. заимствованы из [5].

Рисунок 2- Выход (а) и энергетический потенциал (б) доменного газа в сравнение с природным газом.

Из рисунка 2 видно, что для развитых экономик энергетический потенциал доменного газа составляет значимую величину даже в сравнении с природным газом.

Доменный газ является сопутствующим продуктом выплавки чугуна и ферросплавов в доменных печах. Его состав формируется в результате сгорания кокса и топливных добавок в воздухе с различным содержанием кислорода в горне, восстановления железа и других элементов чугуна, разложения известняка и других процессов, протекающих в доменной печи. Используется как газообразное топливо в доменном цехе для нагрева насадок регенеративных воздухонагревателей, в других цехах металлургических предприятий и на коксохимических заводах.

Наиболее распространенным методом извлечения железа из руд является доменный процесс. Доменная печь — большая металлургическая, вертикально расположенная печь шахтного типа для выплавки чугуна и ферросплавов из железорудного сырья.

На большую часть высоты доменная печь заполняется газопроницаемыми перерабатываемыми материалами. При опускании рудных материалов внизу по высоте печи обеспечивается взаимодействие с поднимающимся на встречу газовым потоком.

Доменная печь, (рисунок 3) имеет стальной кожух, выложенный огнеупорным шамотным кирпичом. Рабочее пространство печи включает колошник 6, шахту 5, распар 4, заплечики 3, горн 1, лещадь 15. В верхней части колошника находится засыпной аппарат 8, через который в печь загружают шихту. Шихту подают в вагонетки 9 подъемника, которые передвигаются по мосту 12 к засыпному аппарату и, опрокидываясь, высыпают шихту в приемную воронку 7 распределителя шихты. При опускании малого конуса 10 шихта попадает

в чашу 11, а при опускании большого конуса 13 – в доменную печь, что предотвращает выход газов из доменной печи в атмосферу. 14 – фурменные устройства. 2 – фурмы. Чугун выпускают из печи каждые 3…4 часа через чугунную летку 16, а шлак – каждые 1…1,5 часа через шлаковую летку 17 (летка – отверстие в кладке, расположенное выше лещади). Летку

открывают бурильной машиной, затем закрывают огнеупорной массой. Сливают чугун и шлак в чугуновозные ковши и шлаковозные чаши.

Рисунок 3- Схема доменной печи

Побочным продуктом является доменный газ. Доменный газ содержит 28-30% CO, 11-

13 CO2, 0,5 CH4, 1,5-2% H2 ,56-58% N2 и имеет низшую теплоту сгорания 4000 КДж/м3 (955

ккал/м3). Средний выход доменного газа при выплавке 1т чугуна составляет колеблется от 1700 м3 до 2000 м3. Доменный газ после очистки имеет температуру порядка 35-400C, а его теплоемкость составляет 0,4КДж/м3[6].

1.2 Общая характеристика парогазовых установок

С началом экономических и политических реформ в России, в первую очередь необходимо произвести ряд принципиальных изменений в электроэнергетике страны. Новая

энергетическая политика должна решать ряд задач, в числе которых освоение современных высокоэффективных технологий производства электрической и тепловой энергией.

Одной из таких задач является повышение эффективности энергетических установок с целью экономии органического топлива и наращивания энергетических мощностей. Наиболее перспективными в этом отношении являются газотурбинные установки, с уходящими газами которых выбрасывается до 25% тепла [7].

Существуют несколько путей повышения КПД газотурбинных двигателей[6], в числе которых:

–повышение температуры газа перед турбиной для ГТУ простого термодинамического

цикла;

–применение регенерации тепла;

–использование тепла уходящих газов в бинарных циклах;

–создание ГТУ по сложной термодинамической схеме и т. д.

Наиболее перспективным направлением считается совместное использование ГТУ и ПТУ с целью повышения их экономических и экологических характеристик. Газотурбинные и созданные с их использованием комбинированные установки при технически достижимых в настоящее время параметрах обеспечивают существенное повышение эффективности производства тепловой и электроэнергии. По оценкам специалистов[8] экономичность комбинированного парогазового цикла возрастает при повышении начальной температуру газов перед ГТУ и увеличении доли газотурбинной мощности. Немаловажное значение имеет также то обстоятельство, что помимо выигрыша в экономичности такие системы требуют значительно меньших капитальных затрат, их удельная стоимость в 1,5-2 раза меньше, чем стоимость газо-мазутных паротурбинных блоков и ПГУ с минимальной газотурбинной мощностью [9].

1.3 Способы утилизации доменного газа в схеме с ПГУ

Существуют различные схемы ПГУ:

-ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГ); -ПГУ с котлом-утилизатором; -ПГУ с дожиганием;

- ПГУ с параллельной схемой.

Рассмотрим схему ПГУ с высоконапорным парогенератором, рисунок 4:

Рисунок 4- Принципиальная схема ПГУ с высоконапорным ПГ [10]

В такой ПГУ высоконапорный парогенератор (ВПГ) играет одновременно роль и энергетического котла ПТУ и камеры сгорания ГТУ. Для этого в нем поддерживается высокое давление, создаваемое компрессором ГТУ. Для повышения экономичности перед ВПГ устанавливается газовый подогреватель конденсата ГПК, уменьшающий температуру уходящих газов ГТУ.

Экономический эффект этой схемы ПГУ состоит в уменьшении объема выбрасываемых дымовых газов, так как для создания приемлемой температуры рабочего тела перед ГТ процесс горения топлива в этой схеме происходит не с большим избытком воздуха как в ГТУ, а с обычным коэффициентом расхода воздуха как в ПГ. Снижение температуры дымовых газов происходит за счет отдачи этими газами энергии воде, которая превращается

в пар. Если в схему поставлен ГПК, в котором выхлопными газами ГТ нагревается питательная вода, поступающая в ВПГ, то только это мероприятие объединяет циклы ПТУ и ГТУ.

Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора. Из-за высокой стоимости и низкой надежности работы ВПГ сделала эту установку практически неиспользуемой в энергетике.

Рассмотрим ниже схему ПГУ с котлом-утилизатором, рисунок 5:

Рисунок 5- Принципиальная схема ПГУ с парогенератором утилизационного типа [11] Где 1 - воздух из атмосферы; 2 - топливо; 3 - отработавшие в турбине газы; 4 - уходящие

газы; 5 - свежий пар; 6 - питательная вода.

На рисунке 5 представлена схема простейшей установки со сбросом еще горячих газов (продуктов сгорания) 3, поступающих из газовой турбины (Т) в котел-утилизатор.

Как видно из рисунка 5, топливо 2 (газотурбинное, жидкое, газ) поступает в камеру сгорания, куда также с помощью компрессора (К) подается воздух. Компрессор размещен на одном валу с газовой турбиной и электрическим генератором; компрессор и генератор приводятся в действие газовой турбиной.

В котле-утилизаторе за счет тепла продуктов сгорания 3 вода 6 превращается в пар 5, поступающий в паровую турбину (ПТ), на одном валу с которой находится второй электрический генератор. Такого рода парогазовая установка позволяет использовать (утилизировать) тепло отработавших в газовой турбине продуктов сгорания 3. Охладившиеся

в котле-утилизаторе продукты сгорания 4 выбрасываются наружу. Отработавший в паровой турбине пар поступает, как обычно, в конденсатор, в котором отдает тепло охлаждающей воде,

превращается в конденсат и затем с помощью питательного насоса 6 снова поступает в котел-утилизатор.

Рассмотрим принцип действия ПГУ с дожиганием[12], схема которой изображена на рисунке 6. По конструктивному исполнению ПГУ с дожиганием очень похожа на утилизационную ПГУ. Разница состоит в том, что на входе в КУ устанавливается дожигающее устройство в виде определенного числа газовых горелок, к которым подается природный газ.

Поскольку в выхлопных газах ГТУ коэффициент избытка воздуха равен не менее 2,5-3,0, то происходит сгорание этого топлива, т. е. на входе в КУ подводится дополнительная тепловая мощность Qдож.. В результате смешения продуктов сгорания дополнительного

топлива и основного потока газов, поступающих из ГТУ, образуется смесь с увеличенной 10

температурой. Это изобарический подвод dd' тепловой энергии Qдож. К продуктам сгорания. После подвода энергии Qдож. Газы омывают поверхности теплообмена КУ, отдавая свою тепловую энергию рабочему телу. Процесс генерации пара в КУ протекает точно так же, как в КУ утилизационной ПГУ.

Подвод дополнительной тепловой энергии в КУ ведет к увеличению параметров и расхода рабочего тела, используемого в ПТУ. Поэтому он всегда обеспечивает рост Nэ ПСУ и ПГУ в целом.

Рисунок 6 – Принципиальная схема ПГУ с дожиганием

Однако в ряде случаев дожигание может оказаться технически необходимым. Например, если для утилизационной ПГУ используется ГТУ с низкой температурой уходящих газов (Td).

А также рассмотрим ПГУ с параллельной схемой. ПГУ с параллельной схемой представляет собой комбинацию традиционной ПСУ и утилизационной ПГУ. В традиционной ПСУ может использоваться любое топливо, в том числе твердое. Другое очевидное преимущество ПГУ с параллельной схемой состоит в исключении необходимости в отдельной ПТ, подключенной к КУ.

Из конденсатора паровой турбины конденсат с помощью двух питательных насосов (рисунок 7) с различным напором направляется в разные котлы. Основная часть через ПНД и ПВД направляется в энергетический котел (ЭК) с промежуточным перегревом пара, расширяется в ПТ, вырабатывая мощность, и затем конденсируется в конденсаторе. Другая часть конденсата направляется в КУ, превращается в перегретый пар, который поступает в паропровод горячего промежуточного перегрева и затем в ЦСД паровой турбины.

Работа КУ обеспечивается тепловой энергией выхлопных газов ГТУ. ГТУ совместно с КУ и ПТ, включающей в себя ЦСД и ЦНД – это утилизационная ПГУ, а ЭК совместно с тремя

цилиндрами ПТ и системой регенерации – традиционный ПС энергоблок с промежуточным перегревом пара.

Из этого следует, что увеличение экономичности при параллельной схеме будет только при условии, что ?эУТ > ?эПСУ.

Перспективным является использование параллельной схемы для модернизации устаревших ТЭЦ, выполненных по неблочной схеме. В этом случае пар, производимый КУ, можно направить в главный паровой коллектор ТЭЦ и при этом сокращать генерацию пара энергетическими котлами. Кроме того, для повышения экономичности ПГУ с параллельной схемой необходимо увеличивать ?.

Рисунок 7- Схема ПГУ с параллельной схемой работы [11]

1.3 Цикл ПГУ на T,S диаграмме

Представим цикл ПГУ в T,S-координатах.

Рисунок 8- Цикл ПГУ в T-S диаграмме [11]

На рисунке 8 наложены циклы ПТУ и ГТУ, где рабочими телами являются соответственно водяной пар и продукты сгорания топлива 1-2-3-4-1 – газовый цикл, а 5-6-7-8-9-10-5 – паровой.

В ПГУ, работающей по данному циклу, повышение КПД достигается только за счет надстройки парового цикла газовым. Передача теплоты отработавших газов ГТУ паровому циклу осуществляется путем подогрева питательной воды, направляемой в парогенератор.

Расход уходящих газов у этой ПГУ практически равен суммарному расходу уходящих газов ГТУ и ПТУ до их объединения, но температура уходящих газов ПГУ значительно ниже чем у отдельной ГТУ и примерно равна температуре уходящих газов парогенератора, что и является источником экономии топлива.

1.5 Вывод

Анализ энергохозяйства доменного производства энергосбережения показывает, что отходящий доменный физического и химического тепла. В настоящее время эффективно….

и его место в системе газ имеет большой запас

оно используется не очень

Необходимо выбрать газовую утилизационную бескомпрессорную турбину, выбрать и произвести расчет парового энергетического котла, а также выбрать газотурбинную установку с нужным расходом уходящих газов ГТУ.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭНЕРГЕЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБА УТИЛИЗАЦИИ ДОМЕННОГО ГАЗА В СХЕМЕ С ПГУ

2.1. Предлагаемая новая схема ПГУ с паровым энергетическим котлом

Схема парогазовой установки с паровым энергетическим котлом (рисунок 9) работает следующим образом: воздух через фильтры и воздухоочистительные устройства поступают в осевой компрессор для адиабатного сжатия. Воздух высокого давления (является окислителем

в процессе горения) поступает в камеру сгорания вместе с природным газом. В камере сгорания внутренняя энергия топлива при сжигании преобразуется в потенциальную энергию рабочего тела. При сжигании образуются газообразные продукты сгорания высокой температуры, которые направляются в газовую турбину. Продукты сгорания поступают в сопла турбины и тепловая энергия преобразуется в кинетическую энергию потока газа,

которые приводят в движение вал, диск и рабочие лопатки турбины (ротор). В свою очередь ротор связан с электрическим генератором и вырабатывается электрическая энергия. Выходящие газы из газотурбинной установки направляются в горелки парового энергетического котла, где они используются в качестве окислителя. Это позволяет отказаться от воздухоподогревателя котла. Помимо отходящих газов в котел подается доменный газ. В результате образовавшийся пар высокий параметров поступает на паротурбинную установку,

а дымовые газы выбрасываются в атмосферу. Механическая энергия вырабатываемая в турбине привод в движение электрический генератор. Отработавший пар в турбине поступает в конденсатор, где охлаждается и конденсируется. Конденсат, питательным насосом подается в котел.

Следовательно, из вышеперечисленного можно прийти к выводу, что утилизация доменного газа в парогазовой установке с паровым энергетическим котлом работоспособна.

Рисунок 9- Схема парогазовой установки с паровым энергетическим котлом.

2.2 Выбор Газовой утилизационной бескомпрессорной турбины

Для выбора парового энергетического котла необходимо знать подаваемый расход топлива. Для пропуска 500000 м3 доменного газа выбираем газовую утилизационную турбину из каталога[13], ГУБТ- 6М.

Основные технические параметры ГУБТ-6М.

- мощность на муфте вала турбины, МВт – 6;

- внутренний относительный КПД турбины, % - 84;

- расход доменного газа через турбину, м3/ч – 270000;

- температура доменного газа перед турбиной, 0С – 40; -частота вращения турбины, об/мин – 3000;

- габаритные размеры, м – 6,4х2,1х2,8.

Для пропуска такого количества доменного газа, необходимо взять две газовые утилизационные турбины, с расходом в общей сложности 540000 м3. После газовой утилизационной бескомпрессорной турбины 200000 м3 отдается на собственные нужды производства, а оставшиеся 300000 м3 подаются в паровой энергетический котел.

2.2 Тепловой расчет энергетического котла ТП-170

Тепловой расчет энергетического котла ТП-170 производим по методике, изложенной
в [14].

Необходимо произвести поверочный тепловой расчет парового котла ТП-200, эксплуатирующего в условиях подачи в качестве топлива смесь природного, доменного и уходящий газов ГТУ.

Котел эксплуатируется в условиях ЦЭС ОАО «ММК». Основные технические характеристики котла ТП-170 приведены в таблице 1.

Предлагается использовать в качестве топлива конвертерный газ в смеси с доменным и природным. Котел оборудован 4-мя горелочными блоками типа МПВСр, которые компонуются на боковых стенах встречно по две в ряд.

Состав топлива запишем в таблицу 1.

Таблица 1

Составы подаваемых газов в котел.

Доменный газ
Природный газ
Уходящие газы

Наименование компонентов

ГТУ

(доля а=0,3)
(доля b=0,1)

(для с=0,6)

N2, %
58,7
8,87

81,5
СО, %
33,6
-

Продолжение таблицы 1

СО2, %
5,6
0,1

1,5
Н2, %
1,5
-

-
O2,%
-
-

16
СН4, %
0,6
88,31

-
С2Н6, %
-
2,29

-
С3Н8, %
-
0,28

-
С4Н10, %
-
0,24

-
Влажность, г/м3
25
15

Количество присасываемого воздуха выбирается в соответствии с [14]; значение

коэффициента избытка воздуха в топке ?Т = 1,2, а все остальные соответственно определяются

равными:

Газоход перегревателя: ?П =?Т + 0,05=1,2+0,05=1,25

Газоход экономайзера: ? Э = ?П + 0,03=1,28

Пересчет состава газа с сухого на влажный производится по формуле:

N
В
? N
С
? K
В ,

где
N
В
- содержание компонента во влажном газе, %;

N iС - содержание компонента в сухом газе, %; КВ - коэффициент пересчета.

Коэффициент пересчета (КВ) состава газа с сухого на влажный (рабочий состав)

? 100 ? 0,1244 ? d Г

K В100

( 1 )

( 2 )

1) Коэффициент пересчета доменного газа:

?
100 ? 0,1244 ? d
Д
?
100 ? 0,1244 ? 25
? 0,969

100

2) Коэффициент пересчета конвертерного газа:
=
100 ? 0,1244 ? ух
=
100 ? 0,1244 ? 85
= 0,894

ух
100

100

3) Коэффициент пересчета природного газа:

? 100 ? 0,1244 ? dп ? 100 ? 0,1244 ?15 ?
K К 0,981

100 100

4) Состав влажного доменного газа, %:

N2В=58,7·0,969= 56,88
16

СО В =33,6·0,969=32,57

СО2 В =5,6·0,969=5,42

Н2 В =1,5·0,969=1,45

СН4 В =0,6·0,969=0,58

Н2О=0,1244·dд=3,1

5) Состав влажного природного газа, %:

N2В=8,78·0,981= 8,62

СО2 В =0,1·0,981=0,098

СН4 В =88,31·0,981=86,66

С2Н6 В =2,29·0,981=2,25

С3Н8 В =0,28·0,981=0,272

С4Н10 В =0,24·0,981=0,24

Н2О=0,1244·dП=1,86

6) Состав влажных уходящих газов ГТУ, %: N2В=81,5·0,894 = 72,86

СО В =1·0,894 =0,894

СО2 В =1,5·0,894 =1,341

О2 В =16·0,894 =14,3

Н2О=0,1244·dух=0,1244·85=10,57

По доле газов в смеси, определяется состав смешанного газа:

X
СМ
? X
Д
? a ? X
П
? b ? X
К
?1 ? a ? b?
,
( 3 )

где ХД , XП и ХК – компоненты соответственно доменного, природного и конвертерного

газов.

7) Состав смеси газа, %:

2 = 2в.д. ? 0,3 + 2в.п. ? 0,1 + 2в.ух ? 0,6 = 56,88 ? 0,3 + 8,62 ? 0,1 + 72,86 ? 0,6 = 61,66 = в.д. ? 0,3 + в.ух. ? 0,6 = 32,57 ? 0,3 + 0,894 ? 0,6 = 10,31
2 = 2в.д. ? 0,3 + 2в.п. ? 0,1 + 2в.ух. ? 0,6 = 5,42 ? 0,3 + 0,098 ? 0,1 + 1,341 ? 0,6 = 2,44
2 = 2в.д. ? 0,3 = 1,45 ? 0,3 = 0,435
4 = 4в.д. ? 0,3 + 4в.п. ? 0,1 = 0,58 ? 0,3 + 86,66 ? 0,1 = 8,84
= в.п. ? 0,1 = 2,25 ? 0,1 = 0,225
2 6 2 6
4 10 = 4 10в.п. ? 0,1 = 0,24 ? 0,1 = 0,024
2 = 2в.ух ? 0,6 = 14,3 ? 0,6 = 8,58

2 = 2 в.д. ? 0,3 + 2 в.п. ? 0,1 + 2 в.ух. ? 0,6 = 3,1 ? 0,3 + 1,86 ? 0,1 + 10,57 ? 0,6 = 7,46 17

Низшая теплота горения газового топлива определяется как сумма тепловых эффектов каждого компонента, содержащегося в одном кубическом метре топлива:

Q
H
? 127,7CO ?108H
2
? 358CH
4
? 590C
H
4
? 636C
H
6
? 913C
H
8
?

?1185C
H
10
?1465C
H
12
? 234H
S.

( 4 )

8) Низшая теплота горения смеси газа, кДж/м3:
н = 127,7 + 108 2 + 358 4 + 636 2 6 + 913 3 8 + 1185 4 10

= 127,7 ? 10,31 + 108 ? 0,435 + 358 ? 8,84 + 636 ? 0,225 + 913 ? 0,027 + 1185 ? 0,024 = 4724,5

Таблица 2

Средние характеристики продуктов сгорания в поверхностях нагрева

Наименование величины

Расчетная формула, обоснование

Коэффициент избытка воздуха, ?

[14, РН 4-06]

Теоретический объем воздуха,

0
?
?
n ?
?

? 0,0476 ???0,5 ??CO ? H 2 ??1,5 ? H 2 S ? ?
?m ?
???Cm H n ?

необходимый для горения, м?/м?

?
?
4 ?
?

Поверхности нагрева

Топка
Перегре
Экономайзер
Экономайзер

ватель
I ступень
II ступень

1,2
1,25
1,28
1,28

1,55

Теоретический объем азота, м?/м?

Теоретический объем трехатомных газов, м?/м?

Теоретический объем водяных паров, м?/м?

Действительный объем водяных
паров, м?/м?

Общий объем дымовых газов, м?/м?

Объемная доля трехатомных газов

Объемная доля водяных паров

Общая объемная доля трехатомных газов и водяных паров

0
= 0,79 ? 0 +
2

100

V
0
? 0,01??CO
? CO ? H
S ? m ?
?
C
H
?

m
n

V
0

? 0,01? ?H 2
O ? H

? H 2
S ?
n

? ?Cm H
?
? 0.0161?V
0

H 2
O

n ?

V
?V
0

? 0.0161?(? ?1) ?V

H O
H O

V ?V 0 ?V

?V 0 N2 ? (? ?1)V 0

Г
RO

H O

V
0

H O

rп
? rRO

? rH O

1,52

0,22

0,265

0,269

0,286

0,27

2,24
2,29
2,35

2,35

0,098
0,096
0,093

0,093

0,118
0,116
0,113

0,113

0,216
0,212
0,206

0,206

7) Теплосодержание дымовых газов определяется по формуле:

Теплосодержание дымовых газов на 1м? сжигаемого топлива подсчитывается по формуле:

Iг=Iго+(?-1)·Iво,

где Iог– теплосодержание дымовых газов, кДж/м3, Iов– теплосодержание
необходимого количества воздуха при температуре
?

3
.

, кДж/м

I
0
? VRO
? (с ??)RO ?V

? (с ??)

мин
? (с ??)H
O ;
I
0
? V
0
? (C ??)

N
2
?VH
O

2
2

( 5 )

теоретически

В
( 6 )

Теплосодержание влажного воздуха и компонентов дымовых газов определяется по [14, РН 4 ? 04].

Таблица 3

Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания по элементам газового тракта

Температура,
о

I?в,

Топка

Перегреватель
Экономайзер
Экономайзер

I г,

I ступень
II ступень

0
С
кДж/м
3
кДж/м
3
(?=1,2)

(?=1,25)

(?=1,28)
(?=1,28)

100
275,4

152,6

318,1

200
556,5

307

642,5
542,5

300
845,4

463,5

975,2

400
1140,7
623,3

1296,5
1316,2

500
1144,3
787,7

1341,2
1364,8

600
1755,8
954,5

1994,4

700
2074,7
1125,8
2299,8

2356,1

800
2399,1
1298,3
2658,7

2723,7

900
2731,25
1475,5
3026,3

1000
3068,4
1653,7
3399,1

1100
3408,4
1834,2
3775,2

1200
3465,4
2017,1
3868,8

1300
4092,6
2201,1
4532,8

1400
4125,3
2387,4
4602,8

1500
4799,4
2575,8
4994,5

1600
5157,2
2763,5
5709,9

1700
5519,3
2952

6109,7

1800
5882,3
3141,8
6513,7

1900
6246,2
3333,8
6912,9

2000
6612,9
3525,9
7318,1

Строим график по данным таблицы 3 (рисунок 10)

Теплосодержание, кДж/м3

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0 500 1000 1500 2000 2500

Температура, 0С

Рисунок 10- Теплосодержание дымовых газов на 1м? сжигаемого топлива

2.3 Расчет теплового баланса котельного агрегата

Составление теплового баланса котельного агрегата заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат количеством тепла, называемым располагаемым теплом Qрр и суммой полезно использованного тепла Q1 и тепловых потерь Q2, Q3, Q4, Q5 и Q6. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.

Общее уравнение теплового баланса:

Q
р
? Q ?Q ?Q ?Q ?Q ?Q

р
1
2
3
4
5
6

Располагаемое тепло на 1 м3 газообразного топлива определяется по формуле 2.9.

Q р ? Q р ? Q
? i

р
н
в.внш
тл

где
Q
р
- низшая теплота сгорания топлива, кДж/м
3

( 7 )

( 8 )

Qв.в

iтл

нш - тепло, вносимое с поступающим в котел воздухом, кДж/м3

- физическое тепло топлива, кДж/м3

Таблица 4

Расчет теплового баланса

Рассчитываемая величина
Обозначение или расчетная
Расчет

формула

Располагаемое тепло топлива, кДж/м3

Qрр=Qнр
4724,5

Температура уходящих газов, ?С
?
ух
, принята с последующим
170

уточнением

Теплосодержание уходящих газов

I
ух
, по I-? таблице
475,2

Теплосодержание теоретически

необходимого холодного воздуха,

65,1

I Х .В. , по I-? таблице

кДж/м3

Потеря тепла от механического

q4,
по [14, РН 5-02]
0

недожога, %

Потери теплоты с уходящими

I
0

газами, %
q2
?

ух ?? ух ? I Х .В.
?100
8,1

Q р

Потери теплоты от химического

q3 , по [14, РН 5-02]
2,5

недожога, %

Потери теплоты через ограждающие
q5
по графику[14, РП 5-01]
0,5

поверхности, %

Суммарные потери теплоты, %

?q=q2+q3+q5
11,1

Продолжение таблицы 4

КПД котла, %
?=100-?g

88,9

Характеристики перегретого пара:

*
давление, МПа
Pпп

*
температура, ?С
Тпп

510

*
теплосодержание, кДж/ м3
Iпп

3499

Теплосодержание питательной воды,
Iп.в.

605

кДж/м3

Тепло, полезно используемое в
Qцп=D·(Iпп-Iп.в.)

578,8·106

агрегате, кДж/час

Полный расход топлива, м3/час
В=Qцп*100/(Qрр*?)

137806

Расчетный расход топлива, м3/час
Вр=В*(1-g4/100)

137806

2.4 Расчет топки котельного агрегата
Тепловой расчет топки котельного агрегата производим по[15] и сводим в таблицу 5.

Таблица 5

Тепловой расчет топки

Наименование величины
Обозначение
Расчетные формулы или
Расчетные

основания
значения

Общая площадь

по конструктивным

ограничивающих
Нст

600

характеристикам

поверхностей, м?

Объем топочного
Vт

1000

пространства, м?

Эффективная толщина
S
S=3,6Vт/Hст
6

излучающего слоя, м

Лучевоспринимающая
Нл
по конструктивным
568

поверхность нагрева, м?

характеристикам

Степень экранирования топки
?
?=Нл/Нст
0,947

Поправочный коэффициент
?
[14, РН 6-02]
1

Эффективная степень черноты
а
?·?
1,2

факела

Условный коэф. загрязнения

лучевоспринимающей
?
[14, РН 6-02]
1

поверхности

Степень черноты топки
ат
То же
0,13

Температура горячего воздуха,
tг.в.
принимается с
250

°С

последующим уточнением

Присос воздуха в топку
??т
[14, РН 4-06]
0,05

Отношение количества

воздуха на выходе из
?"в.п.
??т -?т
1,15

воздухоподогревателя к

теоретически необходимому

Тепловыделение теоретически
необходимого горячего

воздуха при t г.в., кДж/м?

Тепло, вносимое воздухом в

топку, кДж/м?

Тепловыделение в топке на
1м? топлива, кДж/м?

Теоретическая температура
горения, °С

Тепловыделения на единицу поверхности нагрева, кДж/м2час
Температура газов на выходе

из топки, °С

Теплосодержание газа на выходе из топки, кДж/м?

Тепло, переданное излучением

в топке, кДж/м? Тепловая нагрузка

лучевоспринимающей поверхности нагрева, кДж/м2час

I0г.в.

Qв

Qт

?
а

???

I ??

QЛ

Продолжение таблицы 5

по I –? -таблице
543,45

I
0

?"в.п.· I

г.в.+??т·

Х .В.
628,23

Q
р
?
100 ? q
3
? Q

5234,6

100

по I –? -таблице
1621

I
??

Вр ? QТ

1269998

? ? Н Л

по номограмме 1 [14]
1180

по I –
? -таблице
3850

?·(QТ- I
??
)

1311,2

В
р
? Q

318118,4

2.5 Расчет пароперегревателя котельного агрегата Пароперегреватель рассчитываем по методике [14] и сводим в таблицу 6.

Таблица 6

Тепловой расчет пароперегревателя

Наименование величины
Обозначение
Расчетные формулы
Результат

Поверхность нагрева, м?
Н1
-
930

Температура газов на входе в
??
из расчета топки
1180

поверхность, ?С

Температура перегретого пара,
tп.п.
по заданию
510

?С

Теплосодержание газа на
I?
по I –? -таблице
3850

входе, кДж/кг

Давление пара на выходе из
-

пароперегревателя, атм

Теплосодержание пара, кДж/кг
Iп.п.
[14, приложение II ]
3499

Величина увлажнения пара в
(1-х)?100
принимается с
5

пароохладителе, %

последующим уточнением

Давление в барабане котла,
атм

Теплота парообразования

Тепло переданное в
пароохладителе

Теплосодержание
насыщенного пара

Температура насыщенного
пара, ?С

Тепловосприятие
перегревателя (по балансу),

кДж/м?

Теплосодержание газов за
перегревателем, кДж/м?

Температура газов за
перегревателем, ?С

Средняя температура газа, ?С

Средняя температура пара, ?С

Сечение для прохода газов, м?

Объем газа на 1 м? топлива

Объемная доля водяных паров

Объемная доля трехатомных

газов

Средняя скорость газов в
перегревателе, м/сек

Коэффициент теплопередачи конвекцией, кДж/м?час·град
Эффективная толщина

излучающего cлоя

Суммарная поглощательная способность трехатомных газов

Коэффициент теплопередачи излучением, кДж/м?час·град

Коэффициент теплопередачи в пароперегревателе, кДж/м?час·град

Температурный напор на входе
газов при противотоке

Температурный напор на выход газов при противотоке

?iп.о.

Iн.п.

tн.п

Qб.п

? ??

r
O

?к

?л

?t?

Продолжение таблицы 6

по зада.......................

Для получения полной версии работы нажмите на кнопку "Узнать цену"

Узнать цену

Каталог работ

Похожие работы: