б) при наличии готового котельного агрегата проверяют соответствие всех величин поверхностей нагрева заданным параметрам его работы.

Первый вид расчета называется конструкторским, второй - поверочным. В курсовом проекте выполняется поверочный расчет.

Тепловой расчет котельного агрегата производят по методике, разработанной Всесоюзным теплотехническим институтом им. Ф.А. Дзержинского и центральным котлотурбинным институтом им. И.И. Ползунова ВТИ и ЦКТИ. Величины котельного агрегата рассчитывают последовательно, начиная с топки, с последующим переходом к конвективным поверхностям нагрева. Предварительно выполняют ряд вспомогательных расчетов: составляют сводку конструктивных характеристик элементов котельного агрегата, определяют количество воздуха, необходимого для горения, количество дымовых газов по газоходам котельного агрегата и их энтальпию; составляют тепловой баланс котельного агрегата.

Тепловой расчет котельного агрегата выполняют по следующим разделам:

2.2 Сводка конструктивных характеристик котельного агрегата

При поверочном расчете, пользуясь чертежами котельного агрегата, составляют сводку конструктивных характеристик топки, конвективных поверхностей нагрева, пароперегревателя, водяного экономайзера и воздухоподогревателя. Для облегчения составления сводки конструктивных характеристик следует пользоваться эскизами элементов котельного агрегата.

Характеристика котла ДЕ - 6,5 - 14ГМ

Паропроизводительность, т/ч 6,5 Давление пара на выходе из котла, МПа 1,4

Температура, ⁰С

насыщенного пара 194

питательной воды 100

Объем топочной камеры, м³ 11,21

Площадь поверхностей нагрева, м²

радиационная 27,97

конвективная 63,3

пароперегревателя -

водяного экономайзера 141,6

Температура газов, ⁰С

на выходе из топки 1079

за перегревателем -

Температура уходящих газов, ⁰С 162

Расчетный КПД брутто, % 91,15

Газовое сопротивление котла, кПа 1,10

Диаметр и толщина стенки труб, мм

экрана 512,5

Масса котлоагрегата, т 9,545

Площадь живого сечения для прохода

продуктов сгорания, м² 0,348

2.3 Определение количества воздуха, необходимого для горения, состава и количества дымовых газов и их энтальпии

Определить количество воздуха, необходимого для горения и количество дымовых газов по газоходам котла требуется для подсчета скорости газов и воздуха в рассчитанных поверхностях нагрева с целью определения величины коэффициента теплопередачи в них. Определение энтальпии дымовых газов необходимо для составления уравнения теплового баланса рассчитываемых элементов котельного агрегата:

а) определяют теоретическое количество воздуха, необходимое для горения, и теоретическое количество продуктов сгорания топлива по формулам таблицы 2;

б) выбирают значение коэффициента избытка воздуха в конце топки по данным таблицы 1 приложения 1, а затем, определив по данным таблицы 3 присос воздуха в элементах котельного агрегата, подсчитывают среднее значение коэффициента избытка воздуха по газоходам котла;

в) подсчитывают действительное количество воздуха, необходимое на горение, а также среднее действительное количество продуктов сгорания и парциальное давление трехатомных газов в газоходах котла по формулам 3;

г) подсчитывают энтальпию теоретического количества воздуха, необходимого для горения при различных температурах и коэффициенте избытка воздуха по формуле таблицы 4 с последующим составлением h-t таблицы.

Характеристики топлива: газ Брянск - Москва [1],cтр.35

СН₄ = 92,8 % С₂ Н₆ = 3,9 % С₃Н₈= 1,1 %

С₄Н₁₀ = 0,4 % С₅Н₁₂ = 0,1 % N₂ = 1,6 % Теплота сгорания топлива: Q^С_н = 37310 кДж/кг СО₂ = 0,1 %

Проверка:

СН₄ + С₂ Н₆ + С₃Н₈ + С₄Н₁₀ + С₅Н₁₂ + N₂ + СО₂ = 100 %

92,8 + 3,9 +1,1 + 0,4 + 0,1 + 1,6 + 0,1=100 %

Таблица 2

Теоретическое количество воздуха, необходимое для горения. Теоретический состав дымовых газов

№ пп	Наименование величины	Обозна- чение	Ед. Изм	Расчетная формула или источник определения	Расчет	Результаты расчета
						Проме-жуточ-ные	Оконча-тель- ные
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Теоретическое количество воздуха, необходимое для горения	V0B	м3 м3	[6], таблица 2,9			9,91
2	Теоретический объем азота в дымовых газах	V0N2	м3 м3	[6], таблица 2,9			7,84
3	Объем сухих трехатомных газов	V0RO2	м3 м3	[6], таблица 2,9			1,06
4	Теоретический объем водяных паров в дымовых газах	V0H2O	м3 м3	[6], таблица 2,9			2,20
5	Полный объем теоретического количества дымовых газов	V0Г	м3 м3	[6], таблица 2,9			11,11

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 3

Состав продуктов сгорания и объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам котельного агрегата

Наименование рассчитываемой величины	Обозна-чение	Ед. Изм	Наименование элементов газового тракта
			Топка	Конвек-тивный пучок 1	Конвек-тивный пучок 2	Экономай-зер
1	2	3	4	5	6	8
1. Коэффициент избытка воздуха в конце топки		-	1,1	-	-
2. Присос по элементам тракта		-	-	0,05	0,05	0,05
3. Коэффициент избытка воздуха за элементом тракта		-	1,1	1,15	1,2	1,25
4. Коэффициент избытка воздуха, средний		-	1,175
5. Избыточный объем воздуха	V0изб	м3 м3	V0B? (бСР -1)	1,734
6. Избыточный объем водяных паров		м3 м3	V0H2O + 0,0161• V0изб	2,23
7. Действительный объем продуктов сгорания		м3 м3	V0RO2+ V0N2+ V0H2O+2,23+1,734	15,062
8. Объемная доля сухих трехатомных газов в продуктах сгорания		-	VO RO2 / VГ	0,070
9. Объемная доля водяных паров в продуктах сгорания	rH2O	-	V0H2O / VГ	0,146
10. Объемная доля трехатомных газов в продуктах сгорания		-	rRO2 + rH20	0,216
Наименование рассчитываемой величины	Формула	Температура продуктов сгорания, 0С
		100	300	500	800	900	1000	1100	1200	1800
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Энтальпия теоретического количества воздуха необхо-димого для горения	H0В=V0В • (Ct)В кДж Кг	1318,03	4003,6	6798,26	11237,9	12734,4	14270,4	15856	17441,6	27133,6
Энтальпия теоретического количества продуктов сгорания	H0г=H0RO2 +H0N2+H0H2O кДж кг	1531,6	4696,6	8033,78	13352,2	15214,7	17107,9	19015,3	20929	32983,8
Энтальпия избыточного количества воздуха	HВизб= (-1)•H0В кДж кг	1,1	131,803	400,36	679,82	1123,79	1273,44	1424,04	1585,6	1744,16	2713,36
		1,15	197,705	600,54	1019,73	1685,69	1910,16	2140,56	2378,4	2616,24	4070,04
		1,2	263,606	800,72	1359,64	2247,58	2546,88	2854,08	3171,2	3488,32	5426,72
		1,25	329,508	1000,9	1699,55	2809,48	3183,6	3567,6	3964	4360,4	6783,4
Энтальпия действительного количества продуктов сгорания	Hг= H0г + HВизб кДж кг	1,1	1663,40	5097,0	8713,6	14476,0	16488,1	18534,9	20600,9	22673,2	35697,2
		1,15	1729,30	5297,1	9053,51	15037,9	17124,9	19248,5	21393,7	23545,2	37053,8
		1,2	1795,21	5497,3	9393,42	15599,8	17761,6	19962,0	22186,5	24417,3	38410,5
		1,25	1861,11	5697,5	9733,33	16161,7	18398,3	20675,5	22979,3	25289,4	39767,2

Энтальпия продуктов сгорания для различных значений температуры и коэффициента избытка воздуха

Размещено на http://www.allbest.ru/

Построение H - t диаграммы:

Диаграмма H - t имеет важнейшее значение для теплового расчета котла. Поэтому к расчету и построению ее нужно отнестись более тщательно. Масштаб диаграммы должен быть таким, чтобы отсчет температуры можно было производить с точностью до 5 ⁰С, а энтальпия - 50 кДж/кг. При использовании для этой цели миллиметровой бумаги масштаб принимаем следующий: по оси температур 1 мм - 5⁰; по оси энтальпий 1 мм - 50 кДж/кг.

2.4 Составление теплового баланса

Составление теплового баланса котельного агрегата служит для определения часового расхода топлива на котельный агрегат.

В настоящем разделе, пользуясь формулами таблицы 5, а также данными таблицы 1;

а) определяют тепловые потери котельного агрегата , , , , и ;

б) составляют тепловой баланс и определяют КПД котлоагрегата;

в) подсчитывают действительный часовой расход топлива;

кроме того, в данном разделе определяют две вспомогательные величины а именно:

г) расчетный расход топлива (действительно сгоревшее топливо);

д) коэффициент сохранения тепла.

2.5 Тепловой расчет топки

Тепловой расчет топки сводится к определению ее размеров при конструктивном расчете или проверке их при поверочном расчете, а также определение коэффициента теплоотдачи в ней от факела к лучевоспринимающим поверхностям нагрева (экрану, фестону или первому ряду кипятильных труб).

В случае конструктивного расчета ставится цель по выбранной температуре дымовых газов в конце топки определить требуемую лучевоспринимающую поверхность нагрева топки, а в случае поверочного расчета по заданной величине лучевоспринимающей поверхности нагрева топки определить температуру дымовых газов в конце топки. При тепловом расчете котельного агрегата, связанном с проектированием котельных, обычно выполняют поверочный расчет топки, так как на заводах топки и экранные поверхности нагрева выполняют единообразно для всех котельных агрегатов данного типоразмера.

Достаточность объема топки определяют исходя из характеристик выбранной топки с последующей поверкой ее размеров. При расчете слоевых топок для твердого топлива, кроме того, проверяют достаточность зеркала горения.

Температуру дымовых газов в конце топки при поверочном расчете определяют согласно табл. 4, предварительно подсчитав значения входящих в нее величин. При этом сначала определяют величину полезного тепловыделения в топке и теоретическую температуру горения по H-t таблице.

Если в котельном агрегате предусмотрен воздухоподогреватель, то для определения названых величин необходимо знать температуру горячего воздуха, которая пока неизвестна и окончательно определяется только в самом конце теплового расчета котельного агрегата, при расчете воздухоподогревателя. Поэтому, определяя величину полезного тепловыделения в топке при расчете котельного агрегата, в котором предусмотрен подогрев воздуха, предварительно задаются температурой горячего воздуха.

После того, как температура дымовых газов в конце топки подсчитана, необходимо проверить, насколько правильно было выбрано предварительное значение дымовых газов в конце топки при определении степени черноты топки. Если разница в значениях температуры дымовых газов, определенной по формуле и предварительно выбранной, не превышает 100⁰С, расчет считается законченным, и в качестве окончательного значения температуры дымовых газов в конце топки принимают то значение, которое получено по расчету. В противном случае расчет проверяют при другом значении предварительно выбранной температуры дымовых газов в конце топки.

После того, как температура дымовых газов в конце топки подсчитана, необходимо также проверить, насколько она соответствует рекомендуемым значениям. Если полученная расчетная температура лежит вне рекомендуемых пределов, это значит, что величина лучевоспринимающей поверхности нагрева топки не соответствует требуемой. Если она велика, то следует закрыть часть экранов кирпичной кладкой, если она недостаточна, то следует решить вопрос об увеличении ее. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тепловой баланс котельного агрегата

Наименование рассчитываемой величины	Обоз- наче-ние	Ед. изм.	Расчетная формула или источник определения	Расчет	Результаты расчета
					Промежуточные	Окончательные
1	2	3	4	5	6	7
1. Располагаемое теп-ло топлива	Qрр	кДж м3	QСн = QPH			37310
2. Температура ухо-дящих газов		0С	Технические соображения	[1], стр.251	170 ? 220	200
3. Энтальпия уходя-щих газов		кДж м3	h-T таблица 4	hУХ = H0г300 - H0г100	3165
4. Температура хо-лодного воздуха, поступающего в котельный агрегат		0С	Рекомендации нормативного метода теплового расчета котлоагрегатов	[2], стр.45	30
5. Энтальпия теоре-тически необходи-мого холодного воз-духа		кДж м3		9,91 • 1,32 • 30	392,44
6. Потеря тепла от механической не-полноты сгорания		%	[2], стр.45			0
7.Потеря тепла от химической непол-ноты сгорания		%	[2], стр.45	1,0		1,0
8. Потеря тепла с отходящими газами		%		(3165-1,25 • 392,44) • 100 37310		7,17
9 . Потеря тепла на наружное охлаж-дение котельного агрегата		%	[2], стр.50	1,5		1,5
10. Потеря с физи-ческим теплом шла-ков		%	Имеет место только при сжигании твердого топлива	0		0
11. Сумма тепловых потерь		%		7,17 + 1,0 + 0 +1,5 + 0		9,67
12. Коэффициент полезного действия котельного агрегата		%		100 - 9,67 100		0,903
13. Процент про-дувки котла		%	[3], стр.89	3 ? 7	3
14. Температура дымовых газов на выходе из топки		0С	Принимается предварительно	[2], стр.60	1079
15. Суммарная погло-щающая способность трехатомных газов	Ћ	м, ат	rn • Sт , где Sт=3,6 • Vт / Fт	0,216 • 1,347 Sт = 3,6 • 11,21 / 29,97	0,29
16. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами		-	[2], стр.63	Номограмма	2,5
17. Суммарная сила поглощения газового потока	У	м, ат		2,5 • 0,216• 1,347	0,73
18. Степень черноты несветящейся части пламени		-	[2], стр.65	1 - е - Кг PS = = 1 - 2,718 - 2,5• 0,1• 1,347	0,29
19. Коэффициент ослабления лучей светящейся части пламени		-	0,3 ? (2-б т) • СР / НР • 1,6 ? (и111+273) - 0,5 1000	0,3 • (2-1,1) • 3,0137 • 1,6 • (1079 +273) - 0,5 1000	1,35
20. Суммарная сила поглощения светя-щейся части пламе-ни				1,35 • 1,347	1,82
21. Степень черноты светящейся части пламени		-	[2], стр.65	1 - е - (Ксв+ Кг • r ) • PS = 1 - 2,718 - (2,5• 0,216+1,35) 0,1•1,347	0,22
22. Степень черноты факела		-		(1-0,5) • 0,29 +0,5 • 0,22	0,255
23. Условный коэф-фициент загрязнения лучевоспринима-ющих поверхностей		-	Рекомендации нормативного метода теплового расчета котлоагрегатов	[2], стр.62	0,1
24. Коэффициент тепловой эффективности топки	ш	-	, X=0,85 ([2], рис.5,3)	= о ? ш = 0,1•0,85	0,09
25. Тепловыделение в топке на 1м2 стен топки	-	кВт м2	/ 3600	459.62 • 37368.6 29.97 • 3600	159.2
26. Расчетный коэф-фициент		-	[2], стр.66	A = 0,54 ; X = 0,85 0,54 - 0,2 • 0.85	0,37
27. Действительная температура дымовых газов на выходе из топки		0С	[2], стр.68 Номограмма			1250
28. Энтальпия дымо-вых газов на выходе из топки		кДж м3	h-T таблица			23500
29. Тепловосприятие теплоносителя на 1 кг произведенного перегретого пара		кДж кг	hпв= tпв • 4,19	h нп= 2789 кДж/кг при P = 1,4 МПа hпв= 100 • 4,19 = = 419 кДж/кг (2789 -419)+(3/100) • • (829 - 419)		2382.3
30. Действительный часовой расход топлива		кг/ч	D • Qка_ Qpp• ка	6500 • 2382.3 37310 • 0,903		459.62
31. Расчетный часо-вой расход топлива		кг/ч		459.62 • (1 - 0 / 100)		459.62
32. Коэффициент сохранения тепла		-	(100-q5) / 100	(100 - 1,5) / 100		0,985
33. Расчетное теп-ловое напряжение топочного прос-транства	q v	кДж м3•ч	B • Qpp_ VT	459,62 • 37310 11,21		1529743.3
34. Полезное тепло-выделение в топке		кДж кг	QPP• (100-q3-q4-qшл)+ 100 +т•hхв	37310 • (100-1,0) / 100 + +1,1 • 392,44		37368.6
35. Тепло, передан-ное излучением в топке		кДж кг		0,985 • (37368,6 - 23500)		13660,6

2.6 Тепловой расчет конвективного пучка

1. По конструктивным данным выбираем:

Н - площадь поверхности нагрева;

H = 63,3м² ;

F - площадь живого сечения (м²) для прохода продуктов сгорания;

F = 0,348 м².

d-наружный диаметр труб;

d = 51мм

S_{1 ,}S₂ - поперечный и продольный шаг труб, S₁ = S₂ = 110 мм, [2], стр.33

Подсчитываем относительный поперечный шаг G₁ = S₁ / d и относительный

продольный шаг G₂ = S₂ / d

G₁ =110 / 51 = 2,15; G₂ =110 / 51 = 2,15

2. Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после рассчитанного газохода. В дальнейшем весь расчет ведется для двух предварительно принятых температур.

_min = 300 °C; _max = 500 °С.

3. Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания (кДж/кг):

Q = • (h - h + • h⁰_прc)

где: -- коэффициент сохранения теплоты (табл.5); h--энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева, определяется по рис.1(приложение) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей рассчитываемой поверхности; h-- энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, определяется по рис.1(приложение) при двух предварительно принятых температурах после конвективной поверхности нагрева; -- присос воздуха в конвективную поверхность нагрева, определяется как разность коэффициентов избытка воздуха на входе и выходе из нее (табл.3); h⁰_прc -- энтальпия присосанного в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха t_в = 30°С определяется по формуле: h⁰_прс= V⁰_В • C_В • t_в

h⁰_прc=9,91• 1,32 • 30 = 392,436 кДж/кг

h= = 23500 кДж/кг;

По h-t диаграмме: h_min = 5297,1 кДж/кг;

h_max = 9053,51 кДж/кг;

Коэффициент сохранения тепла: = 0,985

Q_{б min}= 0,985 • (23500 - 5297,1 + 0,05 • 392,436) = 17949,2 кДж/кг;

Q_{б max}= 0,985 • (23500 - 9053,51+ 0,05 • 392,436) = 14249,1 кДж/кг;

4. Вычисляем, расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе (°С)

= ( + ) / 2

_min = (1000 + 300) / 2 = 650 °С;

_max = (1000 + 500) / 2 = 750 °С;

где и -- температура продуктов сгорания на входе в поверхность и на выходе из нее.

5. Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева (м/с)

W_г = B_р• V_г• ( +273) / (F • 273 • 3600)

где Вр -- расчетный расход топлива, кг/с (табл.5); F-- площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания (см. п. 1), м²; V_Г --объем продуктов сгорания на 1 кг твердого и жидкого топлива (из расчетной табл. 3 при соответствующем коэффициенте избытка воздуха); -- средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С (см. п. 4).

W_{г min}=459,62 • 11,11 • (650 + 273) / (0,348 • 273 • 3600) =13,78 м/с;

W_{г max}=459,62 • 11,11 • (750 + 273) / (0,348 • 273 • 3600) = 15,27 м/с.

6. Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

при поперечном смывании коридорных и шахматных пучков и ширм

_ф

где: - коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме:

при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяется при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; - поправка на компоновку пучка, определяется: при поперечном смывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; Сф - коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока, определяется: при поперечном омывании коридорных пучков труб - по рис. 6.1 [2].

= 1; = 1;

С_{Ф min} = 1,08; С_{Ф max} = 1,04;

_{mi n}= 84Вт/К•м² ; _max = 89 Вт/К•м².

_{k min} = 1 • 1,08 • 84 • 1= 90,72 Вт/К•м²

_{k max}=1 • 1,04 • 89 • 1 = 92,56 Вт/К•м²

7. Вычисляем степень черноты газового потока по номограмме рис. 5.6. [2]. При этом необходимо вычислить суммарную оптическую толщину

kps = (kг • rn + kзл• м) • p • s

где: k_г -- коэффициент ослабления лучей трехатомными газами;

k_зл ? коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, [2], стр.75

м ? концентрация золовых частиц.

Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков (м)

S = 0,9 • d • (4/• (S₁ • S₂ / d² ) -1)

S = 0,9 • 51 • 10^-3 • (4 / 3,14 • (110² / 51²) -1) = 0,213 м

P_n= r_n • p

P_n = 0,216 • 0,1 = 0,0216 МПа,

где: p -- давление продуктов сгорания в газоходе принимается 0,1 МПа [2], стр.62.

k_г=

k_{г min =} (м•МПа)^-1

k_{г max =} (м•МПа)^-1

kps_min = 36,48 • 0,0216 • 0,213 = 0,167

kps₂ = 33,05• 0,0216 • 0,213 = 0,152

По рис.5.6 [2] определяем степень черноты газового потока

a_min= 0,16; a_max= 0,14.

8. Определяем коэффициент теплоотдачи , учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева, Вт/(м² •К):

для незапыленного потока (при сжигании жидкого и газообразного топлива)

= • a • c_г,

где: -- коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме на рис. 6.4,[2]; а -- степень черноты; c_г -- коэффициент, определяется по рис. 6.4,[2].

Для определения и коэффициента c_г вычисляется температура загрязненной стенки (°С)

t_з = t +t,

где: t -- средняя температура окружающей среды, для паровых котлов принимается равной температуре насыщения при давлении в котле, а для водогрейных -- полусумме температур воды на входе в поверхность нагрева и на выходе из нее, °С; t -- при сжигании газа принимается равной 25°С ,[2] стр.78.

t = 195,04 °C

t₃= 195,04 + 25= 220,4 C

c_{г min}= 0,93 c_{г max}= 0,97.

_min= 38 Вт/(м²•K); _max= 58 Вт/(м²•K);

_min = 38 • 0,93 • 0,16 = 5,65 Вт/(м²•K);

_max = 58 • 0,97 • 0,14= 7,87 Вт/(м²•K).

9. Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/(м²•K):

• (+),

где: - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимается

= 1.[2], стр.79.

_1min = 1 • (90,72 +5,65) = 96,37 Вт/(м²•K);

_1max = 1 • (92,56 + 7,87) = 100,43 Вт/(м²•K).

10. Вычисляем коэффициент теплопередачи Вт/(м²•K),

К= •

где: --коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл. 6.1 и 6.2 в зависимости от вида сжигаемого, топлива [2]:

= 0,85

K_min = 0,85 • 96,37 = 81,915 Вт/(м²•K);

K_max = 0,85 • 100,43 = 85,366 Вт/(м²•K).

11. Определяем количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1кг сжигаемого твердого и жидкого топлива (кДж/кг),

Q_т = [(K • H • T) / (B_р • 1000 )] •3600

Для испарительной конвективной поверхности нагрева °С :

t_k - температура насыщения при давлении в паровом котле, определяется из таблиц для насыщенных водяных паров, °С

t_k = 195,04 °С, [1]стр.47:

T_min = (1000 - 300) / [ln (1000 - 195,04) / (300 - 195,04)] = 344 °С

T_max = (1000 - 500) / [ln (1000 - 195,04) / (500 - 195,04)] = 515 °С

Q_{т min} = (81,915 • 63,3 • 344 •3,6) / 459,62 = 13971,05 кДж/кг;

Q_{т max} = (85,366 • 63,3 • 515 • 3,6) / 459,62 = 21792,14 кДж/кг.

12. По принятым двум значениям температуры ₁” и ₂” и полученным двум значениям Q_т и Q_б производится графическая интерполяция для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Для этого строится зависимость Q =f("), показанная на рис.2[приложение]. Точка пересечения прямых укажет температуру продуктов сгорания_кп1 , которую следовало бы принять при расчете.

13. Определив температуру _кп1 = 370 °С, находим по рис.1 [приложение] h_кп = 7000 кДж/кг.

14. Количество тепла переданное в первом конвективном пучке

Q_кп = • (h_кп - h_кп + • h⁰_прс )

Q_кп = 0,985 • (23500 - 7000 + 0,05 • 392,44) = 16271,89 кДж/кг.

3. РАСЧЕТ ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

3.1 Конструктивный расчет водяного экономайзера

В промышленных паровых котлах, работающих при давлении пара до 2,5 МПа, чаще всего применяются чугунные водяные экономайзеры, а при большем давлении -- стальные. При этом в котельных агрегатах горизонтальной ориентации производительностью до 25 т/ч, имеющих развитые конвективные поверхности, часто ограничиваются установкой только водяного экономайзера. В котельных агрегатах паропроизводительностью более 25 т/ч вертикальной ориентации с пылеугольными топками после водяного экономайзера всегда устанавливается воздухоподогреватель. При сжигании высоковлажных топлив в пылеугольных топках применяется двухступенчатая установка водяного экономайзера и воздухоподогревателя.

При установке только водяного экономайзера рекомендуется такая последовательность его расчета:

1. По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты (кДж/кг), которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов:

Q_эк=• (h_эк-h_эк+_эк• h⁰_прc)

где -- коэффициент сохранения теплоты (табл.5) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей рассчитываемой поверхности; h_эк-- энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, определяется из рис.1[приложение ] по температуре продуктов сгорания, известной из расчета предыдущей поверхности нагрева, кДж/кг; h_эк -- энтальпия уходящих газов, определяется из табл.5 по принятой в начале расчета температуре уходящих газов, кДж/кг; _эк-- присос воздуха в экономайзер, принимается по табл.3; h⁰_прc -- энтальпия теоретического количества воздуха, при температуре воздуха Tв = 30(°С) определяется по формуле: h⁰_прc=V⁰_В • C_В • Tв

h⁰_прc=9,91• 1,32 • 30 = 392,436 кДж/кг

h_эк=h_кп=7000 кДж/кг

h_эк=h_ух=3165 кДж/кг

=0,985

Q_эк = 0,985 • (7000-3165+0,05•392,436 )=3796,8 кДж/к

2. Приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой водой в водяном экономайзере, определяем энтальпию воды после водяного экономайзера (кДж/кг):

h_в= B_р• Q_эк / (D • 1000) + h_п.в

h_в= 459,6 2•3796,8 / (6,5• 1000) + 4,19 • 30 = 394,17 кДж/кг

где: h_п.в -- энтальпия питательной воды на входе в экономайзер, кДж/кг; D - паропроизводительность котла, кг/ч.

3. По энтальпии воды после экономайзера и давлению ее из таблиц для воды и водяного пара определяем температуру воды после экономайзера t_в.

t_в= h_в / C_в = 394,17 / 4,1989 = 93,9 °С

Т.к полученная температура воды оказалась более чем на 20 °С ниже температуры при давлении в барабане котла, то для котлов давлением до 2,4 МПа к установке принимают чугунный водяной экономайзер. При несоблюдении указанных условий к установке следует принять стальной змеевиковый водяной экономайзер.

4. Выбираем конструктивные характеристики принятого к установке экономайзера. Для чугунного и стального экономайзера выбирается число труб в ряду с таким расчетом, чтобы скорость продуктов сгорания была в пределах от 6 до 9 м/с при номинальной паропроизводительности котла. Конструктивные характеристики труб чугунных экономайзеров ВТИ приведены в табл. 6.3.[2] Число труб в ряду для чугунных экономайзеров должно быть не менее 3 и не более 10.

F_тр= 0,120м²;

H_тр= 2,95 м².

5. Определяем площадь экономайзера и среднеарифметическую температуру продуктов сгорания по формулам: F_эк= B_р• V_г(+273) / (W_г • 273 3600),

где: W_г -предварительно принятая скорость продуктов сгорания , W_г=6 м/с ; V_г -объём дымовых газов за экономайзером (табл.3).

= (+) / 2 ,

где: = _кп2 -до экономайзера;

= _ух =200С- на выходе из экономайзера.

= (370+200) / 2=285 °С.

F_эк= 459,62 • 11,11 • (285 + 273) / (6 • 3600 • 273) = 0,48 м²

5. Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания :

F_эк= Z₁ • F_тр

Отсюда Z₁= F_эк / F_тр,

Z₁=0,48 / 0,120 = 4.

Действительная площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания

F^ф_эк = Z₁ • F_тр

F^ф_эк= 4 • 0,12 = 0,48 м².

6. Определяем действительную скорость продуктов сгорания в экономай-зере (м/с)

W^ут_г=B_р• V_г• (+273) / (F^ф_эк• 273•3600),

W^ут_г=459,62 •11,11 • (285+273) / (0,48 • 273 •3 600) = 6,04 м/с.

7. Определяем коэффициент теплопередачи. Для чугунных экономайзеров:

K=K_H • C_V, определяется с помощью номограммы рис.6.9[2]

K_эк= 18 Вт/(м²•К).

8. По известным значениям температур воды и дымовых газов определяем температурный напор:

T₁= t_эк-t_В = 370 - 93,9 = 276,1 °С.

T₂= t_эк-t_пв = 200 -30 = 170 °С.

T= (276,1 -170) / [ln (276,1 / 170)] = 218,78 °С

9. Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера (м²)

H_эк=10³ • Q_эк • B_р / (K •T• 3600),

H_эк= 10³ • 3796,8 • 459,62 / (18 • 218,78 • 3600) = 123,09 м².

10. По полученной поверхности нагрева экономайзера окончательно устанавливаем его конструктивные характеристики. Для чугунного экономайзера определяем общее число труб и число рядов по формулам:

n = h_эк / h_тр

m = n / Z₁

где: h_тр - площадь поверхности нагрева одной трубы, м² [2, табл.6.3]; Z₁ -- принятое число труб в ряду.

n= 123,09 / 2,95 = 42

m= 42 / 4 = 11

3.2 Проверка теплового баланса

Проверка теплового баланса котлоагрегата заключается в определении невязки баланса по уравнению:

Q = Q_р • _ка - (Q_л + Q_кп + Q_эк)

где: Q_л , Q_кп , Q_эк -- количества теплоты, воспринятые луче-воспринимающими поверхностями топки, конвективным пучком и экономайзером; в формулу подставляют значения, определенные из уравнения баланса.

При правильном расчете невязка не должна превышать 0,5 %

Q = 37310 • 0,903 - (13660,6 + 16271,89 + 3796,8) = - 38,36

Q • 100 / Q^р_н • _ка = -38,36 • 100 / 37310 • 0,903 = 0,11 % < 0,5 %

Расчет можно считать оконченным.

4. ОПИСАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ

Паровая котельная оборудована двумя котлами ДКВР 20/13 и котлом ДЕ-16-14-225ГМ с соответствующим вспомогательным оборудованием, водоподготовкой, деаэрационно-питательной, сетевой, подпиточной установками установкой сбора и перекачки конденсата. При котельной имеется мазутное хозяйство емкостью 2х1000м³.

Котельная снабжает теплом и паром собственное производство пивзавода.

Котлы ДКВР 20/13в 1998г. выработали свой ресурс и после капремонта один котел газифицируется, а второй консервируется

5. ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ

Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников, предназначенных для снабжения потребителей паром, устанавливаются паровые котлы низкого давления.

Основная часть пара отпускается на производственные нужды из паропроводов котельной, часть редуцированного и охлажденного пара используется в пароводяных подогревателях сетевой воды, откуда направляется в закрытую систему тепловых сетей. Конденсат от внешних потребителей собирается в конденсатные баки и перекачивается конденсатными насосами в деаэраторы питательной воды. Конденсат от пароводяных подогревателей, установленных в котельной, подается прямо в деаэраторы. Кроме того, имеется трубопровод для возможности слива его в конденсатные баки.

Основной целью расчета любой тепловой схемы котельной является выбор основного и вспомогательного оборудования с определением исходных данных для последующих технико-экономических расчетов.

Насос сырой воды подает воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до 20-30 ^оС в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированой воды и подогревается до определенной температуры. 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 внешними потребителями 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 вследствие снижения давления частично испаряется.

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

Деаэрированная вода с температурой около 104 ^оС питательным насосом подается в паровые котлы. Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70 ^оС 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.

Для технологических потребителей, использующих пар более низкого давления по сравнению с вырабатываемым котлоагрегатами, и для подогревателей 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) [1].

Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды, которая распыляется за счет снижения давления с 13 - 14 кгс/см² до 6 кгс/см².

Поскольку в паровой котельной Речицкого пивзавода постоянно в работе находится только один из трех установленных котлов, то для всех трёх агрегатов установлен один общий центробежный питательный электронасос, такой же насос находится в резерве. Вода в паровые котлы может также подаваться одним поршневым насосом с паровым приводом.

Фактические напоры теплоносителей определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетов гидравлического сопротивления системы трубопроводов, арматуры и теплообменников.

Расчет тепловой схемы котельной с паровыми котлами выполняется для трех режимов: максимально-зимнего; наиболее холодного месяца и летнего.

6. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ

Расположение котельной: г.Речица

Таблица 3.1

Наименование	Обозна- чение	Обосно- вание		Режимы*
			1	2	3
1	2	3	4	5	6
1. Расход пара на технологические нужды, т/ч P=0,6 МПа, h = 2957 кДж/кг	Dт	задано	16	16	17,9
3. Расчетная мощность отопления и вентиляции ПП, МВт	Qов	задано	6,3	4,249	0
4. Расчетная мощность горячего водоснабжения ПП, МВт	Qгв	задано	1,000	1,000	0,8000
5. Расчетная температура наружного воздуха на отопление,С	tно	СниП	-25	-11	--
6. Температура воздуха внутри помещения, °С	tвн	СниП	18	18
7. Температура сетевой воды в пря- мом трубопроводе, °С	t1	задано	150	111	120
9. Температура горячей воды в месте водоразбора, °С	tгв	СниП	55	55	55
10. Доля возврата конденсата от внешних потребителей	в	задано	0,7	0,7	0,7
11. Энтальпия свежего пара, кДж/кг(2,2Мпа)	h'роу	табл.	2934	2934	2934
12.Энтальпия редуцированного пара, кДж/кг(1,4Мпа)	h»роу	табл.	2830	2830	2830
13. Температура сырой воды, °С	tсв	принята	5	5	11
14. Температура питательной воды, °С	tпв	принята	104	104	104
15. Энтальпия питательной воды, кДж/кг	hпв	табл.	437	437	437
16. Непрерывная продувка котлов,%	Рпр	принята	3	3	3
17. Энтальпия котловой воды, кДж/кг	hкв	табл.	810	810	810
18. Энтальпия пара, выходящего из расширителя непрерывной про дувки, кДж/кг	h"расш	табл.	2680	2680	2680
19.Температура ХОВ перед охлади- телем деаэрированной воды, °С	t'хов	принята	20	20	20
20. Температура подпиточной воды, °С	tпод	принята	70	70	70
21. Энтальпия подпиточной воды, кДж/кг	hпод	табл.	293,3	293,3	293,3
22. Температура конденсата возвра- щаемого потребителями, °С	tк	задано	80	80	80
23. Энтальпия конденсата, кДж/кг	hк	табл.	336	336	336
24. Температура воды после охлади теля непрерывной продувки, °С	tпр	принята	50	50	50
25. Энтальпия конденсата редуциро- ванного пара , кДж/кг	hкроу	табл.	790	790	790
26. КПД подогревателей		принято	0,98	0,98	0,98
27. Потери пара в цикле котельной,%	kк	принято	3	3	3
28. Коэф-т покрытия потерь котель ной, %	kп	принято	1	1	3
29.Степень сухости пара,	x	принято	0,98	0,98	0,98
30.К-т расхода пара на собственные нужды ,%	kсн	принято	9,00	9,00	9,20
31.Потери воды в системе тепло снабжения,%	Kтс	принято	3	3	3
32.Коэффициент непрерывной продувки,%	kпр	принято	3	3	3
33.Коэф-т расхода сырой воды на нужды ХВО	kхв	принято	1,25	1,25	1,25

*1-- максимально зимний режим

2-- режим наиболее холодного месяца

3-- летний режим

Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для 2 режима

,

где - расчетная температура наружного воздуха на отопление для 2 режима,(табл. 2.1)

Температура сетевой воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для 2 режима

t₁ = 18 + 64,5 k_ов^0,8 +67,5 k_ов , ^оС

t₁ = 18 + 64,5·0,7^0,8 + 67,5·0,7 = 111 °С

Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции

t₂ = t₁ - 90k_ов ,^оС

t₂ = 111 - 90·0,7 = 50 °С

Расход воды в подающей линии для нужд горячего водоснабжения

, т/ч

1. т/ч

2. т/ч

3. т/ч

Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию , т/ч

1. т/ч

2. т/ч

3. т/ч

Расход сетевой воды

G = G_ов + G_гв , т/ч

1. G = 67,7 + 10,7500 = 78,5 т/ч

2. G = 59,9 + 14,0984 = 74,0 т/ч

3. G = 0,0 + 9,8286 = 9,8 т/ч

Расход пара на подогреватель сетевой воды

, т/ч

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Утечка воды в тепловых сетях

G_ут = 0,01k_тс G_ов , т/ч

где k_тс - потери воды в системе теплоснабжения, принимаются равными

1,5-3% [табл. 3.1]

1. G_ут = 0,01367,7 = 2,0 т/ч

2. G_ут = 0,013 59,9 = 1,8 т/ч

3. G_ут = 0,013 0 = 0,0т/ч

Количество подпиточной воды

G_подп = G_гв + G_ут ,т/ч

1.G_подп = 10,75 + 2 = 12,78 т/ч

2.G_подп = 14,0984 + 1,8 = 15,90 т/ч

3.G_подп = 9,8286 + 0 = 9,83 т/ч

Расход редуцированного пара внешним потребителем

D^ll_роу = D_т + D_псв ,т/ч

1.D^"_роу = 16 + 10,78 = 26,78 т/ч

2.D^"_роу = 16 + 7,76 = 23,76 т/ч

3. D^"_роу = 17,9 + 1,18 = 19,08 т/ч

Суммарный расход свежего пара внешним потребителем

, т/ч

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Количество воды, впрыскиваемой в РОУ

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Расход пара на собственные нужды котельной

D^l_сн = 0,01k_снD_вн , т/ч

где k_сн - коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной ,%.

Принимаем в интервале 5 - 10 %

1. D^'_сн = 0,01925,66 = 2,31 т/ч

2. D^'_сн = 0,01922,77 = 2,05 т/ч

3. D^'_сн = 0,019,218,29 = 1,68 т/ч

Расход пара на покрытие потерь котельной

D_п = 0,01k_п (D_вн + D^l_сн), т/ч

где k_п - коэффициент покрытия потерь котельной, % .

Принимаем в интервале 1 - 3 % [табл. 3.1]

1. D_п = 0,011( 25,66 + 2,31) = 0,28 т/ч

2. D_п = 0,011( 22,77 + 2,05) = 0,25 т/ч

3. D_п = 0,013( 18,29 + 1,68) = 0,60 т/ч

Суммарный расход пара на собственные нужды и потери

D_сн = D^l_сн + D_п , т/ч

1. D_сн = 2,31 + 0,28 = 2,59 т/ч

2. D_сн = 2,05 + 0,25 = 2,30 т/ч

3. D_сн = 1,68 + 0,6 = 2,28 т/ч

Суммарная паропроизводительность котельной

D = D_сн + D_вн , т/ч

1. D = 2,59 + 25,66 =28,25 т/ч

2. D = 2,3 + 22,77 = 25,07 т/ч

3. D = 2,28 + 18,29 = 20,57 т/ч

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной

G^пот_к = (1 - )D_n + 0,01k_кD , т/ч

где - доля возврата конденсата [табл. 3.1]

k_к - потери конденсата в цикле котельной ,% [табл.3.1]1.G^пот_к = (1 - 0,7)М16 + 0,01М3М28,25 = 5,65 т/ч

2.G^пот_к = (1 - 0,7)М16 + 0,01М3М25,07 = 5,55 т/ч

3.G^пот_к = (1 - 0,7)М17,9 + 0,01М3М20,57 = 5,99т/ч

Расход химочищенной воды на подпитку теплосетейG_хов = G^пот_к + G_подп , т/ч

1.G_хов = 5,65 +12,78 = 18,43 т/ч

2.G_хов = 5,55 +15,9 = 21,45 т/ч

3.G_хов = 5,99 + 9,83 = 15,82 т/ч

Расход сырой воды

G_св = k_хвМG_хов, т/ч

k_хв - коэффициент , учитывающий расход сырой воды на нужды хим

водоочистки , принимаем в интервале 1,1 - 1,25 [табл.3.1]

1. G_св = 1,25М18,43 = 23,04 т/ч

2. G_св = 1,25М21,45 = 26,81 т/ч

3. G_св = 1,25М15,82 = 19,78 т/ч

Количество котловой воды , поступающей с непрерывной продувкой в сепаратор

G_пр = 0,01МP_прМD

где Р_пр - коэффициент непрерывной продувки, %, принимаем в интервале от 2 до 5 % [табл. 3.1]

1. G_пр = 0,01М3М28,25 = 0,85 т/ч

2. G_пр = 0,01М3М25,07 = 0,75т/ч

3. G_пр = 0,01М3М20,57 = 0,62 т/ч

Количество пара, образовавшегося в расширителе непрерывной продувки

, т/ч

гдеч - степень сухости пара. Принимаем ч = 0,98

h^'_расш - энтальпия отсепарированной поточной воды , кДж/кг.

Принимаем по табл. 3.1

h^"_расш - энтальпия пара, выходящего из сепаратора непрерывной продувки , кДж/кг [табл.3.1]

1. т/ч

2. т/ч

3. т/ч

Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувкиG_расш = G_пр - D_расш , т/ч

1. G_расш = 0,85 - 0,14 = 0,71 т/ч

2. G_расш = 0,75 - 0,13 = 0,62 т/ч

3. G_расш = 0,62 - 0,11 = 0,51 т/ч

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки

, т/ч

где h^"_пр - энтальпия продувочной воды с t = 50 ^оC

h^"_пр =50М4,2 = 210 кДж/кг

1. °C

2. °C

3. °C

Расход пара на подогреватель сырой воды

, т/ч

где h^'_св - энтальпия воды при температуре t^'_св

1. h^'_св = 4,2М7 = 29,4 кДж/кг

2. h^'_св = 4,2М6 = 25,2 кДж/кг

3. h^'_св = 4,2М6 = 25,2 кДж/кг

h^'_хов - энтальпия химически очищенной воды при t^'_хов = 20 ^оС

1. h^'_хов = 4,2М20 =84,0 кДж/кг

2. h^'_хов = 4,2М20 =84,0 кДж/кг

3. h^'_хов = 4,2М20 =84,0 кДж/кг

1. т/ч

2. т/ч

3. т/ч

Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды

, ^оС

1 °C

2 °C

3 °C

Расход пара на подогрев химочищенной воды в подогревателе перед деаэратором

, т/ч

где h^"_хов - энтальпия химочищенной воды при t^"_хов, равной

h^"_хов = 4,2Мt^"_хов , кДж/кг

1. h^"_хов = 4,2М 43,1 = 181 кДж/кг

2. h^"_хов = 4,2М 59,2 = 248,6 кДж/кг

3. h^"_хов = 4,2М52,9= 222,2 кДж/кг

1. т/ч

2. т/ч

3. т/ч

Суммарное количество воды и пара , поступающих в деаэратор , без учёта греющего пара

G_д = G_хов + вМD_т +D_хов + D_св + D_псв + D_расш , т/ч