Тепловой расчет и эксергетический анализ парогенераторов

Содержание



Введение

1. Исходные данные

2. Принципиальная схема котельного агрегата

3. Теплотехнический расчет котельного агрегата

3.1 Расчет процесса горения топлива в топке котла

3.2 Расчет процесса горения и ht – диаграмма продуктов сгорания топлива

3.3 Тепловой баланс котельного агрегата

3.4 Упрощенный эксергетический баланс котельного агрегата

4. Тепловой расчет котла – утилизатора

4.1 Выбор типа котла – утилизатора

4.2 Расчет поверхности теплообмена котла – утилизатора

4.3 Термодинамическая эффективность работы котла – утилизатора

4.4 Графическая зависимость по исследовательской задаче

4.5 Термодинамическая эффективность совместной работы котельного агрегата с котлом – утилизатором

5. Схема котла – утилизатора

6. Схема экономайзера

7. Схема воздухоподогревателя

8. Схема горелки

Заключение

Литература




Введение



Наука, изучающая процессы получения и использования теплоты в различных производствах, а также машин и аппаратов, предназначенных для этих целей, называется теплотехникой.

В настоящее время роль теплотехники значительно возросла в связи с необходимостью экономного использования топливно – энергетических ресурсов, решения проблем охраны окружающей среды и создания безотходных технологий.

Принятый Федеральный закон “Об энергосбережении” (№ 28 – ФЗ от 03.04.1996 г.) предусматривает комплекс мер, в том числе по подготовке кадров, направленных на координальное изменение ситуации в области энергоиспользования. В реализации этого закона большая роль отводится специалистам любого технического профиля, чем и объясняется особая актуальность теплотехнической подготовки соответствующих инженерных кадров, в том числе и технологических специальностей.

Оценка потенциала энергосбережения свидетельствует о возможностях российской экономики к 2010 г. сократить потребность в энергоресурсах в результате роста эффективности их использования в размере 350…360 млн.т условного топлива при ожидаемом энергопотреблении на уровне 1050 млн. т у.т..

Нефтеперерабатывающая, нефтехимическая и химическая промышленности являются наиболее энергоемкими отраслями народного хозяйства. В себестоимости производства отдельных видов продукции в этих отраслях промышленности на долю энергетических затрат приходится от 10 до 60 %, например, на переработку 1 т нефти затрачивается 165 – 180 кг условного топлива.

Энергетическое хозяйство НПЗ и НХЗ включает собственно энергетические установки (ТЭЦ, котельные, компрессорные, утилизационные, холодильные, теплонасосные установки и др.), энергетические элементы комбинированных энерго-, химико-технологических систем (ЭХТС), производящих технологическую и энергетическую продукцию.

В данной работе на примере котельного агрегата рассматриваются методы расчета процесса сжигания и расхода топлива, КПД, теплового и эксергетического балансов. Экономия топлива при его сжигании является одной из важнейших задач в решении топливно-энергетической проблемы.

Вопросы экономии топлива и рационального использования теплоты решаются в курсовой работе применением в схеме установки экономайзера, воздухоподогревателя, котла – утилизатора.




1. Исходные данные



 28

 14 МПа

 550 °С

 100°С

 175 °С

 1,20

 

 

 

 

 21 т/ч

 Δα=0,25



СО 0,10

CH4 98,00

C2H6 0,40

С3Н8 0,20

N2 1,30

Исследовательская задача

Используя аналитические выражения построить зависимость влияния температуры окружающего воздуха t0 (t0=0…250 °С с шагом 50 °С) на КПД брутто котельного агрегата.




2. Принципиальная схема котельного агрегата [1]





Рисунок 1 – Принципиальная схема котельного агрегата



В котельном агрегате вода подается питательным насосом 1 в подогреватель ( водяной экономайзер) 2, где за счет теплоты дымовых газов (показаны пунктиром) подогревается до температуры кипения . Из экономайзера вода попадает через барабан 5 и опускные трубы 4 в систему испарительных трубок 3, которые расположены в топке котла. В испарительных трубках в результате подвода теплоты от продуктов горения часть воды превращается в пар. Образовавшаяся пароводяная эмульсия возвращается в барабан 5, где разделяется на сухой насыщенный пар и воду, которая опять возвращается в испарительный контур. Полученный таким образом сухой насыщенный пар из верхней части барабана поступает в пароперегреватель 6, где за счет теплоты горячих дымовых газов перегревается до требуемой температуры перегретого пара .

Таким образом, процесс получения перегретого пара состоит из трех п последовательных стадий: подогрев воды до температуры кипения, парообразования и е перегрева пара до требуемой температуры. Все эти стадии протекают при постоянном давлении.




3. Теплотехнические расчеты котельного агрегата



3.1 Расчет процесса горения топлива в топке котла



Коэффициент избытка воздуха за установкой



,





Теоретическое количество воздуха, необходимого для полного сгорания газообразного топлива



,

м3/м3.



Объем трехатомных газов



,

 м3/м3.



Теоретический объем азота



,

 м3/м3.



Объем избытка воздуха в топочном пространстве

,

м3/м3.



Объем водяных паров



,

 м3/м3.



Объемное количество продуктов сгорания, образующихся при сжигании  топлива



,

. м3/м3.



Плотность топливного газа при нормальных условиях



,

кг/м3.



Массовое количество дымовых газов, образующихся при сжигании газообразного топлива



,

 кг/м3.

Определим калориметрическую температуру горения, для чего вычислим энтальпию продуктов сгорания при температуре 1400 и 2000 °С



,

кДж/кг,

кДж/кг.



где , , ,  - Средние объемные изобарные теплоемкости углекислого газа, азота, водяных паров и воздуха;

Энтальпию продуктов сгорания  при калориметрической температуре определяем из уравнения теплового баланса топки, для двух случаев

а. с воздухоподогревателем



,

 кДж/м3.



где - физическое тепло топлива, ввиду его малости можно принять ;

 - физическое тепло воздуха;



,

кДж/м3.



где  - температура воздуха;

 - средняя изобарная объемная теплоемкость воздуха при;

б. без воздухоподогревателя



,

кДж/м3



Зная  и  по ht – диаграмме определяем калориметрические температуры горения  и 

Построили диаграмму - продуктов сгорания и определили  и , которые равны °С и °С.

Определяем энтальпию уходящих газов

а. с воздухоподогревателем



,





б. без воздухоподогревателя



,





Для этого случая определяем приближенное значение температуры уходящих газов  без воздухоподогревателя из уравнения теплового баланса последнего



,


где 1,295 и 1,293 – плотности дымовых газов и воздуха при нормальных условиях;

 - средняя изобарная массовая теплоемкость газов,

принимаем ;

 - средняя изобарная массовая теплоемкость воздуха,

принимаем ;

отсюда



,

°С.



3.2 Расчет процесса горения и - диаграмма продуктов сгорания топлива



Исходные данные содержание компонентов смеси



CH4

C2H6

C3H8

C4H10

98.000

0,400

0.200

0.000

C5H12

H2S

H2

H2O

0.000

0.000

0.000

0.000

O2

CO

CO2

N2

0.000

0.100

0.000

1.300



Q – НИЗШАЯ ТЕПЛОТВОРНАЯ СПОСОБНОСТЬ, кДж/м3 Q = 36700.000




Определяем энтальпию продуктов сгорания



Т/А

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

0.0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

100.0

1462,075

1712,302

1962,529

2212,756

2462,984

200.0

2943,884

3446,974

3950,063

4453,152

4956,242

300.0

4482,032

5242,573

6003,114

6763,654

7524,195

400.0

6042,497

7065,550

8088,603

9111,656

10134,709

500.0

7662,754

8955,125

10247,495

11539,866

12832,237

600.0

9316,992

10883,935

12450,878

14017,821

15584,763

700.0

11012,272

12859,842

14707,412

16554,982

18402,552

1400.0

23754,819

27674,749

31594,680

35514,610

39434,541

1500.0

25666,249

29893,366

34120,483

38347,600

42574,717

1600.0

27594,377

32131,034

36667,691

41204,348

45741,005

1700.0

29542,715

34389,814

39236,913

44084,013

48931,112

1800.0

31495,488

36655,757

41816,026

46976,294

52136,563

1900.0

33466,855

38904,961

44343,066

49781,172

55219,277

2000.0

35445,070

41235,243

47025,416

52815,590

58605,763

2100.0

37439,057

43544,581

49650,105

55755,629

61861,153

2200.0

39439,580

45863,258

52286,936

58710,615

65134,293

2300.0

41440,367

48182,919

54925,472

61668,024

68410,576

2400.0

43456,609

50520,344

57584,079

64647,814

71711,550

2500.0

45472,713

52855,617

60238,522

67621,427

75004,332



Т/А

2.0

3.0

3.5

4.0

4.5

0.0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

100.0

2713,211

3964,347

4589,915

5215,483

5841,051

200.0

5459,331

7974,778

9232,501

10490,225

11747,948

300.0

8284,736

12087,439

13988,791

15890,143

17791,495

400.0

11157,762

16273,028

18830,661

21388,294

23945,927

500.0

14124,607

20586,460

23817,387

27048,313

30279,240

600.0

17151,706

24986,421

28903,778

32821,135

36738,493

700.0

20250,122

29487,972

34106,897

38725,822

43344,747

1400.0

43354,471

62954,123

72753,949

82553,775

92353,601

1500.0

46801,834

67937,418

78505,211

89073,003

99640,796

1600.0

50277,662

72960,947

84302,589

95644,232

106985,875

1700.0

53778,212

78013,709

90131,457

102249,206

114366,954

1800.0

57296,832

83098,175

95998,847

108899,518

121800,190

1900.0

60657,383

87847,911

101443,175

115038,439

128633,703

2000.0

64395,936

93346,802

107822,235

122297,667

136773,100

2100.0

67966,677

98494,296

113758,106

129021,916

144285,726

2200.0

71557,972

103676,363

119735,559

135794,755

151853,951

2300.0

75153,128

108865,890

125722,270

142578,651

159435,031

2400.0

78775,285

114093,961

131753,299

149412,637

167071,975

2500.0

82387,237

119301,761

137759,023

156216,285

174673,547



Т/А

5.0

5.5

6.0

6.5

7.0

0.0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

100.0

6466,619

7092,187

7717,755

8343,323

8968,891

200.0

13005,671

14263,395

15521,118

16778,842

18036,565

300.0

19692,846

21594,198

23495,550

25396,902

27298,254

400.0

26503,559

29061,192

31618,825

34176,458

36734,091

500.0

33510,166

36741,093

39972,019

43202,946

46433,873

600.0

40655,850

44573,207

48490,564

52407,922

56325,279

700.0

47963,672

52582,597

57201,522

61820,447

66439,372

1400.0

102153,427

111953,253

121753,079

131552,905

141352,731

1500.0

110208,588

120776,380

131344,173

141911,965

152479,757

1600.0

118327,517

129669,160

141010,802

152352,445

163694,088

1700.0

126484,703

138602,452

150720,200

162837,949

174955,697

1800.0

134700,862

147601,533

160502,205

173402,877

186303,548

1900.0

142228,967

155824,231

169419,495

183014,758

196610,022

2000.0

151248,533

165723,966

180199,399

194674,832

209150,265

2100.0

159549,536

174813,346

190077,156

205340,965

220604,775

2200.0

167913,147

183972,343

200031,539

216090,735

232149,931

2300.0

176291,412

193147,792

210004,173

226860,554

243716,934

2400.0

184731,313

202390,651

220049,989

237709,327

255368,665

2500.0

193130,809

211588,071

230045,333

248502,596

266959,858



Сумма теплоты сгорания топлива и физической теплоты подогретого воздуха



Т/А

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

0.0

35500,000

35500,000

35500,000

35500,000

35500,000

100.0

36728,386

36974,064

37219,741

37465,418

37711,096

200.0

37969,431

38463,317

38957,203

39451,089

39944,975

300.0

39232,768

39979,322

40725,876

41472,429

42218,983

400.0

40521,233

41525,479

42529,726

43533,972

44538,219

500.0

41841,720

43110,064

44378,408

45646,752

46915,096

600.0

43188,278

44725,934

46263,590

47801,246

49338,901

700.0

44564,215

46377,058

48189,901

50002,744

51815,587



Т/А

2.0

3.0

3.5

4.0

4.5

0.0

35500,000

35500,000

35500,000

35500,000

35500,000

100.0

37956,773

39185,159

39799,353

40413,546

41027,739

200.0

40438,862

42908,292

44143,008

45377,723

46612,439

300.0

42965,537

46698,305

48564,689

50431,073

52297,457

400.0

45542,465

50563,698

53074,314

55584,931

58095,547

500.0

48183,440

54525,159

57696,019

60866,879

64037,739

600.0

50876,557

58564,835

62408,975

66253,114

70097,253

700.0

53628,430

62692,645

67224,752

71756,859

76288,967



Т/А

5.0

5.5

6.0

6.5

7.0

0.0

35500,000

35500,000

35500,000

35500,000

35500,000

100.0

41641,932

42256,125

42870,319

43484,512

44098,705

200.0

47847,154

49081,870

50316,585

51551,300

52786,016

300.0

54163,841

56030,226

57896,610

59762,994

61629,378

400.0

60606,164

63116,780

65627,396

68138,013

70648,629

500.0

67208,599

70379,459

73550,319

76721,179

79892,039

600.0

73941,392

77785,532

81629,671

85473,810

89317,949

700.0

80821,074

85353,182

89885,289

94417,397

98949,504





Q=35500 кДж/м3



100

200

300

400

500

600

700

















3.3 Тепловой баланс котельного агрегата



Расчет теплового баланса производится по уравнению



, (3.1)



где  - располагаемая или внесенная в котельный агрегат теплота;

 - низшая теплота сгорания топлива;

 - полезно использованная в котельном агрегате теплота;

 - потери теплоты с уходящими газами;

 - потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

 - потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива;

 - потери теплоты от наружного охлаждения;

 - потери с физическим теплом шлака;

Разделив обе части уравнения (3.1) на  и умножив на 100, получим уравнение теплового баланса



,



в котором величина



,



численно равна КПД котельного агрегата.

При сжигании газообразного топлива принимаем

;

;

Зная коэффициент αТ=1,20, выбираем горелку. Нам подходит камерная топка для сжигания жидких и газообразных топлив, с потерей теплоты от химической неполноты сгорания q3=2.8%.

По паропроизводительности котельного агрегата, которая равна D=21 т/ч, можно определить потери тепла на наружное охлаждение q5=1,28%.



кДж/нм3

кДж/нм3

кДж/нм3

кДж/нм3

кДж/нм3

кДж/нм3



Потери теплоты с уходящими газами определяем для двух случаев [1]

а. с воздухоподогревателем



,

%.



б. без воздухоподогревателя



,

%.



где  при t0=0°C;

КПД брутто котельного агрегата

а. с воздухоподогревателем



,

%.



б. без воздухоподогревателя


,

%.



Часовой расход натурального топлива

а. с воздухоподогревателем



,

м3/ч.



где D – паропроизводительность котельного агрегата, кг/ч;

 - энтальпия перегретого пара, определяется по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара по  и ;

 - энтальпия питательной воды при температуре  и ;

 - энтальпия котловой воды в котельном агрегате, определяется при температуре  и ;

б. без воздухоподогревателя [1]



,

 м3/ч.



Часовой расход условного топлива

а. с воздухоподогревателем


,

 м3/ч



б. без воздухоподогревателя



,

 м3/ч.



Диаграмма тепловых потоков





Рисунок 4 - Диаграмма тепловых потоков (кДж/м3) котельного агрегата


3.4 Упрощенный эксергетический баланс котельного агрегата



Эксергия топлива с достаточной для приближенных практических расчетов точностью может быть принята равной низшей теплоте сгорания топлива



,



кДж/м3.

Эксергия теплоты продуктов сгорания топлива, образующихся в топке котла а. с воздухоподогревателем



,

кДж/м3.



где  - температура окружающего воздуха, ;

 - калориметрическая температура горения, ;

б. без воздухоподогревателя



,

.



Потери при адиабатном горении (без учета потери эксергии за счет теплообмена топки с окружающей средой)

а. с воздухоподогревателем

,

 кДж/м3.



б. без воздухоподогревателя



,

 кДж/м3.



или в %

а. с воздухоподогревателем



,

%.



б. без воздухоподогревателя



,

%.



Определяем уменьшение эксергия продуктов сгорания за счет [1]

теплообмена в нагревательно – испарительной части котла.

а. с воздухоподогревателем



,

 кДж/м3.


б. без воздухоподогревателя



,

 кДж/м3.



Приращение эксергии в процессе превращения воды в перегретый пар

а. с воздухоподогревателем



,

 кДж/м3.



б. без воздухоподогревателя





 кДж/м3.



или в %

а. с воздухоподогревателем



,

.


б. без воздухоподогревателя



,

.



где  - удельная энтропия перегретого пара и питательной воды, определяются по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара

Потеря эксергии от теплообмена по водопаровому тракту

а. с воздухоподогревателем



,

 кДж/м3.



б. без воздухоподогревателя



,

 кДж/м3.



или в %

а. с воздухоподогревателем



,

.



б. без воздухоподогревателя


,

.



Уменьшение эксергии продуктов сгорания за счет теплообмена в воздухоподогревателе



,

 кДж/м3.



Увеличение эксергии воздуха в воздухоподогревателе



,

 кДж/м3.



Потеря эксергии за счет теплообмена в воздухоподогревателе



,

 кДж/м3.



или в %



,

.


Составим эксергетический баланс котельного агрегата и определим эксергию уходящих газов

а. с воздухоподогревателем



,



Отсюда





 кДж/м3.



б. без воздухоподогревателя [1]



,



Отсюда



,

 кДж/м3.



или в %

а. с воздухоподогревателем



,

.



б. без воздухоподогревателя

,

.



Определим среднетермодинамическую температуру при теплоподводе



,

.



Эксергетический КПД котельного агрегата, оценим через среднетермодинамическую температуру при тепловоде

а. с воздухоподогревателем



,

.



б. без воздухоподогревателя



,

.


Диаграмма потоков эксергии котельного агрегата





Рис. 5. Диаграмма Грассмана – Шаргута для эксергетического баланса котельного агрегата




4. Тепловой расчет котла – утилизатора



4.1 Расход газов через котел – утилизатор



,

 кДж/м3.



где  - объем газов;

 - часовой расход топлива без воздухоподогревателя;

По расходу газов через котел – утилизатор выбираем по каталогу его тип – КУ-40.

; ; ;

где  - наружный диаметр дымогарных труб;

 - внутренний диаметр дымогарных труб;

 - число дымогарных труб;

Определяем среднюю температуру продуктов сгорания в котле – утилизаторе



,

°С.



Выписываем теплофизические свойства продуктов сгорания при 



; ;;



Вычисляем площадь поперечного (“живого”) сечения дымогарных труб


,

.



Определяем скорость газов в дымогарных трубах



,

м/с.



Условие выполняется, так как рекомендуемая скорость газов от  до  .

По скорости газов в дымогарных трубах выбираем котел утилизатор. В данном случае нам подходит 2 котла - утилизатора КУ-40.



4.2 Расчет поверхности теплообмена котла – утилизатора



Коэффициент теплоотдачи газов к стенкам дымогарных труб.



,

Вт/(м2*К).



где  и  - поправочные коэффициенты; [1]

 - при охлаждении;

;

 при ;

 - условие выполняется.

Коэффициент теплопередачи от газов к воде через дымогарные трубы испарительной части котла – утилизатора



,

.



где  - коэффициент загрязнения поверхности нагрева;

Теплота, отданная газами в котле – утилизаторе



,

кДж/с.



Выписываем из технической характеристики котла – утилизатора параметры получаемого пара (перегретого), питательной воды и давление в котле утилизаторе ; ; ;

где  - температура перегретого пара;

 - температура питательной воды;

 - давление в котле – утилизаторе;

Из таблиц термодинамических свойств воды и водяного пара определяем параметры пара при  и ; и питательной воды при  и ;

, , hПП=2942,8

;  hПВ=210,2

Паропроизводительность котла – утилизатора при 5% потерях теплоты в окружающую среду

а. в случае получения перегретого пара

,

кг/с.



Температура газов на входе в нагревательный участок  определяется из теплового баланса последнего



,



Отсюда



,

°С.



где  - КПД котла – утилизатора, ;

 - теплоемкость воды, равная ;

Температура газов на выходе из участка перегрева  определяется по уравнению теплового баланса участка (при получении перегретого пара)



,



Отсюда



,


°С.



Средний температурный напор

а. нагревательного участка



,

°С.



б. испарительного участка



,

°С.



в. участка перегрева [1]



,

°С.



Поверхность нагрева котла – утилизатора

а. нагревательного участка

,

м2.



б. испарительного участка



,

м2.



где  - теплота парообразования, определяется по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара в состоянии насыщения пара при ;

в. участка перегрева



,

м2.



Общая поверхность нагрева котла – утилизатора



,

м2.



Длина труб


,

м.



где  - число котлов – утилизаторов;

Строим график изменения температур вдоль поверхности нагрева котла – утилизатора



4.3 Термодинамическая эффективность работы котла – утилизатора



Уменьшение эксергии продуктов сгорания в котле – утилизаторе [1]



,

кДж/с.



Приращение эксергии пара, образующегося в котле – утилизаторе

а. в случае получения перегретого пара



,

кДж/с.



Потери эксергии в котле – утилизаторе



,

кДж/с.


Эксергетический КПД котла – утилизатора



,

.



4.4 Графическая зависимость по исследовательской задаче



Используя аналитические выражения построить зависимость влияния температуры окружающего воздуха t0 (t0=0…250 °С с шагом 50 °С) на КПД брутто котельного агрегата.

Расчетные формулы:



,

,

q3=2.8%.

;

q5=1,28%

;





Составим таблицу:

t0









h0

q2



0

1,5998

1,2987

1,4943

1,2971

0

10,00198

85,91802

50

1,65005

1,29955

1,49975

1,29875

759,1316

7,863584

88,05642

100

1,7003

1,3004

1,5052

1,3004

1525,151

5,705784

90,21422

150

1,7188

1,3021

1,51375

1,30375

2295,391

3,536093

92,38391

200

1,7373

1,3038

1,5223

1,3071

3070,742

1,352007

94,56799

250

1,8

1,30735

1,53235

1,31215

3866,656

-0,89001

96,81001



Рисунок 7 - Графическая зависимость по исследовательской задаче



4.5 Термодинамическая оценка эффективности совместной работы котельного агрегата с котлом – утилизатором



Составляем эксергетический баланс котельного агрегата без воздухоподогревателя, но с котлом – утилизатором



,

,

кДж/м3.



или в %

,

.

При использовании котельного агрегата с воздухоподогревателем, эксергия уходящих газов составляет  кДж/м3

или 17,86% - меньше, чем при использовании котла – утилизатора, т.е. работа совершаемая уходящими газами в процессе, в первом случае меньше.

Таким образом, использование котлов – утилизаторов делает работу котельного – агрегата эффективнее и энергетически совершеннее.




5 Схема котла утилизатора [1]





Рисунок 8- Схема котла – утилизатора



Котлы – утилизаторы типа КУ – 40 устанавливают за нагревательными, мартеновскими, обжиговыми печами, а также используют в химических и других отраслях промышленности. Разработаны для установки в закрытом помещении. Рассчитаны на работу под разряжением. Сейсмичность района установки 6 баллов.

Котлы – газотурбинные, с естественной циркуляцией, с горизонтальным расположением испарительных поверхностей. Внутренний диаметр барабана котла КУ – 2586 мм, толщина стенки обечайки – 16, днищ – 20 мм. Материал обечайки и днищ - сталь 20К. Барабан имеет внутрибарабанное паросепарационное устройство в виде дырчатого листа и жалюзи.

Газ в котле КУ – 40 проходит по 239 дымогарным трубам, диаметр труб 60*3 мм (сталь 20).

К барабану котла крепятся входная и выходная газовые камеры. Внутри входной газовой камеры имеется пароперегреватель с горизонтальным расположением змеевиков. Диаметр труб пароперегревателя котла КУ – 40 – 32*3 мм (сталь 20).

Обмуровка входной газовой камеры многослойная, состоит из слоев шамотобетона, термоизоляционного бетона и матрацев из шлаковаты.

Для очистки поверхностей нагрева дымогарных труб котла предусмотрено обдувное устройство.

Котел снабжен необходимой арматурой, гарнитурой, устройством для отбора проб пара и воды, а также контрольно – измерительного приборами. Питание котлов и сигнализация уровня воды в барабане автоматизированы.




6 Схема экономайзера [1]





Рисунок 9 - Схема экономайзера



Металлоемкий контактный теплообменник дает возможность не только сократить стоимость утилизационной установки, но и обеспечивает глубокое охлаждение уходящих газов ниже точки росы, которая для сгорания природного газа составляет 50 – 60 оС. При этом используется не только физическое тепло уходящих газов, но и теплота конденсации содержащихся в них водяных паров.

Насадкой в контактном экономайзере служат керамические кольца Рашига размером 50*50 мм. Рабочая насадка укладывается высотой 1 м в шахматном порядке. Каплеулавливающая насадка высотой 0,2 м загружается “внавал”. Вода может нагреваться в этих экономайзерах до 50 – 60 оС. Нагретая вода используется для производственных и бытовых нужд.

Аналогичные теплообменники можно применять для утилизации тепла уходящих газов некоторых промышленных печей, сушилок, газовых турбин и других тепловых установок, работающих на природном газе.




7 Схема воздухоподогревателя [4]



Рисунок 10 - Схема воздухоподогревателя



В настоящее время наибольшее распространение получили стальные трубчатые воздухоподогреватели. Их изготавливают из труб диаметром 43..51 мм и толщиной стенок 1,5..2 мм. Трубы располагают вертикально в шахматном порядке и приваривают к двум трубным решеткам, образуя отдельную секцию, называющую кубом воздухоподогревателя. Воздухоподогреватель собирают обычно из нескольких кубов, соединенных между собой перепускными коробами. Дымовые газы движутся внутри труб, воздух, нагнетаемый вентилятором омывает их снаружи в поперечном сечении.




8 Схема горелки [3]





Рисунок 11- Схема горелки



Для разделенного сжигания мазута и природного газа под котлами применяют комбинированные горелки типа ГМГм. Газообразное топливо через патрубок 3 попадает в кольцевую камеру 4 газораспределительного устройства, состоящего из газовых насадок с отверстиями, через которые часть газа подается в камеру первичного воздуха 6, а часть поступает в зону вторичного воздуха 5. Воздухонаправляющее устройство первичного воздуха состоит из подводящего трубопровода 9 и лопаточного завихрителя с прямыми лопатками. Зона вторичного воздуха образуется подводящем трубопроводом и лопаточным завихрителем с прямыми лопатками под углом 60 оС. Закрутка первичного и вторичного воздуха производится в одну сторону.

Таким образом, в горелках происходит подача газа в массу воздуха мелкими струйками, а также завихрение газовоздушного потока, что обеспечивает качественное и быстрое смешение газа воздуха. Газомазутная горелка снабжена паромеханической форсункой для сжигания мазута, состоящей из корпуса 1, центрального ствола 2 и распыляющей головки 7. Мазут подается по внутренней трубе ствола 2, проходит через распределенную шайбу и поступает в топливный завихритель. Пар подается по наружной трубе 10 и попадает в паровой завихритель в зоне головки форсунки 7. Таким образом достигается паромеханическое распыление топлива. Образовавшаяся взвесь смешивается с необходимым количеством воздуха, после чего поступает в топку, где и сгорает.




Заключение



В данной работе произведен расчет котельного агрегата и котла – утилизатора, применяемых в химической нефтяной промышленности. Эти установки отличаются высокой эффективностью процесса сжигания и расхода топлива.

Приведены диаграммы тепловых потоков и диаграмма Грассмана – Шаргута для эксергетического баланса котельного аппарата, график изменения температур вдоль поверхности нагрева котла – утилизатора.

Также приведен расчет процесса горения на ЭВМ и ht – диаграмма продуктов сгорания топлива. Исследована зависимость влияния температуры подогрева воздуха в воздухоподогревателе на калориметрическую температуру горения топлива и построена графическая зависимость.

Проведен тепловой расчет котла – утилизатора и подобран котел – утилизатор типа КУ – 40.

Сегодня экономические факторы заставляют резко увеличить степень использования добывания топлива. Выгоднее вкладывать средства на увеличение добычи топлива, чтобы продолжать расходовать его с низкой эффективностью, а в разработку технологических процессов, обеспечивающих более экономное его использование.




Список использованной литературы



1. Латыпов Р.Ш. Шарафиев Р.Г. Техническая термодинамика и энерготехнология химических производств: Учебник для вузов. – М.: Энергоиздат, 1988. – 344 с.

2. Чечеткин А.В. Занемонец Н.А. Теплотехника. – М.: Высшая школа, 1986. – 264 с.

3. Алабовский А.Н., Константинов С.М., Недужий И.Н. Теплотехника. – Киев: Высшая школа. 1986. – 256 с.

4. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. – М.: Энероиздат, 1984. – 80 с.

5. Роддатис К.Ф., Соколовский Я.Б. Справочник по котельным установкам малой производительности. – М.: Энергия, 1975. – 240 с.

6. Теплотехнический справочник. – М.: Энергия, 1975, 1976.