7 Выбор температуры уходящих газов. Температура уходящих газов за котлом
твердотопливные котлы - Температура уходящих газов из котла
Очень важно, в процессе эксплуатации следить за температурой уходящих газов на выходе из котла. Ограничение по максимальной температуре вызвано возможностью выхода из строя дымососа (не более 280 °С), а по минимальной температуре ограничение ставит образование конденсата в конвективной части котла. Сера, содержащаяся в топливе, при образовании конденсата может вызвать низкотемпературную сернистую коррозию конвективных поверхностей. Кроме того, конденсат вызывает налипание сажистых и золовых отложений на конвективных пакетах котла и приводит к частым остановкам котла на их чистку. Минимальная температура уходящих газов за котлом выбирается по температуре точки росы. Температура точки росы дымовых газов tрзависит от температуры конденсации влаги tконпри парциальном ее давлении в газах и приведенного содержания серы в рабочем топливе Sпи равна tр = tкон + Δtр, величина Δtрв зависимости от приведенных содержаний золы и серы топлива Aпи Sпопределяется по формуле
Температура точки росы колеблется в пределах 90-110 °С при сжигании углей, и при сжигании дров 54 °C. Пример: каменные угли - Кузнецкий Д tр = 90,9 °C, бурые угли - Харанорский Б1 tр = 108,7 °C. Для полного исключения коррозии поверхности нагрева при отсутствии специальных мер защиты температура металлической стенки должна быть примерно на 10° выше температуры точки росы дымовых газов (нормы теплового расчета). Следовательно, рекомендованная температура стенки при сжигании углей 100-120°C, а при сжигании дров 64 °C. Так как в водогрейных котлах температура стенки максимально приближена к температуре теплоносителя, рекомендуемая температура уходящих газов не ниже 150 °C (нормы теплового расчета) даже во время теплой погоды в переходные периоды.
Так же, температура уходящих газов в процессе эксплуатации может оказаться ниже точки росы, в случае установки котла по мощности, превышающей потребляемую. Поэтому не рекомендуется установка котла по мощности, превышающей, потребляемую, более чем на 20 % в пиковые нагрузки.
teplo-faq.net
Повышение - температура - уходящий газ
Повышение - температура - уходящий газ
Cтраница 1
Повышение температуры уходящих газов против обычной делает менее экономичной работу котельной установки, так как увеличиваются потери тепла с этими газами. Чаще всего повышение температуры является следствием чрезмерного форсирования режима горения либо загрязнения поверхностей нагрева котла, пароперегревателя и экономайзера, либо разрушения перегородок в газоходах котла, на что необходимо обратить особое внимание. [1]
Повышение температуры уходящих газов может быть обусловлено: увеличением коэффициента избытка воздуха на выходе из горелок; увеличением присосов воздуха в топку, конвективные поверхности нагрева или водяной экономайзер; накипью на внутренних поверхностях нагрева котла. [2]
Повышение температуры уходящих газов происходит при загрязнении поверхности нагрева снаружи золой, шлаком и сажей, а внутри - накипью и шламом, а также при слишком повышенной нагрузке котлоагрегата, то есть при форсированной работе топки. [3]
Таким образом, повышение температуры уходящих газов привело к сравнительно небольшому снижению экономичности котлов ТЛП-210А, но повысило их надежность и устойчивость работы, особенно при систематических временных снижениях нагрузки. Эти особенности выбора температуры уходящих газов учитывались и при проектировании других вотлов. [5]
Известно, что с повышением температуры уходящих газов гидравлическое сопротивление камеры сгорания растет из-за увеличения удельных объемов продуктов сгорания. Это обстоятельство, вообще говоря, является неблагоприятным. Если его не учитывать при проектировании камер сгорания, то оно может привести к недостатку воздуха в головной части камеры при нагрузках, близких к номинальным. [7]
Признаками загорания уноса и сажи являются повышение температуры уходящих газов и разогрев обшивки газохода. В этих случаях необходимо немедленно остановить дутье и прикрыть тягу для полного прекращения доступа воздуха к месту пожара. С той же целью газоход заполняют паром. [8]
Признаки необходимости обдувки загрязненной поверхности нагрева следующие: повышение температуры уходящих газов, уменьшение тяги вследствие уменьшения площади сечения газоходов и увеличения их сопротивления, снижение тепло - или паропроизводительности котла вследствие ухудшения теплопередачи, повышение температуры перегретого пара при зашлаковании экранов и сильном загрязнении первого газохода. [9]
Загрязнение золой и сажей поверхностей нагрева ведет к повышению температуры уходящих газов и перерасходу топлива, составляющему около 1 % при повышении температуры на 20 - 22 С. [10]
В действующих котельных агрегатах после устройства парового подогрева воздуха повышение температуры уходящих газов фактически либо вовсе не наблюдается, либо имеет место в значительно меньшем размере, чем предполагалось по расчету. Это объясняется тем, что благодаря прекращению выпадения росы воздухоподогреватель начинает работать с чистыми трубками и увеличение коэффициента теплопередачи полностью или частично компенсирует снижение температурного напора. [11]
В действующих котельных агрегатах после устройства парового подогре-ва воздуха повышение температуры уходящих газов фактически либо вовсе не наблюдается, либо имеет место в значительно меньшем размере, чем предполагалось по расчету. [12]
Укажите причины и меры, которые необходимо принять при повышении температуры уходящих газов после водяного экономайзера у котла, проработавшего 3 мес после капитального ремонта на газообразном топливе. [13]
В результате этого между периодами наружной очистки от сажи происходит повышение температуры уходящих газов и, как результат этого, увеличение потерь тепла с уходящими газами. [14]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Рекомендуемые температуры уходящих газов, оС
при сжигании твердых топлив
| Топливо, приведенная влажность, (%·кг)/МДж | Расход пара Dпе < 20 кг/с | Расход пара Dпе> 20 кг/с | ||
| tпв<180 °С | tпв=180÷230 °С | tпв>230 °С | ||
| Сухое,Wrпр≤ 0,7 Влажное,Wrпр= 1-5 Сильновлажное,Wrпр> 5 | 120-140 140-150 150-160 | 110-120 120-130 130-140 | 120-130 140-150 160-170 | 130-140 150-160 170-180 |
при сжигании мазута и природного газа
| Топливо | ух , °С |
| Мазут, содержание серы Sr, % высокосернистый, Sr > 3,0 высокосернистый, Sr = 2,0÷3,0 сернистый, Sr = 1,0÷2,0 малосернистый, Sr < 1,0 Природный газ | 165 160 150 140 120-130 |
Предварительный подогрев воздуха перед воздухоподогревателем до повышает температуру стенки, следовательно, позволяет снизить температуру уходящих газов и повысить КПД котла.
В любом случае оптимальные температуры уходящих газов для различных топлив и параметров пара котельного агрегата устанавливаются на основании технико-экономических расчетов.
Существенное влияние на выбор температуры уходящих газов оказывает также температура питательной воды. С ее ростом увеличивается КПД термодинамического цикла, а КПД котельного агрегата падает. Температуры уходящих газов и питательной воды должны быть выбраны такими, чтобы сумма эксплуатационных и капитальных затрат была минимальной.
Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель выбирается на уровне, предотвращающем развитую сернокислотную коррозию металла и забивание низкотемпературной части поверхности нагрева липкими отложениями. Таким образом, выбор также зависит от влажности топлива и содержания в нем серы.
Для трубчатых воздухоподогревателей температура воздуха на входе принимается:
- твердое топливо при:
< 0,7 %·кг/МДж и < 2 % → = 20÷30 °С;
= 1÷5 %·кг/МДж и = 2÷3 % → = 45÷55 °С;
> 5 %·кг/МДж и > 3 % → = 60÷70 °С;
Схемы подогрева воздуха перед воздухоподогревателем представ-лены на рис. 5.
Предварительный подогрев воздуха до 50 °С обычно осуществляют рециркуляцией части горячего воздуха на всас дутьевых вентиляторов (рис. 5а).
Б
Рис.o
олее высокую температуру получают подогревом воздуха в паровых или водяных калориферах, установленных перед воздухоподогревателем (рис. 5б, в).При схемах рис. 5а,в подогрев воздуха происходит за счет теплоты собственных продуктов сгорания (“внутренней” теплоты), поэтому в уравнении теплового баланса этот подогрев не учитывается, и расчет потерь теплоты с уходящими газами производится при = 20-30 °С.
В случае калориферного подогрева воздуха отборным паром турбины (внешний подогрев) потери теплоты с уходящими газами также считаются по отношению к = 20-30 °С, однако располагаемая теплота топлива в уравнении теплового баланса увеличивается на теплоту подогрева воздуха Qв.внот до.
При сжигании мазута с Sr> 2 % и твердого топлива с Sr>3 % необходима дополнительная проверка надежности работы холодной части воздухоподогревателя с позиции исключения интенсивной сернокислотной коррозии. В этих целях минимальная температура стенки воздухоподогревателя должна составлять °С (верхний предел - при сжигании мазута).
Рис. 5. Схемы подогрева воздуха перед воздухоподогревателем:
1 – дутьевой вентилятор; 2 – шибер, регулирующий рециркуляцию;
3 – калорифер; 4 – экономайзер низкого давления; 5 – циркуляцион-
ный насос; 6 – экономайзер; 7 – вход воздуха; 8 – воздухо-
подогреватель
Рекомендуется определять значение в зависимости от типа воздухоподогревателя и предварительно выбранных температур уходящих газов и воздуха на входе в воздухоподогреватель.
Для трубчатого воздухоподогревателя
, °С .
При ≤ 110 °С во всех случаях наблюдается интенсивная коррозия поверхности нагрева. Если расчетныене удовлетворяют требованиям надежной эксплуатации, необходимо несколько увеличить выбранные температурыи.
Потери теплоты с химическим недожогом топлива q3(0 –2 %) возникают при появлении в продуктах сгорания горючих газообразных составляющих (СО, Н2, СН4), что связано с неполным сгоранием топлива в пределах топочной камеры. Догорание же этих горючих газов за пределами топочной камеры практически невозможно из-за относительно низкой их температуры.
Химическая неполнота сгорания топлива может являться следствием:
- общего недостатка воздуха (αт),
- плохого смесеобразования (способ сжигания топлива, конструкция горелочного устройства),
- низких или высоких значений теплонапряжения топочного объема (в первом случае – низкая температура в топке; во втором – уменьшение времени пребывания газов в объеме топки и невозможности в связи с этим завершения реакции горения).
Потеря теплоты с химическим недожогом зависит от вида топлива, способа его сжигания и принимается на основании опыта эксплуатации паровых котельных агрегатов.
Потери теплоты с химическим недожогом определяются суммарной теплотой сгорания продуктов неполного окисления горючей массы топлива
Потери теплоты от механической неполноты сгорания q4 (1-6 %) связаны с недожогом твердого топлива в топочной камере. Часть его в виде горючих частиц, содержащих углерод, уносится газообразными продуктами сгорания, другая часть – удаляется вместе со шлаком. При слоевом сжигании возможен также провал части топлива через прозоры колосниковой решетки. Величина их зависит от способа сжигания топлива, способа шлакоудаления, выхода летучих, грубости помола, зольности топлива и рассчитывается по формуле
где ашл + пр, аун - доли золы топлива в шлаке, провале и уносе; Гшл+пр, Гун - содержание горючих в шлаке, провале и уносе, % .
Потери теплоты от наружного охлаждения через внешние поверхности котельного агрегата q5 , %, невелики и с ростом номинальной производительности котла Dном уменьшается. Потери теплоты от наружного охлаждения возникают потому, что температура наружной поверхности котла превышает температуру окружающей среды.
На рис. 6 представлена зависимость q5 от производительности котла.
Рис. 6. Потеря теплоты от наружного охлаждения
При нагрузках, отличающихся от номинальной, потеря теплоты q5 пересчитывается по формуле
, % .
Распределение суммарной потери от наружного охлаждения по отдельным газоходам котла (топка, пароперегреватель и т.д.) производится пропорционально количеству тепла, отдаваемого газами в соответствующих газоходах, и учитывается коэффициентом сохранения тепла
.
Потери теплоты с физической теплотой удаляемых шлаков q6 при твёрдом шлакоудалении весьма невелики и учитываются только для многозольных топлив, когда Аr> 2,5, где выражено в МДж/кг.
В случае жидкого шлакоудаления определение потерь с теплотой шлаков обязательно при любой зольности топлива.
Расчёт потерь с физической теплотой шлаков ведётся по формуле
, % ,
где ашл = 1 - аун - доля шлакоулавливания в топочной камере; (сt)шл-энтальпия шлака, при твёрдом шлакоудалении принимается tшл = 600 °С и (сt)шл = 560 кДж/кг.
В случае жидкого шлакоудаления температура вытекающего шлака принимается равной температуре жидкоплавкого состояния.
Расход топлива В, кг/с, подаваемого в топочную камеру котельного агрегата, можно определить из баланса между полезным тепловыделением при горении топлива и тепловосприятием рабочей среды в паровом котельном агрегате
, кг/с или м3/с .
Расчетный расход топлива с учетом механической неполноты сгорания
, кг/с .
Коэффициент полезного действия котла (брутто) по прямому балансу
Коэффициент полезного действия (нетто) котельной установки
где Qсн - расход электроэнергии (в переводе на теплоту) на собственные нужды котельной установки, кВт.
studfiles.net
7 Выбор температуры уходящих газов
Температура уходящих газов может быть указана в задании, а может выбираться по табл. П.7. Выбор температуры уходящих газов за котлом зависит от приведенной влажности топлива Wп, рабочего давления в котле, температуры питательной воды и стоимости топлива. Эта температура оказывает существенное влияние на экономичность работы котла и выбирается на основании технико-экономических расчетов. Результаты таких расчетов приведены в табл. П.7.
При сжигании мазута и высокосернистых топлив возникает опасность низкотемпературной коррозии первых ступеней воздухоподогревателя, если температура металла будет ниже температуры точки росы водяных паров в продуктах сгорания. Для исключения коррозии воздухоподогревателя рекомендуется предварительный подогрев воздуха перед поступлением его в котел. Рекомендуемые в работе значения температуры предварительного подогрева воздуха представлены в табл. 7.1.
Предварительный подогрев воздуха перед входом в воздухоподогреватель осуществляется в паровых калориферах отборным паром из турбин, в водяных калориферах – сетевой, питательной или продувочной водой, в воздухоподогревателях с промежуточным теплоносителем, в воздухоподогревателях со стеклянными трубками – за счет рециркуляции горячего воздуха.
Таблица 7.1 – Рекомендуемые температуры подогрева
воздуха
| Топливо | tnno С |
| Сухое, Wп < 3% | 30 |
| Умеренно влажное, Wп = 4-20% | 45÷55 |
| Сильно влажное, Wп > 20% | 60÷70 |
| Природный газ | 30 |
| Мазут малосернистый, SR < 0,5% | 30 |
| Мазут сернистый, SR = 0,5 – 2% | 50÷70 |
| Мазут высокосернистый, SR> 2% | 80÷100 |
Для уменьшения коррозии воздухоподогревателя в целях нейтрализации паров применяют различные присадки в топливо.
8 Выбор температуры подогретого воздуха
Температура горячего воздуха, как правило, в задании не указывается, а выбирается согласно рекомендациям табл. (приложение 13). Выбор данной температуры зависит не только от характеристики сжигаемого топлива, но и от схемы организации его сжигания. Оптимальная температура подогрева воздуха для одноступенчатого воздухоподогревателя или после первой ступени двухступенчатого воздухоподогревателя может быть определена по формуле:
tгвопт = tпв + 40 + 0,7 (υух – 120),0 С. (8.1)
Тепловой баланс котла, определение коэффициента полезного действия и расхода топлива
Тепловой баланс котла составляется для установившегося теплового состояния котла на 1кг твердого или жидкого топлива и 1м3 газообразного топлива. С помощью теплового баланса определяют КПД котла и часовой расход топлива.
Суммарная потеря теплоты в котле
Σq= q2 + q3 + q4 +q5 +q6, %,
коэффициент полезного действия (брутто)
η ка = 100 – Σq, %.
Потеря теплоты с уходящими газами q2 находится с учетом данных расчета горения топлива, потери q3 и q4являются расчетными характеристиками топки и берутся из табл. П1, П2.
Потеря q6 рассчитывается по формуле [2]. Потери теплоты в окружающую среду отдельными газоходами учитываются коэффициентом сохранения теплоты.
(9.1)
Для расчета расхода топлива определяется общее количество теплоты, полезно использованной в котле, Qка. При величине продувки <1% расход теплоты на подогрев продувочной воды не учитывается.
Расход топлива, подаваемого в топку, рассчитывается по формуле:
, кг/ч (9.2)
Расчетный расход топлива равен:
, кг/ч (9.3)
После определения расхода топлива приступают к расчету отдельных элементов котла.
Перед расчетом рекомендуется изобразить схему компоновки котла и отдельных его компонентов с указанием основных габаритных размеров. Схему котла можно выполнить в масштабе 1:100 или 1:200 на миллиметровой бумаге в виде продольного разреза. Затем по известным конструктивным данным, указанным на чертежах, определить геометрические характеристики всех поверхностей нагрева. Для каждой поверхности должны быть известны диаметры и шаги труб, число рядов по ходу газа или воздуха и число труб в ряду, длины труб, расположение труб, размеры газоходов. С помощью геометрических характеристик определяют сечение для прохода продуктов сгорания, пара, воды и воздуха, а также поверхности нагрева, если они не указаны в технической характеристике котла.
Задачей расчета теплового баланса является определение КПД брутто котла и расход топлива. Расчеты выполняются по общепринятой методике [1, 2] с использованием рекомендаций по выбору ряда параметров. Значения потерь теплоты от химической и механической неполноты сгорания топлива принимаются по табл. П1 , П2.
Температура уходящих газов задается в соответствии с рекомендациями табл. П.7.
Потеря теплоты от наружного охлаждения котла определяется по графику рис. П.8.
Давление в барабане принимается в соответствии с рекомендациями
рб=1,1рпе.(9.4)
Температура питательной воды соответствует давлению рпе:
при рпе< 3 Мпаtп в= 1000С
при рпе= 3÷6 Мпаtп в= 1450С
при рпе= 9÷11 Мпаtп в= 2150С
Удельные энтальпии пара и воды определяются из таблиц теплофизических свойств воды и пара табл. П9, П10, П11).
Расчеты выполняются в табличной форме [1,2] с определением расчетного расхода топлива.
studfiles.net
Температура - уходящий газ - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Температура - уходящий газ
Cтраница 1
Температура уходящих газов зависит от конструктивных и эксплуатационных факторов. [1]
Температуры уходящих газов и холодного воздуха измеряются термометрами сопротивления с автоматическими мостами, имеющими ферродинамические выходные преобразователи ПФ-4 для получения разности. [3]
Температура уходящих газов повышается при загрязнении поверхности нагрева снаружи золой и сажей и образовании накипи внутри. Для понижения температуры уходящих газов, а следовательно, уменьшения потери qt на пути движения дымовых газов принято устанавливать дополнительные поверхности нагрева: экономайзеры и воздухоподогреватели. [5]
Температура уходящих газов на крупных методических печах, ранее отапливаемых мазутом, при переводе их на природный газ в некоторых случаях повышается на 50 - 100 С. [6]
Температура уходящих газов равна 600 С, воздуха 30 С. [7]
Температура уходящих газов у дымососов благодаря наличию байпаса ( обводного газохода), который, как правило, частично открыт, и подмешиванию горячего воздуха ( с температурой 250 С) из газохода воздухоподогревателя на 10 - 30 С выше, чем на выходе из контактных камер. [9]
Температура уходящих газов при работе на мазуте в зависимости от режима работы и общей нагрузки котла колеблется от 200 до 120 С. [11]
Температура уходящих газов при работе в комбинированном режиме при максимальной па-ропроизводительности составляет около 200 С, а подогрев воздуха достигает 250 С. Соответственно подогрев воздуха составляет при этом 120 С. Большим преимуществом этого варианта является то, что не нужно вносить существенные изменения в гидравлической части котла. [13]
Температура уходящих газов является вторым по важности параметром, который может измеряться либо термопарой хромель-ко-пель, либо регистрирующим манометрическим термометром ТГ-410 или ТГ-610. Их преимуществом является простота установки и надежность действия в длительной эксплуатации. [14]
Температура уходящих газов растет с увеличением паропроизводительности котла и хотя избыток воздуха при росте паропроизводительности, как правило, уменьшается, потери с уходящими газами возрастают. Увеличение избытка воздуха в топке более необходимого и присосы в газовом тракте ведут к ухудшению теплопередачи, увеличению объемов уходящих газов и потери тепла с ними. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Газы уходящие от котлов
Испытания котла под техническим руководством автора проводились сотрудниками ЦПРП Ленэнерго, НПО ЦКТИ им. И.И.Ползуно-ва и других организаций. Измерения концентрации ЫОх при изменении паропроизводительности котла от 200 до 450 т/ч и вводе рециркулирующих газов (г [ ...]
Температура уходящих газов котлов должна учитываться с условиями работы газоочистного оборудования. При сжигании каменных углей температура уходящих газов может изменяться в зависимости от вида сжигаемого топлива и мощности парового котла от ЮО до 170° С. Как правило, для хорошей работы электрофильтров необходима температура около 1Ю°С. Поэтому от температуры уходящих газов зависят не только технико-экономические, но и экологические показатели.[ ...]
Ими могут быть: уходящие горячие газы от котлов, печей и другого теплового оборудования; теплая вода от охлаждения технологического оборудования; выбросной пар; конденсат от установок, обогреваемых паром; воздух, выбрасываемый из сушилок; удаляемый вентиляционный воздух (вентвыбросы). В ряде случаев ВЭР можно получать и от других источников, например, от охлаждения продуктов или полупродуктов, от прошедшей очистку сточной воды и пр.[ ...]
При переводе работы котла с мазута на совместное сжигание с природным газом происходит снижение температуры уходящих газов и повышение КПД (брутто) котла. Так, при снижении доли мазута до 38—40 % исчезают потери qъ, температура уходящих газов уменьшается от 250 до 236 °С, а КПД (брутто) котла увеличивается от 87,8 до 88,6 %.[ ...]
Итак, глубокая очистка уходящих газов от оксидов азота и серы по разработкам ЭНИН производится по следующей схеме: газификация топлива в смеси с известняком с последующим сжиганием газов в камере сгорания газовой турбины и в топке парового котла при температуре до 900 °С и с тонкой совместной очисткой от БО . и N0 . на электронно-луче-вой установке (рис. 9.2). Образующиеся при использовании этой установки твердые вещества (нитрат и сульфат аммония) выводятся из цикла и используются как товарный продукт.[ ...]
Проводились работы и на котлах меньшей мощности. В частности, реконструкция одного из котлов, переведенного на водогрейный режим с горелкой тепловой мощностью до 8 МВт, также привела к снижению концентрации 1ЧЮХ в уходящих газах до 100 мг/м3 при устойчивой работе в широком диапазоне изменения давления газа (от 100 до 3000 кгс/м2).[ ...]
| Изменение температуры уходящих газов КПД (брутто) г)к и потерь теплоты от химической неполноты сгорания |  |
Факельное дожигание отходящих газов. Горючие отходящие газы ни в коем случае не следует отводить в дымовые трубы. Если химические вещества, входящие в состав таких газов, не могут быть утилизированы, необходимо использовать хотя бы теплотворную способность этих газов, сжигая их, например, в топках паровых котлов. Если такой вариант неосуществим по техническим причинам или по соображениям техники безопасности (например, из-за опасности смешивания газов с воздухом), можно выводить уходящие газы через открытый трубопровод, обеспечив их дожигание факелом. Конец такой трубы должен располагаться на высоте 4—10 м от поверхности земли и находиться на расстоянии не менее 120 м от любых горючих материалов. Необходимо обеспечить бесшумное горение факела при минимальном свечении. Подавая в трубу воздух или водяной пар, можно предотвратить образование сажи.[ ...]
Одним из путей является создание котлов, рассчитанных на весьма низкую температуру уходящих газов путем сооружения более развитых, чем обычно, хвостовых поверхностей нагрева (использование левой ветви зависимости удельного электрического сопротивления от температуры). Исследования показали, что снижение температуры газов до 100° С приводит к снижению УЭС золы примерно на один порядок. Когда УЭС исходной золы превышает значение 5-1011 Ом-см, необходимо более глубокое охлаждение газов—до температуры примерно 80—90° С. При этом, однако, увеличиваются габариты и стоимость котлов. Могут существенно усложниться их эксплуатация и ремонт в связи с интенсификацией абразивного износа низкотемпературных поверхностей. Поэтому при сжигании топлив, зола которых обладает чрезмерно высоким УЭС, как правило, не идут по пути глубокого охлаждения уходящих газов, хотя в ряде случаев таким способом можно существенно снизить выбросы в атмосферу.[ ...]
Одним из путей является создание котлов, рассчитанных на весьма низкую температуру уходящих газов путем сооружения более развитых, чем обычно, хвостовых поверхностей нагрева (использование левой ветви зависимости удельного электрического сопротивления от температуры). Исследования показали, что снижение температуры газов до 100° С приводит к снижению УЭС золы примерно на один порядок. Когда УЭС исходной золы превышает значение 5-1011 Ом-см, необходимо более глубокое охлаждение газов—до температуры примерно 80—90° С. При этом, однако, увеличиваются габариты и стоимость котлов. Могут существенно усложниться их эксплуатация и ремонт в связи с интенсификацией абразивного износа низкотемпературных поверхностей. Поэтому при сжигании топлив, зола которых обладает чрезмерно высоким УЭС, как правило, не идут по пути глубокого охлаждения уходящих газов, хотя в ряде случаев таким способом можно существенно снизить выбросы в атмосферу.[ ...]
| Изменение концентрация NOx в уходящих газах котла до (1) и после (2) реконструкции газояыпускных капа-лов горелки в зависимости от электрической нагрузки энергоблока |  |
На рис. 8-5 показано влияние нагрузки котлов на образование N0»; при обычном и двухступенчатом сжигании природного газа в котлах ПТВМ-50 и ДКВР-20-13 с вихревыми горелками. Из рисунка следует, что при нагрузке котла ПТВМ-50, равной 100%, и ат"=1,15 двухступенчатое сжигание путем перераспределения воздуха по ярусам позволяет снизить концентрацию окислов азота в уходящих газах на 27 %. Оптимальными значениями коэффициента избытка воздуха в горелках являются аг1:=0,85, аги=Л,30, при которых не происходит увеличение потерь теплоты от химической неполноты сгорания.[ ...]
| Изменение концентрации 1ЧОх в уходящих газах котла (1), КПД (2), мощности тягодутьевых механизмов и ДРГ (3) в зависимости от степени рециркуляции дымовых газов при электрической нагрузке блока 330 МВт (110% номинального значения) |  |
| Изменение концентрации 1ЧОх в уходящих газах котла (1), КПД (2), мощности тягодутьевых механизмов и ДРГ (3) в зависимости от степени рециркуляции дымовых газов при электрической нагрузке блока 330 МВт (110% номинального значения) | |
Весьма интересно использование тепловой энергии уходящих газов от котлов с помощью экономайзеров, в которых происходит непосредственное соприкосновение газов с подогреваемой водой. При этом возможна конденсация водяных паров, находящихся в газах, и использование высшей теплоты сгорания топлива, т. е. повышение коэффициента полезного действия котельной установки (при расчете его по низшей теплоте сгорания) за 100 %. В теплогенераторах более просто использование тепловой энергии при работе их на газовом топливе, так как в последнем случае уходящие газы почти не загрязнены. Например, возможна утилизация тепловой энергии таких газов (с температурой 220—250°С), уходящих от хлебопекарных печей, для подогрева воды, расходуемой на горячее водоснабжение хлебозаводов — наиболее распространенного вида промышленных предприятий (рис. 2.2).[ ...]
| Зависимость КПД (брутто) Т1к, потерь теплоты от химической неполноты сгорания с/з и потерь теплоты с уходящими газами |  |
На рис. 5-10, б показано влияние совместного сжигания газа и мазута на образование окислов азота при изменении фактической тепловой мощности котла ПТВМ-50 от 28 до 55 МВт и при ат = 1,12. Анализ полученных данных показывает, что совместное сжигание газа и мазута позволяет снизить концентрацию N0 в уходящих газах на 15 % по сравнению с режимом сжигания мазута.[ ...]
На рис. 6.25 представлены зависимости основных параметров работы котла от положения шибера на канале перетечного воздуха РБП и указателя положения (УП) шибера перед ДРГ при номинальной нагрузке блока. Ясно, что с увеличением степени открытия шибера на всасывающей стороне ДРГ температура газов по тракту котла несколько увеличивается, однако не превышает предельно допустимых значений. В режиме работы котла с закрытыми отборами перетечного воздуха и газов после экономайзера концентрация ЫОх в уходящих газах находится на уровне 420 мг/м3. Суммарный расход электроэнергии на тягодутьевые механизмы (Д9, ДРГ) составляет 4050 кВт ч, температура уходящих газов — 145°С при температуре воздуха перед РЗП 42°С, КПД котла брутто — 94,1%. Такой режим можно считать самым экономичным.[ ...]
В контактном теплообменнике 1 исходная минерализованная вода нагревается уходящими из технологического агрегата 2 газами, после чего она подается в опреснительную установку адиабатного испарения 3. Образовавшийся дистиллят направляется потребителю. Концентрированный раствор насосом 4 подается в сушилку 5, остальная часть раствора направляется на рециркуляцию. В конденсаторах испарительной установки нагревается вода, которая подается в систему водоочистки 6, а затем в бойлер 7 для подогрева паром из котла, и далее тепловому потребителю. Конденсат от потребителя и из бойлера, горячая вода для подпитки и пар направляются в диаэратор 8, из которого питательная вода насосом 9 подается в котел. В этой установке полностью отсутствует контакт минерализованной воды с поверхностью нагрева и осуществляется глубокая утилизация энергии уходящих газов.[ ...]
Таким образом, величина приведенных расчетных затрат в установке с паровым котлом может достигать 0,55 -0,60 руб/т, а в установке с камерой сгорания — 0,50 -=-0,55 руб/т. Однако в схеме с паровым котлом может сжигаться любое органическое топливо. В такой установке с головным поверхностным подогревателем может использоваться пар от энергоблока, а также тепло уходящих газов различных технологических агрегатов. Кроме того, в замкнутом контуре можно применять, при необходимости, другой, отличный от воздуха, газообразный теплоноситель.[ ...]
В связи с проводимой инвентаризацией выбросов токсичных продуктов сгорания топлива от отопительных и производственно-отопительных котельных, а также необходимостью получения исходных данных для составления отчетной формы № 2ТП (воздух) ЦСУ СССР на предприятиях, наладочных, проектных и контролирующих организациях возникают затруднения, вызванные отсутствием или недостаточностью точных данных о содержании вредных веществ в уходящих газах различных типов котлов.[ ...]
Анализ существующего котельного парка на предприятиях отрасли показал, что температура уходящих газов за котлами колеблется в очень широких пределах (от 150 до 400° С и выше), хвостовые поверхности нагрева котлов во многих случаях отсутствуют. Поэтому потери тепла с уходящими газами являются большими и при сжигании высоковлажных древесных отходов могут достигать 20 % и выше.[ ...]
Из зарубежной и отечественной литературы известно применение технологий получения воды из водяного пара уходящих газов. Технологии основываются на использовании поверхностных, или так называемых контактных, теплообменников, в которых конденсация водяного пара из уходящих газов осуществляется на поверхности струй или капель воды, вводимой в поток дымовых газов котла. Такие технологии могут найти применение из-за возможности не только уменьшить расход технической воды, но и возвратить в цикл теплоту, затраченную в котле или камере сгорания топлива на испарение воды. Получаемую при этом воду необходимо очистить от загрязнений [5.8, 5.9].[ ...]
В условиях сокращения использования мазута как котельно-печного топлива предпочтительны режимы совместного сжигания газа и мазута при их долевом соотношении 60 : 40 (по тепловыделению), что позволит по сравнению с режимами работы котлов на мазуте снизить потери теплоты от химической неполноты сгорания почти до нуля и уменьшить на 15—20 °С температуру уходящих газов; при указанных условиях КПД (брутто) котлоагрегатов повышается на 1,0—1,5 %, выбросы окислов азота снижаются на 12—17 %, а выбросы окислов серы — в 1,5—1,7 раза. Это в свою очередь позволит сократить интенсивность сернокислотной коррозии, а также увеличить период между очистками (обмывками) поверхностей нагрева.[ ...]
Коэффициент избытка воздуха изменялся а= 1,42... 1,78. Потери тепла с уходящими газами составили 14,8 ... 18,2 %, от химической неполноты сгорания 0,26 ... 0,54 %. Коэффициент полезного действия котлоагрегата находился в пределах 76,2... 79,3 %. Топочное устройство ВО-110 нормально работало как на смеси щепы с опилками в любой пропорции, так и на одних опилках.[ ...]
Основным потребителем ВЭР является теплоснабжение зданий (системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения), требующее тепловую энергию низкого потенциала. Традиционно используются в теплообменных аппаратах ВЭР в виде выбросного пара, конденсата, воды, уходящих от котлов и печей, горячие газы для подогрева в утилизаторах.[ ...]
Сжигание твердых отходов в кострах или примитивных печах нельзя считать целесообразным, так как при этом загрязняется воздушная среда и не используется образующаяся тепловая энергия. Оно может быть оправдано при сжигании в специальных печах специфических больничных отходов, которые удаляются и обезвреживаются отдельно от бытовых. Однако при использовании тепловой энергии и очистке уходящих газов сжигание твердых отходов является целесообразным. Этот процесс происходит на мусоросжигательных станциях (заводах) — рис. 5.5, имеющих паровые или водогрейные котлы со специальными топками, например с расположенными наклонно вращающимися валками колосниковой решетки (рис. 5.6). Температура в топке должна быть не менее 1000°С, для того чтобы сгорали все дурнопахнущие примеси газов и не происходило бы зашлаковывания колосников. Перед выходом в дымовую трубу газы необходимо очищать, например с помощью электрических фильтров. Металлический лом отделяют от шлака электромагнитным сепаратором.[ ...]
При эксплуатации теплиц на их отопление расходуется большое количество теплоты. Ее стоимость в холодных районах нашей страны достигает 60 % себестоимости тепличной продукции. Это является часто причиной, сдерживающей развитие тепличного строительства. Существует мнение, согласно которому при современном дефиците топлива строительство новых теплиц возможно лишь в том случае, если для их отопления будут использоваться вторичные энергетические ресурсы (ВЭР), термальные воды или другие бестоп-ливные источники теплоты. Вместе с тем всякое здание является источником ВЭР. В современном многоэтажном жилом доме, например, около 50 % тепла, расходуемого на отопление, выбрасывается в атмосферу с удаляемым вентиляционным воздухом. Еще больше теплоты удаляется с воздухом из общественных и особенно из промышленных здании. Часто, особенно на промышленных предприятиях, имеются и другие ВЭР с более высокой температурой, чем удаляемый воздух, которые можно легко использовать для отопления расположенных на их крышах теплиц, например, незагрязненные уходящие газы от сжигаемого в котлах и технологических печах натурального газа.[ ...]
ru-ecology.info
твердотопливные котлы - Температура уходящих газов из котла
Очень важно, в процессе эксплуатации следить за температурой уходящих газов на выходе из котла. Ограничение по максимальной температуре вызвано возможностью выхода из строя дымососа (не более 280 °С), а по минимальной температуре ограничение ставит образование конденсата в конвективной части котла. Сера, содержащаяся в топливе, при образовании конденсата может вызвать низкотемпературную сернистую коррозию конвективных поверхностей. Кроме того, конденсат вызывает налипание сажистых и золовых отложений на конвективных пакетах котла и приводит к частым остановкам котла на их чистку. Минимальная температура уходящих газов за котлом выбирается по температуре точки росы. Температура точки росы дымовых газов tрзависит от температуры конденсации влаги tконпри парциальном ее давлении в газах и приведенного содержания серы в рабочем топливе Sпи равна tр = tкон + Δtр, величина Δtрв зависимости от приведенных содержаний золы и серы топлива Aпи Sпопределяется по формуле
Температура точки росы колеблется в пределах 90-110 °С при сжигании углей, и при сжигании дров 54 °C. Пример: каменные угли - Кузнецкий Д tр = 90,9 °C, бурые угли - Харанорский Б1 tр = 108,7 °C. Для полного исключения коррозии поверхности нагрева при отсутствии специальных мер защиты температура металлической стенки должна быть примерно на 10° выше температуры точки росы дымовых газов (нормы теплового расчета). Следовательно, рекомендованная температура стенки при сжигании углей 100-120°C, а при сжигании дров 64 °C. Так как в водогрейных котлах температура стенки максимально приближена к температуре теплоносителя, рекомендуемая температура уходящих газов не ниже 150 °C (нормы теплового расчета) даже во время теплой погоды в переходные периоды.
Так же, температура уходящих газов в процессе эксплуатации может оказаться ниже точки росы, в случае установки котла по мощности, превышающей потребляемую. Поэтому не рекомендуется установка котла по мощности, превышающей, потребляемую, более чем на 20 % в пиковые нагрузки.
teplo-faq.net
