Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 котельной Речицкого пивзавода

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Учреждение образования

Гомельский государственный технический университет им. П. О. Сухого

Факультет Энергетический Кафедра

«Промышленная теплоэнергетика

и экология «

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой

подпись

" «2004 г.

ЗАДАНИЕ

ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

Студенту Соловьеву Виталию Николаевичу

1. Тема проекта Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 котельной

Речицкого пивзавода

(Утверждена приказом по ВУЗу от 11. 02. 04 г № 228 — с)

2. Сроки сдачи студентом законченного проекта 24. 06. 04 г

3. Исходные данные к проекту 1. Место нахождения котельной — город Речица;

2. Минимальная нагрузка потребления пара Dmin =4,85 т/ч;

3. Максимальная выработка пара Dmax =28 т/ч;

4. Установленная мощность котельной Dуст =56 т/ч;

5. Расчетная температура наружного воздуха для отопления tно = - 25оС;

6. Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции tнв = -11 оС;

7. Средняя температура наружного воздуха за отопительный период

tср=-1,3 оС.

4. Содержание расчётно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

Аннотация;

Введение;

1. Описание котельной;

2. Описание тепловой схемы котельной;

3. Расчет тепловой схемы котельной;

4. Тепловой расчет котельного агрегата;

5. Аэродинамический расчет котельного агрегата;

6. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования;

7. Водоподготовка;

8. Охрана труда и экология;

9. Автоматизация тепломеханических процессов;

10. Технико-экономические показатели;

Заключение;

Литература.

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей и графика) 1. План котельной ДП.Т. 01. 02. 03. 04. 52. 01. — 1 лист;

2. Разрез котельнойДП.Т. 01. 02. 03. 04. 52. 02. — 1 лист;

3. Тепловая схема котельной ДП.Т. 01. 02. 03. 04. 52. 03. — 1 лист;

4. Разрез котла ДКВР 20/13 ДП.Т. 01. 02. 03. 04. 52. 04. — 2 листа;

5. Автоматизация котла. Регулирование ДП.Т. 01. 02. 03. 04. 52. 05. -

1 лист; 6. Автоматизация котла. Контроль Д П.Т. 01. 02. 03. 04. 52. 06.- 1 лист;

7. Водоподготовка ДП.Т. 01. 02. 03. 04. 52. 07. — 1 лист;

8. Технико-экономические показатели ДП.Т. 01. 02. 03. 04. 52. 08. -

1 лист.

6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)

1. Руководитель и консультант дипломного проекта Иванова Е. М.

Разделы 1−7, 9

2. Консультант по разделу охраны труда и экологии Овсяник Г. А. Раздел 8

3. Консультант по экономической части Прокопчик Г. А. Раздел 10

7. Дата выдачи задания «11 «февраля 2004 г.

8. Календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоёмкости отдельных этапов) __________

Пункты 1−3 -5. 04. -12. 04.

Пункты 4−7 -13. 04. -26. 04

Пункт 8−9 — 27. 04−10. 05.

Оформление графической части- 11. 05.- 31. 05.

Оформление пояснительной записки -1. 06. -7. 06.

Сбор подписей -8. 06. -19. 06.

______________________________________________________________Руководитель _________________________________________

подпись

Задание принял к исполнению (дата) «11 «февраля 2004 г.

(Подпись студента) ________________________________

СОДЕРЖАНИЕ

Вариант 18

Введение

1. Основы проектирования котельных

1. 1 Выбор производительности и типа котельной

1. 2 Выбор числа и типов котлов

1. 3 Компоновка котельной

1. 4 Тепловая схема котельной

2. Тепловой расчет котельного агрегата

2. 1 Общие положения

2. 2 Сводка конструктивных характеристик

2. 3 Определение количества воздуха, необходимого для горения,

состава и количества дымовых газов и их энтальпии

2. 4 Составление теплового баланса

2. 5 Тепловой расчет топки

2. 6 Тепловой расчет конвективного пучка

3. Расчет хвостовых поверхностей нагрева

3. 1 Конструктивный расчет экономайзера

3. 2 Проверка теплового баланса

Заключение

Литература

Введение

Котельной установкой называют совокупность устройств и механизмов предназначенных для производства водяного пара или приготовления горячей воды. Водяной пар используют для привода в движение паровых двигателей, для нужд промышленности и сельского хозяйства и отопления помещения. Горячую воду предназначают для отопления производственных, общественных и жилых зданий, для коммунально-бытовых нужд населения.

По роду производимого теплоносителя различают установки с паровыми и водогрейными котлами. По назначению паровые котельные агрегаты делят на промышленные, устанавливаемые в производственных и отопительных котельные, которые устанавливают в котельных тепловых электрических станций. По типу паровые котлы можно разделить на вертикально-цилиндрические, вертикально-водотрубные с развитой испарительной поверхностью нагрева и экранные. Современная паровая котельная установка представляет собой сложное сооружение. Основной частью её является собственно паровой котел, в котором осуществляется превращение воды в насыщенный пар. Однако в настоящее время собственно паровой котел с целью повышения экономичности котельной установки дополняется пароперегревателем, водяным экономайзером и воздухоподогревателем. Пароперегреватель предназначается для повышения температуры и энтальпии пара, полученного в котле. В водяном экономайзере используют тепло дымовых газов уходящих из котла, для подогрева воды, подаваемой в котел, а в воздухоподогревателе — для подогрева воздуха, поступающего в его топку. Устанавливают водяной экономайзер или воздухоподогреватель либо тот и другой в совокупности. Собственно котел, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, а также топка, связанные в единое органическое целое, совместно с примыкающими к ним паро- и водопроводами, газо- и воздухопроводами, арматурой образуют в целом котельный агрегат. Котельный агрегат имеет каркас с лестницами и помостами для обслуживания и заключается в обмуровку. Металлические поверхности элементов котельного агрегата, соприкасающиеся с дымовыми газами и водой, паром или воздухом служат для передачи тепла от дымовых газов к воде, пару и воздуху и называются поверхностями нагрева. Современный котельный агрегат обслуживается рядом вспомогательных механизмов и устройств, которые могут быть индивидуальными и групповыми. К вспомогательным механизмам и устройствам относят дымососы и дутьевые вентиляторы, питательные и водоподготовительные установки, пылеприготовительные установки, топливоподачу, системы золоулавливания и золоудаления — при сжигании твердого топлива, мазутное хозяйство — при сжигании жидкого топлива, газорегуляторную станцию — при сжигании газообразного топлива. Дымососы предназначаются для удаления дымовых газов из котельной установки. Дутьевые вентиляторы устанавливают для того, чтобы при подаче воздуха в топку преодолеть сопротивление горелок или слоя топлива на решетке, а также сопротивления воздухоподогревателя. Тепловые, гидродинамические и аэродинамические процессы, протекающие в котельной установке, необходимо регулировать и контролировать. Поэтому ее оснащают регулирующими устройствами, такими, как регулятор температуры перегретого пара, запорными регулирующими и предохранительными органами, контрольно-измерительными приборами. Наряду с этим в котельных установках осуществляют комплексную автоматизацию регулирования всех основных происходящих в них процессов. Котельные установки, расположенные в одном здании или на общей площадке в совокупности со всем комплексом вспомогательных механизмов и устройств называют котельной. В соответствии с назначением и родом производимого теплоносителя различают энергетические, производственные, отопительные и производственно-отопительные котельные, а также котельные с паровыми и водогрейными котлами.

1. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЕЛЬНЫХ

1. 1 Выбор производительности и типа котельной

Проектирование котельной начинают с выявления характера потребителей и определения количества потребного для них тепла или пара, а также вида и параметров теплоносителя.

При этом производственные котельные обычно вырабатывают пар для технологических нужд, отопления и вентиляции производственных цехов; отопительные котельные приготавливают горячую воду для отопления жилых и общественных зданий, а также для хозяйственных нужд; производственно-отопительные котельные вырабатывают пар и приготавливают горячую воду для всех перечисленных выше видов потребления.

Потребность в тепле на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых общественных и промышленных зданий определяют по проектам местных систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. При отсутствии таких проектов потребность в тепле может быть подсчитана по укрупненным показателям.

Отпуск пара на технологические нужды промышленных предприятий и горячей воды определяю по технологическим проектам этих предприятий. Когда вид и параметры теплоносителя, а также полный отпуск тепла или пара выявлены, можно установить профиль и производительность проектируемой котельной.

Если все тепло отпускается в виде горячей воды, проектируют котельную с водогрейными котлами, если в виде пара и в виде горячей воды, то в зависимости от количественного соотношения отпусков пара и горячей воды можно спроектировать паровую котельную с установкой для подогрева сетевой воды либо комбинированную котельную с водогрейными и паровыми котлами.

1. 2 Выбор числа и типа котлов

Число и тип котлов при проектировании котельной выбирают, исходя из годового графика отпуска тепла или пара для отопления и подогрева вентилируемого воздуха, для горячего водоснабжения, и технологических нужд. Для котельных с паровыми котлами целесообразно строить годовые графики отпуска пара, производя перерасчет отпуска тепла на отопление, вентиляцию и отпуск пара по формуле:

, т/ч

где: hс п — энтальпия пара, поступающего в сетевой подогреватель воды, кДж/кг;

hк — энтальпия конденсата, выходящего из охладителя конденсата сете- вого подогревателя, кДж/кг;

???с п — КПД сетевого подогревателя воды, составляющий 0,95−0,98.

Над суммирующей кривой отпуска тепла или пара надстраивают кривую собственного расхода тепла или пара котельной и потери тепла или пара в ней. Расход пара на деаэрацию определяют по формуле, приведенной в таблице 1, а расход пара на другие нужды принимают в процентах к ее выработке: на обдувку поверхностей нагрева 1%, на распыление мазута в паровых форсунках 2−3%, на разогрев мазута в мазутохранилище — до 5%, на паровые питательные насосы 1%. Потери тепла и пара в котельной принимают равными 1−2% отпущенного тепла или пара.

Приходя к определению числа и производительности котлов, подлежащих установке в котельной, исходят из того, что котлы должны быть однотипными и одинаковой производительности. Предпочтительнее выбирать меньшее число более крупных котлов; желательно чтобы в котельной было 2−3 работающих котла. Резервного котла, как правило, не предусматривают, за исключением тех случаев, когда по условиям производства недопустимо даже кратковременное сокращение отпуска тепла или пара.

Производительность котлов выбирают из такого расчета, чтобы они полностью обеспечивали требуемую выработку пара в зимний максимум, и чтобы в летний период можно было выводить по очереди все котлы в капитальный ремонт. Расчет сводим в таблицу 1 [определение номинальной производительности котельной, выбор числа и производительности котельного агрегата].

Наименование расчетной величины

Обозна-чение

Ед изм.

Расчетная формула или источник

Расчет

Результат

Промежуто- чный

Оконча-тельный

1

2

3

4

5

6

7

1. Максимальное потребление пара на технические нужды производства

Dпотт. н

т/ч

Задание

6,5

2. Потеря пара в сетях

qсетт. н

%

Опытные данные

2,0

3. Отпуск пара из котельной на технологические нужды производства

Dотпт, н

т/ч

Dпотт. н 100

___________________

(100-qсетов)

6,5•100

100−2

6,63

4. Потери тепла в сетях

%

Опытные данные

4 ч 5

4

5. Тепло на отопление и вентиляцию

КВт

Задание

5000

6. Отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию

кВт

(5000 •100) /

(100 — 4)

5208,3

7. Температура прямой сетевой воды

0С

Задание

150

8. Температура обратной сетевой воды

0С

Задание

70

9. Энтальпия прямой сетевой воды

КДж кг

Таблица воды и водяного пара

[1], стр. 47

632,2

10. Энтальпия обратной сетевой воды

КДж

кг

Таблица воды и водяного пара

[1], стр. 47

292,9

11. Энтальпия насыщенного пара

КДж

кг

Таблица воды и водяного пара

[1], стр. 49

2789

12. Потери тепла сетевым подогревателем в окружающую среду

%

Опытные данные

3 ч 4

4,0

13. Температура конденсата греющего пара на выходе из системы подогревателей сетевой воды

0С

Опытные данные при x=1 Т-S диаграмма

85

14. Отпуск пара на подогреватели сетевой воды

т/ч

(5208,3 •3,6) / (2789- 4,19•85) (100 / (100−4))

8

15. Полный отпуск пара из котельной

т/ч

25,5 + 8

33,5

16. Собственный расход пара с учетом потерь

%

Опытные данные

5,0

17. Выработка пара котельной без учета расхода на деаэрацию

т/ч

33,5 100

100 — 5

35

18. Количество возвращающегося конденсата

т/ч

0,6 6,63 + 8

12

19. Потребность в добавочной

воде

т/ч

Dвырк — Qк

35 — 12

23

20. Температура возвращающегося конденсата перед деаэратором

0С

Опытные данные

70 ч 85

85

21. Температура химически очищенной воды перед деаэратором

0С

Опытные данные

70

22. Средняя температура воды перед деаэратором

0С

12 85 + 23• 70

12 + 23

75

23. Средняя энтальпия воды перед деаэратором

кДж

кг

Таблица воды и водяного пара

[1], стр. 47

313,97

24. Потери тепла деаэратором в окружающую среду

%

Опытные данные

2 ч 2,5

2

25. Давление в деаэраторе

МПа

Опытные данные

0,105 ч 0,15

0,12

26. Температура воды в деаэраторе

0С

Таблица воды и водяного пара

[1], стр. 47

104,2

27. Расход пара в деаэраторе

т/ч

(436,6 — 313,9) •

(2433 — 436,6) •

•100 35

• (100 — 2)

hq= 4,19 •104,2 =

= 436,598 кДж/кг

h= 2789- 4,19 85 =

= 2433кДж/кг

2,2

28. Максимальная нагрузка котлов

т/ч

2,2 + 35

37,2

29. Номинальная производительность котла

Dk

т/ч

[1], cтр. 248

ДЕ-6,5−14ГМ

6,5

30. Количество котлов установленных в котельной

Шт.

37,2 / 6,5

5,7

6

1. 3 Компоновка котельных

При компоновке котельной преследуют цель наиболее рационально разместить основное и вспомогательное оборудование, чтобы его удобно было эксплуатировать и вместе с тем, чтобы котельная получалась компактной, с минимальным объемом здания, несложным для сооружения.

Котельные располагают в отдельных помещениях, удовлетворяющих требованиям Правил Госгортехнадзора, «Строительных Норм и Правил», «Противопожарных норм строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест» и «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий». Котельные помещения не должны примыкать к живым зданиям. Нежелательно также примыкание котельных к производственным помещениям.

Различают три типа котельных: закрытые, полуоткрытые, открытые. В закрытых котельных все основное и вспомогательное оборудование (обычно за исключением золоулавливателей) размещают в закрытых помещениях. В котельных полуоткрытого типа котельные агрегаты и некоторое наиболее ответственное вспомогательное оборудование размещают в закрытом помещении, а дымососы, дутьевые вентиляторы, золоулавливатели и деаэраторы, баки и прочее — на открытом воздухе. В открытых котельных почти все оборудование размещают на открытом воздухе, сооружая только очень небольшое помещение для укрытия персонала, обслуживающего фронт котлов, а также насосов и щитов управления. Рекомендации по выбору типа котельной даны в СНиП II-92−76.

Котельные установки проектируют только с индивидуальными дымососами, дутьевыми вентиляторами и золоулавливателями. Топливоподачу, питательные насосы, водоумягчительную установку, деаэраторы и другое оборудование, а также дымовую трубу, как правило, проектируют общие для всей котельной. Каждую котельную установку размещают в отдельной строительной ячейке; вспомогательное оборудование водопарового тракта размещают в строительной ячейке в одном из торцов котельной, причем помещение вспомогательного оборудования можно не отделять стеной от помещения котельных установок. Наряду с этим вспомогательное оборудование размещают и перед фронтом котлов. Здесь устанавливают тепловой щит, а при котельных агрегатах без воздухоподогревателей часто и дутьевые вентиляторы; в некоторых случаях перед фронтом котлов размещают питательные и сетевые насосы, водоподготовительную установку, деаэраторы.

Оборудование котельной размещают с учетом того, чтобы ее здание можно было выполнить из сборных железобетонных конструкций той номенклатуры и типоразмеров, которые применяют в промышленном строительстве.

Пролет здания котельной можно принимать равным: 6, 9, 12, 18, 24 и 30 метров, шаг колонн 6 и 12 метров. Высоту помещения от отметки чистого пола до низа несущих конструкций на опоре следует принимать при пролете 12 м от 3,6 до 6 м включительно кратной 0,6 м, от 6 до 10,8 включительно — кратной 1,2 м, при больших высотах — кратной 1,8 м.

При пролете 18 и 24 м от 6 до 10,8 — кратной 1,2 м.

При пролете 30 м от 12,6 — кратной 1,8 м.

Кроме того при пролете 18 м. допускаются высоты, равные 4,8 и 5,4 м., а для пролета 24 м — 5,4 м. Для возможности расширения котельной одну из стен ее оставляют свободной от застройки.

Помещения, в которых установлены котлы, предусматриваю на каждом этаже два выхода наружу, расположенные с противоположных сторон котельной. Выходные двери должны открываться наружу от нажатия руки. Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельной принимают не менее 3 м, причем в случае установки вспомогательного оборудования ширину свободных проходов перед фронтом котлов оставляют на менее 1,5 м. Однако это оборудование не должно мешать обслуживанию котла. Ширина остальных проходов между котлами и стенами должна быть не менее 1,3 м. Расстояние от верхней отметки котла или от отметки верхней площади обслуживания котла до нижних частей конструкций покрытия котельной должно быть не мене 2 м. Для обслуживания котлов устанавливают лестницы и площадки из несгораемых материалов. К площадкам более 5 м устанавливают не менее 2 лестниц шириной не менее 600 мм с углом наклона к горизонту не более 500.

Площадки, предназначенные для обслуживания арматуры, контрольно-измерительных приборов и т. п., выполняют шириной не менее 800 мм, остальные площадки шириной не менее 600 мм.

Котельную оборудуют надлежащей вентиляцией и обеспечивают естественным и искусственным освещением, создающим освещенность в пределах 5−50 лк. Аварийное освещение предусматривают от самостоятельного источника энергии. В котельной располагают средства огнетушения в соответствии действующими правилами пожарной безопасности.

1. 4 Тепловая схема котельной с паровыми котлами

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. Развернутая тепловая схема с четырьмя паровыми котлами показана на чертеже 2.

Пар из котлов поступает на редукционно-охладительные установки РОУ, где снижаются его давление и температура. Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды, которая распыляется за счет снижения давления с 14 -16 кгс/см2 до 6 кгс/см2.

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.

Каждый паровой котел укомплектован питательным центробежным электронасосом. Для всех трёх установленных котлов установлен один такой же резервный насос. Вода в паровые котлы может также подаваться двумя паровыми поршневыми насосами.

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

2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА

2. 1 Общие положения

Тепловой расчет котельного агрегата может иметь двоякое назначение:

а) при проектировании нового котельного агрегата по заданным параметрам его работы (паропроизводительность, температуры перегретого пара, питательной воды, подогрева воздуха и др.) определяют величины всех его поверхностей нагрева.

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 — 14 ГМ

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:

QСн = 37 310 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%

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

Окончатель-

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

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

Энтальпия продуктов сгорания для различных значений температуры и коэффициента избытка воздуха

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.

Тепловой баланс котельного агрегата

Наименование рассчитываемой величины

Обоз-

начение

Ед.

изм.

Расчетная формула или источник определения

Расчет

Результаты расчета

Промежуточные

Окончательные

1

2

3

4

5

6

7

1. Располагаемое тепло топлива

Qрр

кДж

м3

QСн = QPH

37 310

2. Температура уходящих газов

0С

Технические соображения

[1], стр. 251

170 ч 220

200

3. Энтальпия уходящих газов

кДж

м3

h-T таблица 4

hУХ = H0г300 — H0г100

3165

4. Температура холодного воздуха, поступающего в котельный агрегат

0С

Рекомендации нормативного метода теплового расчета котлоагрегатов

[2], стр. 45

30

5. Энтальпия теоретически необходимого холодного воздуха

кДж

м3

9,91 1,32 30

392,44

6. Потеря тепла от механической неполноты сгорания

%

[2], стр. 45

0

7. Потеря тепла от химической неполноты сгорания

%

[2], стр. 45

1,0

1,0

8. Потеря тепла с отходящими газами

%

(3165−1,25 392,44) 100

37 310

7,17

9. Потеря тепла на наружное охлаждение котельного агрегата

%

[2], стр. 50

1,5

1,5

10. Потеря с физическим теплом шлаков

%

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 продувки котла

%

[3], стр. 89

3 ч 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 светящейся части пламени

1,35 1,347

1,82

21. Степень черноты светящейся части пламени

-

[2], стр. 65

1 — е — св+ 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 коэффициент загрязнения лучевоспринимающих 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 1 м2 стен топки

-

кВт

м2

/ 3600

459. 62 37 368. 6

29. 97 3600

159. 2

26. Расчетный коэффициент

-

[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 дымовых газов на выходе

из топки

кДж

м3

h-T таблица

23 500

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_

Qppка

6500 2382. 3

37 310 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 тепловое напряжение топочного пространства

q v

кДж

м3•ч

B Qpp_

VT

459,62 37 310

11,21

1 529 743. 3

34. Полезное тепло-выделение в топке

кДж

кг

QPP• (100-q3-q4-qшл)+

100

+т•hхв

37 310 (100−1,0) / 100 +

+1,1 392,44

37 368. 6

35. Тепло, переданное излучением в топке

кДж

кг

0,985 (37 368,6 — 23 500)

13 660,6

2. 6 Тепловой расчет конвективного пучка

1. По конструктивным данным выбираем:

Н — площадь поверхности нагрева;

H = 63,3 м2;

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

F = 0,348 м2.

d-наружный диаметр труб;

d = 51 мм

S1 ,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 °C.

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

Q = •(h — h + •h0прc)

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); h0прc -- энтальпия присосанного в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха tв = 30 °C определяется по формуле: h0прс= V0В CВ tв

h0прc=9,91• 1,32 30 = 392,436 кДж/кг

h= = 23 500 кДж/кг;

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

hmax = 9053,51 кДж/кг;

Коэффициент сохранения тепла: = 0,985

Qб min= 0,985 (23 500 — 5297,1 + 0,05 392,436) = 17 949,2 кДж/кг;

Qб max= 0,985 (23 500 — 9053,51+ 0,05 392,436) = 14 249,1 кДж/кг;

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

= (+) / 2

min = (1000 + 300) / 2 = 650 °C;

max = (1000 + 500) / 2 = 750 °C;

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)

Wг = Bр• Vг• (+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; VГ --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).

Wг min=459,62 11,11 (650 + 273) / (0,348 273 3600) =13,78 м/с;

Wг 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;

СФ min = 1,08; СФ 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: kг -- коэффициент ослабления лучей трехатомными газами;

kзл? 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

Pn= rn p

Pn = 0,216 0,1 = 0,0216 МПа,

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

kг=

kг min = (м•МПа)-1

kг max = (м•МПа)-1

kpsmin = 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

amin= 0,16; amax= 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 cг,

где: -- коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме на рис. 6. 4,[2]; а -- степень черноты; cг -- коэффициент, определяется по рис. 6. 4,[2].

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

tз = 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 °C ,[2] стр. 78.

t = 195,04 °C

t3= 195,04 + 25= 220,4 C

cг min= 0,93 cг 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

Kmin = 0,85 96,37 = 81,915 Вт/(м2•K);

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

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

Qт = [(K H T) / (Bр 1000)] •3600

Для испарительной конвективной поверхности нагрева °С:

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

tk = 195,04 °С, [1]стр. 47:

Tmin = (1000 — 300) / [ln (1000 — 195,04) / (300 — 195,04)] = 344 °С

Tmax = (1000 — 500) / [ln (1000 — 195,04) / (500 — 195,04)] = 515 °С

Qт min = (81,915 63,3 344 •3,6) / 459,62 = 13 971,05 кДж/кг;

Qт max = (85,366 63,3 515 3,6) / 459,62 = 21 792,14 кДж/кг.

12. По принятым двум значениям температуры 1" и 2" и полученным двум значениям Qт и Qб 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 сгораниякп1, которую следовало бы принять при расчете.

13. Определив температуру кп1 = 370 °C, находим по рис. 1 [приложение] hкп = 7000 кДж/кг.

14. Количество тепла переданное в первом конвективном пучке

Qкп = • (hкп — hкп + h0прс)

Qкп = 0,985 (23 500 — 7000 + 0,05 392,44) = 16 271,89 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:

Qэк=• (hэк-hэк+эк• h0прc)

где -- коэффициент сохранения теплоты (табл. 5) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей рассчитываемой поверхности; hэк-- энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, определяется из рис. 1[приложение ] по температуре продуктов сгорания, известной из расчета предыдущей поверхности нагрева, кДж/кг; hэк -- 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; h0прc -- энтальпия теоретического количества воздуха, при температуре воздуха Tв = 30(°С) определяется по формуле:

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой