Теплотехнический расчет котлоогрегата ДЕ 10 14

1.
Введение______________________________________________стр. 4

2.
Описание котлоагрегата ____________________________________
4

3.
Выбор топочных устройств__________________________________6

4.
Обоснование выбранной температуры уходящих газов_________ 8

5.
Выбор хвостовых поверхностей нагрева_______________________8

6.
Горение топлива____________________________________________8

7.
Определение энтальпии воздуха_____________________________11

8.
Тепловой баланс___________________________________________13

9.
Расчет топочной камеры____________________________________14

10.
I. Конвективный пучок_____________________________________19

11.
II. Конвективный пучок____________________________________ 22

12.
Водяной экономайзер______________________________________ 25

13.
Выбор вспомогательного оборудования______________________ 27

14. Литература_______________________________________________ 32

Расчётно - пояснительная записка к курсовому проекту на тему: Теплотехнический расчет котлоогрегата ДЕ 10 – 14

стадия

лист

листов

Разработал

Силин

УП

3

32

Принял

Прокофьева

2 Поверочный расчет котлоагрегата

2.1. Описание котлоагрегата

Газо-мазутные котлы типа ДЕ

Газо-мазутные котлы типа ДЕ, разработанные А.А.Дорожниковым и сотрудниками НПО ЦКТИ паропроизводятельностью от 4 до 25 т/ч (Бийский котельный завод) с давлени­ем 14 кгс/м2. Они предназначены для выработки насыщенного пара идущего на технологи­ческие нужды промышленных предприятий. Топочная камера размещается сбоку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубками, развальцованными в верхнем и ниж­нем барабанах. Котлы типа ДЕ состоят из: верхнего и нижнего барабанов, диаметром 1000 мм каждый, конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубками диаметром 51*2,5мм, фронтального, боковых и задних экранов , образующих топочную камеру. Ширина топочной камеры одинакова для всех видов котлов ДЕ -1790мм. Конвективный пучёк имеет газовые перегородки для изменения направления потоков газа, в свою очередь он отделен от топо­чной камеры. Трубы парового экрана котлов производительностью от 4 до 10 т/ч приваривают к коллекторам, трубы котлов с производительностью от 16 до 25 т/ч развальцованы в бараба­нах.

Изоляция в котлах типа толщиной 100 мм, а обмуровка фронтальной и задней стенок из шламобетона. Сна­ружи обмуровка котлов покрыта металлической обивкой толщиной 2 мм. В отличии от па­рогенератора ДЕ-10-14 парогенератор ДЕ-16-14 имеет конвективный газоход без продольной перегородки и продукты сгорания в 1 газоходе, омывают поверхность нагрева, двигаясь от задней стенки к фронтальной. Возврат продуктов сгорания к задней стенке парогенератора про­изводится по газоходу, расположенному под топочной камерой с выводом продуктов сгорания вверх. Это способствует удобному размещению водяного экономайзера.

В парогенераторе предусмотрено двухступенчатое испарение. Во вторую ступень испарения выведены частично трубы конвективного пучка. Общим спускным звеном всех контуров явля­ется последняя (по ходу продуктов сгорания) труба конвективного пучка.

Спускные трубы второй ступени испарения вынесены за пределы газохода. На парогенерато-торах производительностью от 16 до 25 т/ч предусмотрена установка горелки с предваритель­ной газификацией топлива: ГМП. Для парогенераторов производительностью от 6,5 до 10 т/ч предусмотрена установка горелок использующих фронтовое устройство газомазутных пароге­нераторов.

С

хема циркуляции котла ДЕ- 16-14 имеет два контура циркуляции.

Первый контур: вода из верхнего барабана по опускной трубе, находящейся в обмуровке, поступает в нижний барабан, где она нагревается, и пароводяная смесь по экранным трубам поднимается в верхний барабан.

Второй контур: вода из верхнего барабана по слабообогреваемым трубам конвективного пучка поступает в нижний барабан, и после нагревания в сильнообогреваемых трубах вновь попадает в верхний барабан.

Схема циркуляции

Рис. 1.

Верхний барабан (1) служит для отделения пара от воды с помощью сепарирующих устройств, а также в него подается питательная вода от системы водоочистки с последую­щей деаэрацией, а также для периодической продувки, Нижний барабан котла (2) служит для продувки котлоагрегата, а также играет роль шламонакопителя; загрязненная вода перио­дически удаляется в дренаж. Правый боковой экран (3) питается из нижнего барабана(2). Задний, фронтовой экран (5) питается из нижних коллекторов, получающих воду из нижнего барабана. В первой (по ходу движения продуктов сгорания) половине конвективных труб (6) пароводяная смесь поступает в верхний барабан, поэтому они называются подъемными (кипя­тильными). Во второй половине питательная вода движется к нижнему барабану, поэтому они называются опускными. Пар через паровую задвижку направляется к потребителю,овой экран (3) питается из нижнего барабана (2).

Характеристика котлоагрегата

2.2 Выбор топочного устройства

Характеристика топлива

Газообразное топливо состоит из механической смеси горючих и негорючих газов с не­большой примесью водяных паров, смол и пыли, Очень важными свойствами газа яв­ляются токсичность и взрываемость. В природном газе в основном содержится метан (СН4) этан (С2Н6) и тяжелые углеводороды, а также негорючие газы - углекислый газ (С02) и азот СЫ). Природные газы состоят из 96° о метана, 2% этана, 0.5% тяжелых углеродов, 1.5% уг­лекислый газ и азот. Природный газ при содержании его в воздухе от 3.8% до 7.8% (по объему) образует взрывоопасную смесь, ядовит, поэтому его одорируют.

Состав топлива

Таблица 2

Выбор топочного устройства

Газомазутные горелочные устройства должны обеспечивать оптимальные условия для пра­вильного смешивания топлива с воздухом, для горения смеси я передачи теплоты от факела к тепловоспринпмающим поверхностям нагрева. К ним применяются следующие основные требования :

а) Длина горения факела не должна превышать значения, определяемого размерами топочной камеры.

б) Значение коэффициента избытка воздуха должно выбираться таким образом , чтобы обеспе­чивать минимальные потери теплоты . Содержание токсичных коррозионноактивных соеди­нений в топочных газах не должно превышать предельно допустимых значений.

в) Температурные поля в различных сечениях топки должны быть максимально выравнены с тем, чтобы не было локальных перегрузок экранных труб котла или чрезмерного прибли­жения факела к экрану.

Конструкция газомазутного горелочного устройства ГМ 7.

Горелка состоит из форсуночного узла, периферийной газовой части и одноразового возду-хонаправляющего устройства. В форсуночный узел входит паромеханические форсунки и устройства, предусматривающие установку смежной форсунки, которая включается на непро­должительное время, необходимое для замены основной форсунки. Распыляющее устройство это распыляющая головка, которая является основным узлом форсунки из парового и котель­ного завихрителя , распределительной шайбы, прокладки и втулки. Газовая часть горелки состоит из газового коллектора с газовыдающими отверстиями и газоподводящей трубой, Коллектор в сечении имеет прямоугольную форму, к торцу его приварен овод полукруглой формы. Внутри коллектора имеется разделительная обечайка, которая способствует равно­мерному распределению газа по коллектору. Воздух направляется в устройство, представля­ющее собой лопаточный завихритель осевого типа с профильными лопатками устанавливае­мыми под углом 45°.

Горелка типа ГМ -7.

1. Заглушка.

2. Мазутная форсунка,

3. Газовоздушная часть.

4. Лопаточный завихритель вторичного воздуха.

5. Лопаточный завихритель первичного воздуха.

6. Монтажная плитка.

2.3. Обоснование выбранной температуры уходящих газов

Потеря теплоты с уходящими газами обусловлены тем , что температура продуктов сгора­ния. покидающих котлоагрегат, значительно выше температуры атмосферного воздуха. Потери теплоты с уходящими газами являются наиболыиим из всех потерь теплоты и зави­сят от вида сжигаемого топлива, нагрузки котлоагрегата, температуры и объема уходящих газов, температуры воздуха, забираемого дутьевым вентилятором. Для снижения потерь теп­лоты с уходящими газами следует стремится к уменьшению их объема и температуры. Одна­ко объем уходящих газов не может быть меньше теоретического, а температура ниже темпе­ратуры точки росы, во избежание конденсата водяных паров и продуктов сгорания. Темпе­ратура, при которой водяные пары в продуктах сгорания находясь в агрегатном парцио-нальном давлении начинают конденсироваться, называется температурой точки росы.

Согласно рекомендациям Р.И.Эстеркина, температуру уходящих газов принимаем 150°С.

2.4. Выбор хвостовых поверхностей нагрева

Выбор типа хвостовой поверхности нагрева

В производственно-отопительных котельных устанавливаются котлоагрегаты производитель­ностью от 2.5 до 25 т/ч. Для получения этого количества пара в топках сжигается сравнитель­но небольшое количество топлива и образуется небольшое количество дымовых газов. Тепло­та, уносимая этими газами, недостаточна для подогрева воды в водяном экономайзере и воздуха воздухоподогревателя одновременно. Поэтому котлы типа ДЕ 10-14 ; оборудованы только одной поверхностью нагрева. В нашем случае более экономично в хвостовой поверх­ности установить водяной экономайзер, чтобы предотвратить низкотемпературную коррозию труб поверхностей нагрева котлоагрегата.

Водяной экономайзер

Экономайзер благодаря применению труб небольшого размера является недорогой и компакт­ной поверхностью нагрева, в которых эффективно используется теплота уходящих газов. Водяной экономайзер воспринимает до 18% общего количества теплоты. Гидравлическое сопротивление водяного экономайзера по расчету для парогенераторов среднего давления не должно превышать 8% рабочего давления в барабане. В зависимости от материала, из кото­рого сделан экономайзер их разделяют на чугунные и стальные- Для рабочего давления котла 2.4 мПа экономайзеры изготавливают чугунными, а. выше давления 3-9 мПа из стальных труб. При подогреве воды в чугунных экономайзерах вода не доводится до кипения во избе­жание гидравлических ударов, приводящих к разрыву труб. Нагрев воды производится в чу­гунных экономайзерах на 20°, а в стальных на 40°ниже температуры кипения.

2.5. Расчетная часть.

Горение топлива

Горение

— это процесс окисления горючего вещества, происходящий при высокой температуре и сопровождающийся выделением тепла.

Определение теоретического объема количества воздуха, м 3
/м 3

V0
=0,0476[0,5 * СО + 0,5* Н2
+ 1,5 * Н2
S + ∑ (m + n/4) * Сm
Нn
– O2 ] : М3
/М3

(2.1)

Где : m –
число атомов углерода ;

n -
число атомов водорода .

V0
= 0,0476*[0,5*0+0,5*0+1,5* 0+(1+4/4)*95,4+(2+6/4)*2,6+(3+8/4)*0,3

+(4+10/4)*0,2+(5*12/4)*0,2-0]

V0
=9,72468 м3
/м3

Определение теоретического объёма азота в продуктах сгорания , м3
/м3

V0
N
2
= 0,79 * V0
+N2
/100 м3
/м3

(2.2)

V0
N
2
= 0,79 * 9,72468 + 1,1/100 =7,6934 м3
/м3

Определение объёма трехатомных газов , М3
/М3
.

V0
RO
2
= 0,01* (СО2
+ СО + Н2
S + ∑ m Cm
Hn
) ; м3
/м3
.

(2,3)

V0
RO
2
= 0,01*(0,2+ 0 + 0 + (1 *95,4) + (2 * 2,6) + (3 * 0,3) + (4 * 0,2) + (5 * 0,2); м3
/м3

V0
RO
2
= 1,0350 м3
/м3

Определение теоретического объёма водяных паров м3
/м3
.

V0
Н2О
= 0,01*(Н2
S + H2
+ ∑ n/2 * СmHn + 0,124 * d ) + 0,0161 * V0
; м3
/м3

(2.4)

V0
Н2О = 0,01*( 0 + 0 + (4/2 * 95,4 ) + (6/2*2,6) + (8/2*0,3) + (10/2*0,2) + (12/2*0,2) +

+ (0,124 * 10)) + 0,0161 *9,72468

V0
Н2О
= 2,1889; м3
/ м3

Определение коэффициента избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева.

Коэффициентом избытка воздуха называется отношение действительного количества воздуха к теоретически необходимому :

α =
Vφ
/
V
0

(2.5)

где V0
– теоретическое количество воздуха;

Vφ - фактическое или действительное количество воздуха .

Для газообразного топлива 1 ≤ α ≤ 1,1

а) Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки

αт
= 1,05 – D > 10 т/ч

(2.6)

D – производительность котла; т/ч.

б) Коэффициент избытка воздуха за конвективным пучком – α

Kn

α Kn
= αт + Δ α Kn

(2.7)

где Δ α Kn
- присос холодного воздуха в конвективный пучок

α Kn
= 1,05 + 0,1 = 1,15

в) Коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером –

α

в.эк

αв.эк
= α Kn
+ Δ αв.эк

(2.8)

где Δ αв.эк
-
присос воздуха в водяной экономайзер

αв.эк
= 1,25 + 0,1 = 1,35

Определение коэффициента избытка воздуха по газоходам котла.

Таблица 3

2.6 Определение энтальпий воздуха.

Количество тепла, содержащейся в воздухе или продуктах сгорания называется энтальпией воздуха или продуктов сгорания.

При выполнении расчетов принято энтальпии воздуха или продуктов сгорания относить к 1 кг сжигаемого твердого топлива или к 1м3
газообразного топлива. Расчет энтальпий продуктов сгорания производится при действительных коэффициентах избытка воздуха для каждой поверхности нагрева [ L, берем из таблицы 3 к.п. ] определение энтальпий сводится в таблицу 4 курсового проекта, где Vr
– теоретический объем продуктов сгорания [ табл. 3 к. п. ]

(CV)в
-энтальпия 1м3
воздуха кДж/м3
;

I0
в - энтальпия теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур

(CV)RO
(CV)N
2
(CV)Н2О
- энтальпия 1м3
3-атомных газов, азота, водяного пара [табл.3 к.п.]

I0
изб
- энтальпия теоретического объема продуктов сгорания

I - энтальпия продуктов сгорания при α > 1

Расчет энтальпий продуктов сгорания

Таблица 4

2.7. Тепловой баланс.

При работе парового или водогрейного котла вся поступающая в него тегшота расхо­дуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре или воде, и на покрытие различных потерь теплоты. Суммарное количество теплоты, поступающей в котлоагрегат, называется располагаемой теплотой и обозначается Qp
p
. Между теплотой, поступающей в котлоагрегат и покинувшей его должно существовать равенство. Теплота покинувшая кот­лоагрегат , представляет собой сумму полезной теплоты и потерь теплоты, связанной с тех­ническим процессом выработки пара. При тепловом расчете парогенератора или водогрейного котла, тепловой баланс составляют для определения КПД брутто и расчетного расхода топ­лива. Тепловой баланс котла составляют принципиально к установившемуся тепловому режиму. При поверочном расчете котлоагрегата определяют КПД по оборотному балансу.

Определение располагаемой теплоты, кДж / м3


[ таб.2, д.п.]

Qp
p
= Qс
н
=37430 кДж/м3
где Qс
н
– низшая теплота сгорания .

Определение теплоты с уходящими газами, %

g2
= (Iху
- α ух
* I0
х
.
в
.
)*(100 – g4
) : Qp
p

(2.9)

где Iху
- энтальпия уходящих газов, определяется при соответствующих значениях коэффи­циента избытка воздуха в уходящих газах [ табл.4, к.п.]

tух
=150°С I0
хв
=39,8 * V0
= 39,8 * 9,72468= 387,039 кДж/м3

α ух
= α эк
= 1,35 g2
= 0, т.е. топливо - газ

g2 =( 2984,0584 –1,35*387,039)*(100-0) : 37430 = 6,57%

Определение потерь теплоты от химической неполноты сгорания, %

g3
= 0,5
% g6
= 0, т.к. топливо - газ.

Определение потерь теплоты от наружного охлаждения, %

g5
= g5ном
* (Dном
: D ) где -g5ном
= 1,7 %

Опред

еление КПД бру
тто парового котла из уравнения теплового баланса, %

ηбр
=
100 – ( g2
+ g3
+ g4
+ g5
+ g6
), %

Определение полезной мощности парового котла

Qп.г.
= DП.Е.
( iП.П.
– i П.П.
) + DН.П.
(iН.П.
– iП.В.
) +
0.01 * P (DП.Е.
+ DН.П.
) * ( i кип
– iп.в.
)

(2.11)

где – DП.Е.
= 0 – расход выработанного переднего пара, кг / с

DН.П.
- расход выработанного насыщенного пара, кг / с

DН.П.
- 10000 / 3600 = 2,7778 кг / с

P
-
непрерывная продувка парового котла , % учитывается только при P = 2% ; P = 3% .

QП.Г.
= 2,777 (2790 – 435,8 ) + 0,01 * 3 ( 0 + 2,77 ) * ( 828 – 435,8 ) = 6564,5897 к Вт

Определение расхода топлива, м3
/ с

ВП.Г.
= QП.Г.
:(Q p

p
* ηбр
) * 100

(2.12)

где QП.Г.
- полезная мощность парового котла

Q p

p
- располагаемая теплота, кДж /м3

ηбр
- КПД брутто парового котла

ВП.Г.
= ( 6383,794 / 37560 х 91,17) х 100 = 0.2 М3
/ С

Определение коэффициента сохранения теплоты

φ = 1 – g5
: ηбр
+ g5

φ = 1 – 1,7 : (91,22 +1,7)=0,981

(2.13)

2.8. Расчет топочной камеры

Расчет топочных камер заключается в определении температур продуктов сгорания на выходе из топки и количества теплоты, отданного дымовыми газами экранной поверхности нагрева. В конце курсового проекта проверяется надежность работы топочной камеры.

В современных теплогенераторах , топочная камера частично экранирована, поэтому, в результате лучистого теплообмена, между газами и экранными поверхностями, температу­ра газов снижается. Лучистый теплообмен, в топочной камере, зависит от площади поверх­ности экранных труб, от полезного тепловыделения в топке, от частоты поверхности экранных труб, от вида сжигаемого топлива.

Перед началом расчета топочной камеры составляем эскиз топки по чертежам котлоагрегата, для определения её геометрических размеров и дальнейшего расчета площади по­верхности стен и объёма топки.

Определение энтальпии продуктов сгорания, кДж/м3

Предварительно задаемся температурой продуктов сгорания на выходе из топки для газа в пределах от 1050°С. Для этой температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки. [таблица 4 к.п.]

Т=1050°С

I
топки
= (17749,5565 + 19729,4678) : 2 = 18739,5121 кДж/м3

Определение полезного тепловыделения

Qт = ( Q p

p х ( 100 - g3 ) / 100 ) + QB

(2.14)

где QB
– теплота уносимая в топку воздухом, кДж/м3

QB
=
αт
* Iхв
= 1,05 * 387,039 = 406,39095

Iхв
= V° * 39,8 = 9,72468 * 39,8 = 387,039 кДж/м3

Iхв
– энтальпия теоретического объема холодного воздуха

g = 0,5 Qp

p
= 37430 кДж/м3

QТ
= 37430 * ((100 – 0,5) : 100 )) + 406,39095 = 37649,24095 кДж/м3

Определение коэффициента тепловой эффективности экрана

ψ = χ * ζ

(2.15)

где χ - угловой коэффициент , который равен отношению количества энергии, посылаемой на облучаемую поверхность к энергии излучения всей полусферической излучающей поверхности ;

ζ -
коэффициент загрязнения, учитывает снижение тепловосприятия экранных поверхнос­тей нагрева из-за их загрязнения (лит. 6, стр.62, табл. 5.1.)

ζ = 0,65

ψ = 0,6 5 * 1 = 0,65

Определение эффективности толщины излучаемого слоя, м

S = 3,6 * Vт : Fс.т. S = 3,6 * 17,2 : 42,73 = 1,45 м (2.16)

где Vт
- объем топочной камеры, м3

Fc
т
-
площадь поверхности стен топочной камеры, м3

Определение коэффициента ослабления лучей к(мМпа) -1

При сжигании жидкого или газообразного топлива k зависит от коэффициента ослабления лучей 3-х атомными газами – kr
и коэффициента ослабления лучей – kc

k= kr
* kn
+ kc

(2.17)

где r - суммарная, объемная доля 3-х атомных газов (табл. 3, к.п.) r = 0,2824

kr
- ( лит. 4, стр. 63, табл. 5.4.) или по формуле

kr
= (7,8 + 16 * rН2О) : (31,16 * vPn * S ) * ( 1 – 0,37 ( Тт

: 1000 ) , (м * мПа ) –1

kr
= 9

kс
= 0,3 *(2* αт
) * 1,6* (Т”т
:1000) * (Ср
: Мр
)

Тт

- абсолютная температура на выходе из топки (Тт

- 1323 К )

αт - 1,05

СР

НР

-
содержание углеводорода и водорода в рабочей массе топлива при сжигании природного газа.

Ср
/Нр
= 0,12 Σ m/n * Сm
* Hn

Ср

/Нp

= 0,12 * ( 1/4 * 95,4 + 2/6 * 3,6 + 3/8 * 0,3 + 4/10 * 0,27 + 5/12 * 0,2) = 3,08826 (м * мПа)-1

Kc = 0,3 ( 2 – 1,05 ) * ( 1,6 * (1323 : 1000 ) – 0,5 ) * 3,088 = 1,29

отсюда,

k = 9 * 0,2824 + 1,29 – 3,83 (м х мПа)-1

Определяем степень черного факела

α ф
= m * αсв
+ ( 1 – m ) * αr

(2,18)

где m - коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела

m =0,1

αc
в
-
степень черноты светящейся части факела, та, которой обладал бы факел при заполне­нии всей топки, только светящейся частью пламени.

αсв
= 1 – ехр[-(kr
*Rn
+kc
)PS]

где е - основание натурального логарифма

p- давление в топке для котлоагрегатов, работающих без продува Р =
0,1 мПа

α1
- степень черноты несветящихся 3-х атомных газов

αсв
=
1 – e–(9*0,2828+1,29)*0,1*1,45
= 0,4263

α1
=1- е ( kr * rn ) PS

αr
= 1- e-( 9*0.2824*0.1*1.61)
= 0.33413

αсв
=
0,4263

αr
= 0,33413

αф
= m * αсв
+ ( 1 – m ) * αr
= 0,1*0,4263 + (1-0,1)*0,33413 = 0343347

n – число труб расположенных в газоходе;

из чертежа топки определяем поперечный (S1
) и продольный (S2
) шаг трубы

Z1
= 6 – число труб в ряду;

Z2
= 41 – число рядов по ходу сгорания;

N = Z1
*Z2
= 6*41 = 246 (шт)

S1
= 110мм, S2
= 90мм

H – 3,14*0,056*1,98*246 = 85,65 м2

Определение степени черноты топки

αт
= αф
:(αф
+ ( 1- αф
)Ψср
)

(2.19)

Ψср
- среднее значение коэффициента эффективности экранов. Ψср
=(Ψпр.б.э
*Fпр.б.э
+Ψл.б.е.
*Fл.б.е.
+Ψпот.
*Fпот.
+Ψпод.
*Fпод.
+Ψзад.э
*Fзад.э
+Ψфр
*Fфр.
) / Fс
m
= 0,65 αт = 0343347 : (0,343347 + (1-0,343347)*0,65) = 0,44589

Определение параметров М

Параметр М учитывает распределение температуры топочной камеры. Он зависит от макси­мального положения температуры пламени, по высоте топки

М = 0,48 (принимаем по В.В. Померанцеву, лит.б, стр.67)

Определение средней суммарной теплоёмкости продуктов сгорания на 1 м3
сжигаемого газа, кДж (м3
К)

Vср = (Qт - Iт )/ (Tα - Tт)

(2.20)

где Tт
” - температура на выходе из топки принятая по предварительной оценки, К

Tα
- теоретическая температура горения в (К), [табл. № 4 к.п.] по Q равному энтальпии продук­тов сгорания;

Qт
- полезное тепловыделение в топке;

Tт
” -энтальпия продуктов сгорания [таб. № 4 к.п. по принятой на выходе из топки температуре]

Qт = 37649,24095

Iт
” = 18739,5121

Ta = 273 +1900 + ((37649,24095 – 36366,2520) / (38504,1913 – 36366,2520) * 100 =

= 2233,010541

Определение действительной температуры на выходе из топки, °С.

gт = ( Тα
/ М * ((5,67 * ψср
* Fст
* Qт
* ( Tα
)3) / (1011 * φ * Вр
* Vср
)0,6 ) +1) –273

(2.21)

где Тα
- теоретическая температура горения, К

ψср - среднее значение коэффициента эффективности экранов

Qт -
степень черноты топки кДж/м3

φ- коэффициент сохранения теплоты

Вр - расчетный расход топлива, м3
/с

Fст - площадь поверхности стен топочной камеры, м2

Vср -теплоёмкость продуктов сгорания, кДж/м3

gт
= ( 2233,010541 /
0,485((5,67*0,632*42,717*0,44(2233,010541)3
) / (1011
* 0,981* 0,19*20,7796)0.6

)+1) - - 273 =1016

Определение удельной нагрузки топочного объёма

qv = Вр
* Qp
H
/ VT

(2.22)

qv = 0,19 * 37430 / 17,2 = 413,47093 rDn/v3

где Вр
- расчетный расход топлива

Qp
H
-
низшая теплота сгорания на 1 м3
газа

Vт
- объем топочной камеры

Расчет конвективных поверхностей нагрева
.

Конвективные поверхности нагрева котлов играют важную роль в процессе получения пара и использования теплоты продуктов сгорания, попадающих в топочную камеру. Эффективность работы поверхностей нагрева зависит от интенсивности передачи тепла про­дуктам сгорания и пару. Продукты сгорания передают теплоту наружным поверхностям труб путем конвенции и излучения. Расчет выполняется для 1 м3
газа при нормальных усло­виях. При расчете конвективных поверхностей нагрева используется уравнение теплопереда­чи и уравнение теплового баланса.

Определяем площади поверхности нагрева, расположенные в рассчитываемом газоходе.

H = π d Iср
n , м3

d = 0,056 - наружный диаметр труб;

I - длина труб в газоходе

Расчет первого конвективного пучка.

Определение температуры продуктов сгорания:

задаёмся температурой сгорания продуктов, °С

t = 300 °С t =
500 °С

Расчет ведем для обеих выбранных температур

Определяем теплоту отданною продуктами сгорания

QБ
= φ * ( I’ – I’’ + Δακ * I°пр
) ; кДж/м3

(2.23)

φ- коэффициент сохранения теплоты φ = 0,98 %

I’ - энтальпия продуктов сгорания перед первым конвективным пучком.

I" - энтальпия продуктов сгорания после первого конвективного пучка ( берём по таблице 4 к. п. для двух выбранных температур )

I’300
=5265,2016 кДж/м3 I"500
= 9002,8840 кДж/м3

Δακ - присос воздуха в конвективной поверхности нагрева Δακ = 0,05

Qб
=0,98 *(18066,34–5265,2+ Qб
= 0,98*(18066,34-9002,8840+

+0,05*387,039) = 13231,68 +0,05*387,039) = 9927,034

Определяем температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе,°С

g = g’- g" / 2 ,

(2.24)

где g’ – действительная температура на выходе из топки

g" - заданная температура.

g’ = (1016 + 300) / 2 = 685 g" = (1016 + 500) / 2 = 758

Определяем среднюю скорость продуктов сгорания на поверхности нагрева, (м/с)

Wr
= Bp
* Vr
* ( ν * 273 ) / (F * 273)

(2.25)

Где Bp -расчетный расход топлива, Bp = 0,19 т/ч. Vr - объём продуктов сгорания на 1 м3 (табл. 3) , Vr = 11,9077

ν - средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С

F - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания - 0,41 м/с

Wr300 = 0,19*11,9077* (658+273) / 0,41*273 = 18,89

Wr500 = 0,19* 11,9077 * (758+273) / 0,41*273 = 20,8

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекции от продуктов сгорания (Вт/м2

K

)

αк = αн * Cz * Cs * Cф

(2.26)

где αн - коэффициент теплоотдачи (лит. 6, стр.71)

αн = 97 αн = 107

Cz - поправка на число труб по ходу продуктов сгорания (лит.б, стр.71)

Cs - поправка на компоновку пучка; Cs = 1

Сф - коэффициент, учитывающий влияние, изменения физических параметров потока (лит.1, стр.71, рис.6.1.) Сф = 1,13 Сф =1,1 αк = 97*0,97*1,13 = 106,32 αк = 107*0,97*1,1 = 114,16

Определить степень черноты газового потока

При этом необходимо вычислить необходимую суммарную оптическую величину kps
= (kr
* rn
) * P * S

(2.27)

где r n - коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами.

k r
– коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами.

kr
300
= 30 (м*Па)-1
k r
500
= 28 (м*Па)-1

r n
– суммарная объёмная доля трёхатомных газов (таб.3, к.п.) ;

r n = 0.27

P – давление в газоходе без продува; P = 0.1мПа;

S – толщина излучаемого слоя;

S = 0,9*d*((4/ π)*(S1
* S2
)/d2
)-1) = 0,9*0,056*4/3,14*((011,0,09/0,0562
)-1) = 0,15; м

kр
s
300
=30*02707*0,1*0,15 = 0,12 k р
s
500
= 28*0,2707*0,1*0,15 = 0,11

Определение коэффициента теплоотдачи

αл
= αн
* dф
* Сr

(2.28)

где αл
- коэффициент, учитывающий передачу теплоты излучения поверхности нагрева

αн
- коэффициент теплоотдачи

Сr
- коэффициент пропорциональности

Для вычисления αн
* α * Сr
, определяем температуру загрязнённой среды.

t - средняя температура окружающей среды для паровых котлов.

t3
= t +Δt ; Δt =25 0
C

t3
= 195 +25 = 220 0
C

αл
300
= 94* 1,152* 0,96 = 13,17 αл
500
= 152 * 0,142 * 094 =20,28

Определение суммарного коэффициента теплоотдачи

α1 = ζ (αk + αл)

(2.29)

где ζ - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхнос­ти нагрева; ζ = 1

α1
= 1 * (106,32 + 13,71) =120,03 α1
= 1 * (114,16 + 20,28) =134,44

Определяем коэффициент теплоотдачи, (Вт/м2

K

)

К = ψ × α1

(2.30)

где ψ - коэффициент эффективности; ψ = 0,85

К = 0,85*120,03 = 102,025 К =0,85*134,44= 114,274

Определение воспринятого количества теплоты, (кДж/м3
)

QT
=(K*H*Δt) / (Bp*103
)

(2.31)

где - Δt – температурный напор для испарительной конвективной поверхности нагрева;

Δt = (υ’ - υ") / (2.3×Ig(υ’- t кип
) / (υ"- tкип
) ;

t кип
– температура кипения при давлении в паровом котле, 0
С

Δt300= 348 Δt500= 521,7

QT300 =(102,025*85,65*348) / (0,19*103) = 16005,14

QT500=(114,274*85,65*521,7) / (0,19*103) = 26874,6

Определяем погрешность (Δ)

Qp
= 449 °C QT
324
= (K*H*Δt) / (Bp*103
)

(2.32)

QT
324
= (102,025*85,65*374,3) / (0,23*103
) = 12720,86

Δt = (V’т
-Qp
) /(2,3 Ig(Vт
”-195) /(Qp
-195))

Δt324
= 692 /(2,3 Ig(821 /129)) = 374.3

Qб
= φ*(I’- I"+Δαk
*I°прис
)

(2.33)

Qб
324
= 0,98*(18739,5121 – 5707,3059 + 0,05 * 387,039) = 12790,52 кДж/м3

Δ = ( ( QБ
– QT
) / QБ
) *100%

Δ = ( (12790,52-12720,86 ) / 12790,52)*100 = 0,4%

Расчет второго конвективного пучка

.

Задаёмся температурой продуктов сгорания

t = 200 °С t = 300 °С

Определение теплоты отданной продуктами сгорания, (кДж/м3)

QБ
= φ*(I’- I"+Δαk
*I°прис)

(2.34)

I’ = 5707,3059 I’ = 5707,3059

I" = 3732,1740 I" = 5658,08,34

QБ
200
= (5707,3059 – 3732,1740 + 0,05*387,039)*0,98 = 1954,59

QБ
300
= (5707,3059 – 5658,0834 + 0,05*387,039)*0,98 =67,20

Определение расчетной температуры потока продуктов сгорания в конвективном газаходе.

υ = υ’+ υ" / 2 ,

(2.35)

υ’ = Qp + 200 /2 = 259,5 υ’ = Qp + 300 /2 =309,5

Определение средней скорости,

м/с

Wr = Br
* Vr
* ( ν + 273 ) / (F * 273)

(2.36)

Wr
200
= (0,19*13,387*(262+273)) / (0,41*273) = 12,15

Wr
300
= (0,19*13,387*(312+273)) / (0,41*273) = 13,27

Определение коэффициента теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверх­ности нагрева, Вт/м2К

αк
= αн
* Cz
* Cs
* Cф

(2.37)

αк
= 108,989 αк
= 115,005

Определение степени черноты газового поток.

kр
s
=(kr
*rn
)*P*S;

(2.38)

S=0,15; P=0,1; r=0,2408

kр
s
200
=40*0,2408*0,1*0,15=0,14 kр
s
300
= 38*0,2408*0,1*0,15=0,13

Определение коэффициента теплоотдачи.

αл
= αн
* α * Сr

(2.39)

αл
200
= 40*0,139*0,98=5,44 αл
300
= 39*0,132*0,96=4,94

Определение суммарного коэффициента теплоотдачи.

α1
= ζ (αk
+ αл
)

(2.40)

ζ = 1.

α1
= 1 * (106,32+5,44) =111,76 α1
= 1 * (114,96+4,94) =119,9

Определение коэффициента теплоотдачи

К = ψ * α1

(2.41)

ψ =0,85

К200
= 0,85*111,76=94,99 К300
= 0,85*119,9=101,9

Определение воспринятого количества теплоты, кДж/м3

QT
= (K*H*Δt) / (Bp
*103
)

(2.42)

Δt = (υ’ - υ") / 2,3*Ig((υ’- t кип
) / (υ"- t кип
))

(2.43)

Δt200
=38,19 Δt300
= 116

QT
200
= (94,99*85,65*38,19) / (0,19*1000) = 1635

QT
300
= (101,9*85,65*116) / (0,19*1000) = 5328

Определение погрешности (Δ)

Qp
= 210 ºC

Qб
= φ*(I’- I"+Δαk*
Iºприс
)

(2.44)

Qб
210
= 0,98*(5707,3058 – 3924,7649+0,05*387,039) = 1765,8

QT = (K*H*Δt) / (Bp
*103
)

(2.45)

∆t =(QPI
– QPII
)/( 2,3Ig*(( QPI
– 195)/ (QPII
– 195))=

=(324-210)/ 2,3Ig((342-195)/(210-195))=53,039 ºC

Qт
= ( 94,99*85,65*53,039) / (0,19*1000) = 1771,15 Δ = ( ( Qб
– Qт
) / Qб
) *100%

Δ = ( (1765,8-1771,15)/ 1765,8)*100 = 0,3%

Расчёт водяного экономайзера

Определяем отданное количество теплоты, кДж/м3

Qб
= φ*(I’эк
- I" эк
+ Δαэк
× Iºприс
)

(2.46)

I’эк
- энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер I" эк
-энтальпия уходящих газов на выходе из водяного экономайзера, при t - 150 °С

Δαэк
- присос холодного воздуха в водяной экономайзер

Iºприс.
- энтальпия присасывающего воздуха

Qб
= 0,98* (3924,7649-2984,0584+0,05*387,039)=940,75

Определение энтальпии воды

i" эк
= ( (Bp
*Qб
) / (D + Dпр
) ) + I’ эк

(2.47)

где i" эк
-энтальпия воды после водяного экономайзера, кДж/кг

I’ эк
-энтальпия воды на входе экономайзера, кДж/кг

D - паропроизводительность котла, D = 2,78 кг/с

Dпр
- расход продувочной воды, Dпр = 0,11 кг/с

i" эк
=(( 0,19*940,75) / (2,78+0,11) )+940 =1001,84

По энтальпии воды после экономайзера и давлению определяем температуру воды на выходе из экономайзера

t"эк
= i" эк
/ 4,19

(2.48)

t "эк
= 1001,84/4,19=239,1 ºС

Если температура получится на 20°С выше температуры в барабане котла (195°С), то для котлов с давлением меньше 2,4 Мпа к установке принимают чугунный водяной экономайзер. При несоблюдении этого условия следует принимать стальной змеевиковый водяной экономай­зер.

i " эк
= 239,1ºC

Определение температурного напора (°С)

Δt =( Δt б
– Δtн
) / ( 2.3×Ig (Δt б
/ Δtн
)

(2.49)

где Δt Б - Δtн. - большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и нагреваемой жидкости.

Δt б
= Qр
– Iух
. = 210-150 = 60 ºС

Δtн
= t"эк
– tкип
= 144-104 = 40 ºС

Δt =( 60-40) / ( 2.3×Ig (60/40) = 49,38 ºС

Выбор конструктивных характеристик принятого к установке водяного экономайзера.

Для чугунного и стального водяного экономайзера выбираем число труб в ряду с таким рас­четом , чтобы скорость продуктов сгорания была в пределах от б до 9 м/с. Число труб в ряду чугунного экономайзера должна быть не менее 3 и не более 10.

Характеристика одной трубы экономайзера ВТИ

Таблица 5

Определяем действительную скорость продуктов сгорания в экономайзере, м/с

Wr
=( Bр
* Vr
* (νэк
+ 273 )) / (Fэк
* 273)

(2.50)

где νэк
- среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, м/с

Fэк
- площадь живого сечения для проходов продуктов сгорания.

νэк
=( t’эк
+ t" эк
) / 2

(2.51)

νэк
= (210 + 144) / 2 = 177 ºС

Fэк
= Z1
* Fтр

Fэк
= 0,12 * 12 = 1,44 м2

Wr
= (0,19*13,881* (177+273 )) / (1,44*273) = 3,01 м/с

Определение коэффициента теплопередачи, Вт/м 'К

К=Кm
* Сv

(2.52)

Где Кm
и Сv
- поправочные коэффициенты.

К= 23,5*1,03 = 24,2

Определение площади поверхности нагрева, м2

Hэк
= ( 103
*Qб
*Bр
) / (K×Δt)

(2.53)

Hэк
= ( 1000*940,75*0,19) / (24,2*49,38) =149,57 м2

Определение конструктивных характеристик

n = Hэк
/ Нтр

(2.54)

где Нтр
- площадь поверхности нагрева 1 трубы с газовой стороны, м2

n = 149,57/2,95=50,7

m = n / Z1
; m = 99,7 / 6 = 16,62

m - число рядов труб.

Определяем невязки теплового баланса :

ΔQ = Qp
р
* ŋбр
– ( Qл
+ Qk
+ Qэк
)

(2.55)

где Qл
+Qk
+Qэк
- количество теплоты воспринятой лучепринемающими поверхностями топки, конвекгивными пучками и водяным экономайзером.

ΔQ = 37430*0,91-(18550,44-12790,52+940,75)= 27360,63

( ΔQ / (Qp
р
* ŋбр
) ) * 100 = (2736,138/(37430*0,91) = 0,8 %

2.9.
Выбор вспомогательного оборудования.

Производительностью дымососа называется объём продуктов сгорания, перемещённых в единицу времени.

Необходимая расчетная производительность дымососа определяется с учетом условий всасывания, т.е. избыточное давление или разряжение и температура перед машиной и представляет собой действительные объёмы продуктов сгорания ( или воздуха который должен перемещать дымосос ).

Выбор дымососа

Таблица 6

Расчетная производительность дымососа

Qp
= β1
* Vд
, м3
/ ч

(2.56)

где β1
- коэффициент запаса по производительности

Vд
- расход продуктов сгорания

Vд
= Bр
( Vух
+ Δαт
Vº) *( (ν ух
+ 273) / 273) ; м3
/ч

Bр
= 0,192*3600 =684 - расход топлива в час

Vух
= 13,881, Vº= 9,7246, ν ух
=150 ºС

Vд
= 684 ( 13,881 + 0,1*9,72) *( (150 + 273) / 273) =15741,56

Qp
= 1,05 * 15741,56=16528,63

Определение расчетного давления, Па

Нp
= β2
*Δ Нn

(2.57)

Δ Нn
= h"T
+ Δ Нn

где h"T
- разряжение верхней части топочной камеры = 20 мм. рт. cт. (Па)

ΔН - суммарное сопротивление газового тракта

Δ Н= Sобщ.
= 195.7 мм. рт. ст. (Па)

ΔНn
= 20 +195,7 =215,7(Па):

Hр
= 1,1х215,7 =237,27 Па

По рассчитанным данным Qр
и Нр выбираем дымосос по напорной характеристике в справочнике типа ВДН - 10.

Характеристика дымососа

Таблица 7

Определяем мощность двигателя, кВТ

N =( Qp
* Hр
* 1.2 ) / (3600 *102 * η )

(2.58)

N = (16528,63*273,27*1,2) / (3600 *102 * 0,83 ) =17,78

Nу
= 17,78 * 1,1 = 19,558

Тип двигателя 4А – 180М4

Выбор вентилятора

Таблица 8

Определяем расчетную производительность, м3
/ ч

Qp = β1
× Vв

(2.59)

где Vв
- расход воздуха

Vв
= Bр
*Vº(αт
– Δα ) *((tв
+ 273) / 273)

Vв = 684*9,72*(1,05-0,05)*((30+273)/273)=7379,08

Выбор питательных насосов

Расчетное полное давление

Нp
= β2
×Δ Нп

(2.60)

Нр
= 1,1*215,7=237,27 Па

Δ Нп
= ΔНr

ΔНr
= 20+195,7 =215,7 Па

ΔН =Sобщ
=195,7 мм.рт.ст. (Па)

Нp = 1,1*215,7 =237,27 Па

N =( Qp
* Hр
) / (3600 *102 * η )

N = ( 7748,034*273,27) / (3600 *102 * 0.83 ) = 6,03

Nу
= 1,1*6,03 =6,63

Qн
= (Д + Дпр
)*1,1

Д = 10, Дпр
=0,04*10 = 0,4

Qн
= (10 + 0,04)*1,1 = 11,4

Определяем расчетный напор питательного насоса

Рн
=1,1*(Рк
* (1+ΔР)+Рэк.
+Р"тр
+Рвс
тр
– 3 - Рд
)

(2.61)

где Рк
-давление в барабане котла =1,37 Мпа;

ΔР - избыточное давление в барабане котла на открывании задвижки

ΔР = 0,05*Рк
ΔР =0,05*1,37= 0,0685 МПа

Рэк
-сопротивление водяного экономайзера =0,18 Мпа

Р"тр
- сопротивление в трубопроводе до питательного котла с учетом сопротивления

автоматических клапанов питания

Рвс
тр
– сопротивление всасывающих трубопроводов =0,1 Мпа

Рд
-давление под которым находится питательная вода в деаэраторе =0,12 Мпа

Рн
=1,1(1,37*(1+0,685)+0,18+0,2+0,1+0,12)=2,9 МПа

Определяем мощность питательного насоса

N =( Q* Рн
) / (0,36 * η ) ;кВт

(2.62)

N =( 11,44*2,9 ) / (0,36 * 0,88) = 105,96 кВт

Ny
= 1,05*105,96 = 111,258

Характеристика питательного насоса марки ПЭ – 65 - 40

Таблица 9

2.10. Описание тепловой схемы.

Отпуск пара теплотехническим потребителям часто производится от котельных установок, которые называются производственными. Эти котельные обычно вырабатывают насыщенный или слабо-перегретый пар с давлением до 1,4 или 2,4 Мпа. Пар используется технологичес­кими потребителями и в небольшом количестве на приготовление горячей воды, направляе­мой в систему теплоснабжения. Приготовление горячей воды производится в сетевых по­догревателях установленных в котельной.

Принципиальная тепловая схема производственной котельной с отпуском небольшого коли­чества теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, в закрытую систему теплоснабжения, показана на отдельном листе.

Насос сырой воды подаёт воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до температуры 20-30 ° С в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированной воды и подогревается до опре­делённой температуры.

лист

Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очи­щенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.

Подогрев сетевой воды производится паром в последовательно включенных двух сетевых подогревателях. Конденсат от всех подогревателей направляется в головку деаэратора, в которую также поступает конденсат, возвращаемый внешним потребителем пара.

Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расши­рителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе, где котловая вода в следствии снижения давления частично испаряется.

В котельных с паровыми котлами, независимо от тепловойй схемы, использование теплоты непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе проду­вочная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботер ) .

Деаэрированная вода с температурой 105 °С питательным насосом подаётся в паровые кот­лы. Подпиточная вода для систем теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охлаж­даясь в охладителе деаэрированной воды до 70 °С перед поступлением к подпиточному насо­су. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них. В котельных с паровыми котлами, как правило, устанавливаются деаэраторы атмосферного типа.

Для технологических потребителей, использующих пар более низкого давления, по срав­нению с вырабатываемым котлоагрегатами, и для собственных нужд , в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара (РОУ).

Лист

лист

ДП 1006 С-232

31

31

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ :

1. Е.Д.Будников « Производственные котельные установки », М.Энергоиздат, 1984 г.

2. Л.М.Сидельковский , В.Н.Юренев « Котельные установки промышленной ориентации » М.Энергоиздат, 1985 г.

3. Р.И.Эстеркин «Промышленные установки» Л.Энергоиздат, 1988 г.

4. « Тепловые и атомные электростанции ». Справочник М.Энергоиздат, 1989 г.

5. В. С Вергазов «Устройство и эксплуатация котлов » . Справочник . Н.Стройиздат ,1991 г.

6. Р.И.Эстеркин «Котельные установки .Курсовое и дипломное проектиро­вание ». Л.Энергоиздат , 1989 г.

7. Д.Н.Сидоров, А-С.Сидоров « Монтаж оборудования котельных устано­вок ». М.Высшая школа , 1991 г.

8. К.Ф.Роддатис , А.Н.Полтарецкий « Справочник по котельным установкам Малой производительности » М.Энергоиздат, 1989 г.

лист

32