Расчет и подбор оборудования отопительной котельной

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

котел водоподготовка тепловой агрегат

Тепловая энергия — один из основных видов энергии, используемой человеком для обеспечения необходимых условий его жизнедеятельности как для развития и совершенствования общества, в котором он живет, так и для создания благоприятных условий его быта. Тепловая энергия, производимая человеком из первичных источников энергии, в основном используется для получения электрической энергии на тепловых электростанциях, для технологических нужд промышленных предприятий, для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.

Теплогенерирующей установкой называют совокупность устройств и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха. Водяной пар используют для технологических нужд в промышленности и сельском хозяйстве, для приведения в движение паровых двигателей, а также для нагрева воды, направляемой в дальнейшем на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Горячую воду и подогретый воздух используют для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых нужд населения. Теплогенерирующие установки предназначены для производства тепловой энергии из первичных источников энергии, которыми являются: органическое и ядерное топливо, солнечная и геотермальная энергия, горючие и тепловые отходы промышленных производств.

1. Характеристика парового котла

1.1 Технические характеристики котла ДКВР

Паровые котлы ДКВР — 2,5; 4; 6,5; 10; 20 с газомазутными топками — двухбарабанные, вертикально-водотрубные, предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Преимущества:

— надежная гидравлическая и аэродинамическая схема работы котла обеспечивает высокий КПД — до 91%.

— низкий уровень затрат на эксплуатацию и обслуживание.

— котел ДКВР имеет сборную конструкцию, что позволяет монтировать его в котельной, не разрушая стен, и быстро подключить к уже существующим системам.

— возможен перевод котла с одного вида топлива на другой.

— широкий диапазон регулирования производительности (от 40 до 150% от номинала) позволяет использовать котел с максимальной эффективностью и значительно экономить затраты на теплоэнергоснабжение.

— возможность перевода котла в водогрейный режим.

— конструкция котла позволяет использовать под заказ различные варианты комплектации КИПиА, в том числе автоматизированными горелками.

1. 2 Устройство и принцип работы котла серии ДКВР

Конструктивная схема котлов серии ДКВР паропроизводительностью до 10 т/ч одинаково независима от используемого топлива и применяемого топочного устройства.

Котел имеет верхний длинный и нижний короткий барабаны, расположенные вдоль оси котла, экранированную топочную камеру и развитый кипятильный пучок из гнутых труб. Для устранения затягивания пламени в пучок и уменьшения потерь с уносом и химическим недожогом топочная камера котлов ДКВР — 2,5; ДКВР-4; ДКВР — 6,5 делится шамотной перегородкой на две части: собственно топку и камеру догорания. На котлах ДКВР-10 камера догорания отделяется от топки трубами заднего экрана. Между первым и вторым рядами труб котельного пучка всех котлов также устанавливается шамотная перегородка, отделяющая пучок от камеры догорания.

Внутри котельного пучка имеется чугунная перегородка, которая делит его на первый и второй газоходы и обеспечивает горизонтальный разворот газов в пучках при поперечном омывании труб.

Вход газов из топки в камеру догорания и выход газов из котла — асимметричные. При наличии пароперегревателя часть кипятильных труб не устанавливается; пароперегреватели размещаются в первом газоходе после второго-третьего рядов кипятильных труб.

Для осмотра барабанов и установки в них устройств, а также для чистки труб на днищах имеются овальные лазы размером 325 Ч 400 мм.

Барабаны внутренним диаметром 1000 мм на давление 1,4 МПа изготавливаются из стали 16ГС или 09Г2С и имеют толщину стенки 13 мм. Экраны и кипятильные пучки котлов выполняются из стальных бесшовных труб.

Для удаления отложений шлама в котлах имеются торцевые лючки на нижних камерах экранов, для периодической продувки камер имеются штуцеры диаметром 32? Ч 3 мм.

Пароперегреватели котлов типа ДКВР, расположенные в первом по ходу газов газоходе, унифицированы по профилю для котлов одинаковых давлений и отличаются для котлов разной производительности лишь числом параллельных змеевиков.

Пароперегреватели — одноходовые по пару, обеспечивают получение перегретого пара без применения пароохладителей. Камера перегретого пара крепится к верхнему барабану, одна опора этой камеры делается неподвижной, а другая — подвижной.

1. 3 Циркуляционная схема котла ДКВР

Питательная вода поступает в верхний барабан по двум питательным линиям, откуда по последним рядам труб конвективного пучка поступает в нижний барабан. Питание экранов производится необогреваемыми трубами из верхнего и нижнего барабанов. Фронтовой экран котла ДКВР-10 питается водой из опускных труб верхнего барабана, задний экран — опускных труб нижнего барабана. Пароводяная смесь из экранов и подъемных труб пучка поступает в верхний барабан.

Все котлы снабжены внутрибарабанными паросепарационными устройствами для получения пара.

Котлы ДКВР — 2,5, ДКВР-4 и ДКВР — 6,5, поставка которых может осуществляться одним транспортабельным блоком и в разобранном виде, имеют опорную раму сварной конструкции, выполненную из стального проката.

Котлы ДКВР-10 опорной рамы не имеют. Неподвижной, жестко закрепленной точкой котла является передняя опора нижнего барабана. Остальные опоры нижнего барабана и камер боковых экранов выполнены скользящими. Камеры фронтового и заднего экранов крепятся кронштейнами к обдувочному каркасу. Камеры боковых экранов крепятся к опорной раме.

Котел снабжен контрольно-измерительными приборами и необходимой арматурой:

— предохранительные клапаны,

— манометры и трехходовые краны к ним,

— рамки указателей уровня со стеклами и запорные устройства указателей уровня,

— запорные вентили и обратные клапаны питания котлов,

— запорные вентили продувки барабанов, камер экранов, регулятора питания и пароперегревателя,

— запорные вентили отбора насыщенного пара (для котлов без пароперегревателей),

— запорные вентили для отбора перегретого пара (для котлов с пароперегревателями),

— запорные вентили на линии обдувки и прогрева нижнего барабана при растопке котлов (для котлов ДКВР-10),

— вентили для спуска воды из нижнего барабана,

— запорные вентили на линии ввода химикатов,

— вентили для отбора проб пара.

Для котлов ДКВР-10 поставляются также запорный и игольчатый вентили для непрерывной продувки верхнего барабана. На газоходах котлов устанавливается чугунная гарнитура.

1. 4 Эксплуатационные параметры

Многочисленные испытания и длительный опыт эксплуатации большого числа котлов ДКВР подтвердили их надежную работу на пониженном по сравнению с номинальным давлении. Минимальное допустимое давление (абсолютное) для котлов ДКВР — 2,5; 4; 6,5; 10; 20 равно 0,7 МПа (7 кгс/смІ).

С уменьшением рабочего давления КПД котлоагрегата не уменьшается, что подтверждено сравнительными тепло — выми расчетами котлов на номинальном и пониженном давлениях.

Элементы котлов рассчитаны на рабочее давление 1,4 МПа, безопасность их работы обеспечивается установлен — ными на котле предохранительными клапанами.

С понижением давления в котлах до 0,7 МПа комплектация котлов экономайзерами не изменяется, так как в этом случае недогрев воды в питательных экономайзерах до температуры насыщения пара в котле составляет более 20 °C, что удовлетворяет требованиям правил Ростехнадзор.

2. Тепловой расчет котельного агрегата

2. 1 Расчет низшей теплоты сгорания топлива и подбор топочного устройства

Низшую теплоту сгорания газообразного топлива, кДж/мі, определяют по известному процентному содержанию отдельных газов, входящих в состав данного топлива, кДж/мі.

,

где СО, H2, H2 S, Сm Нn — содержание соответствующего газа, об. %; Q, Q, Q, Q — низшая теплота сгорания данного газа, входящего в состав газообразного топлива, кДж/мі.

Основанием для выбора топочного устройства являются: тип и производительность теплогенератора; вид и характеристики топлива.

К основным характеристикам топочных устройств относятся:

— тепловое напряжение зеркала горения qзг, кВт/мІ;

— тепловое напряжение топочного объема qv, кВт/мі;

— потери теплоты от химической неполноты сгорания q3, %;

— потери теплоты от механической неполноты сгорания q4, %;

Выбор коэффициента избытка воздуха и присосов в газоходах теплогенератора. Коэффициент избытка воздуха по мере движения продуктов сгорания по газоходам теплогенератора увеличивается. Это обусловлено тем, что давление в газоходах теплогенераторов с уравновешенной тягой меньше давления окружающего воздуха и через неплотности в обмуровке происходят присосы атмосферного воздуха в газовый тракт агрегата.

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки принимается в зависимости от типа топочного устройства и вида сжигаемого топлива.

Значение расчетного коэффициента избытка воздуха в отдельных сечениях газового тракта теплогенератора с уравновешенной тягой определяют суммированием коэффициента избытка воздуха на выходе из топки с присосами воздуха в газоходах, расположенных между топкой и рассматриваемым сечением

,

где — расчетный коэффициент избытка воздуха на выходе из рассматриваемого элемента; - сумма присосов воздуха во всех газоходах, расположенных между топкой и рассматриваемым сечением газового тракта.

Принимаем =1. 15

Значения расчетных присосов воздуха в отдельных элементах теплогенератора принимают на основе обобщенных данных эксплуатации агрегатов.

2.2 Расчет теоретических и действительных объемов воздуха и продуктов сгорания

Расчет теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания (при ). Все объемы воздуха и продуктов сгорания рассчитывают на 1 мі газообразного топлива. Расчеты производят в следующей последовательности:

Вычисляют теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания газообразного топлива, мі/мі

;

где m — число атомов углерода; n — число атомов водорода.

Рассчитывают теоретические объемы продуктов сгорания для сухого газообразного топлива, мі/мі:

— объем трехатомных газов

;

— объем азота (двухатомных газов)

;

— объем водяных паров

,

где dгт — влагосодержание газообразного топлива, отнесенное 1 мі сухого газа, г/мі.

Расчет действительных объемов воздуха и продуктов сгорания (при). Расчет ведут в следующей последовательности:

1. Определяют объем воздуха при, мі/кг (мі/мі)

=1,15•9,52=10,95 мі/мі

2. Объемы продуктов сгорания твердых, жидких и газообразных топлив при отличаются от теоретических на величину объемов воздуха и водяных паров, поступающих в теплогенератор за счет избыточного воздуха (присосов атмосферного воздуха).

Так как присосы воздуха не содержат трехатомных газов, то действительный объем этих газов не зависит от коэффициента избытка воздуха и во всех газоходах остается постоянным, т. е. равным теоретическому объему.

;

— объем двухатомных газов, мі/кг (мі/мі)

;

— объем водяных паров, мі/кг (мі/мі)

;

— суммарный объем дымовых газов, мі/кг (мі/мі)

;

3. Объемные доли трехатомных газов и водяных паров, равные парциальным давлениям этих газов при общем давлении P = 0,1 МПа, соответственно равны

Определяют суммарную объемную долю трехатомных газов и водяных паров

2.3 Энтальпии воздуха и продуктов сгорания

При выполнении расчетов энтальпию воздуха и продуктов сгорания относят к 1 кг твердого, жидкого или к 1 мі газообразного топлива. Расчет энтальпий производят при фактических коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчет следует производить для всего возможного диапазона температур после поверхностей, так как эти температуры неизвестны.

Определение энтальпий производят в следующей последовательности:

1. Вычисляют энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур для твердого и жидкого топлив, кДж/кг и газообразного топлива, кДж/мі

,

где (ct)в-энтальпия 1 мі воздуха, кДж/мі.

2. Энтальпию теоретического объема продуктов сгорания, кДж/кг (кДж/мі), рассчитывают для всего выбранного диапазона температур

,

где (ct), (ct), (ct) — энтальпии 1 мі соответственно трехатомных газов, азота и водяных паров, кДж/мі.

Удельную энтальпию трехатомных газов (ct) считают равной удельной энтальпии диоксида углерода (ct).

3. Определяют энтальпию продуктов сгорания, при коэффициенте избытка воздуха > 1, кДж/кг (кДж/мі)

,

Результаты расчетов энтальпий продуктов сгорания по всем поверхностям нагрева теплогенератора сводят в таблицу 2.1.

По данным табл. 2.1 на миллиметровой бумаге строят график зависимости энтальпии продуктов сгорания от температуры It-диаграмму (рис. 2. 1).

It-диаграмма позволяет в последующих расчетах определить для заданного коэффициента избытка воздуха энтальпию продуктов сгорания при любой их температуре и наоборот.

Таблица 2.1. Энтальпия продуктов сгорания (It-таблица)

, кДж/кг (кДж/мі)

Коэффициенты избытка воздуха по участкам газового тракта

900

14 700

12 195

16 530

X

X

X

1600

27 923

22 877

31 355

X

X

X

2200

39 916

32 358

44 770

X

X

X

300

4553

3836

X

5512

X

X

700

11 136

9320

X

13 466

X

X

1000

16 535

13 670

X

19 953

X

X

200

2990

2532

X

X

3876

X

400

6133

5160

X

X

7939

X

600

9427

7902

X

X

12 193

X

100

1483

1257

X

X

X

2137

200

2990

2532

X

X

X

4307

300

4553

3836

X

X

X

6448

3. Тепловой баланс теплогенератора

3. 1 Тепловой баланс теплогенератора и расход топлива

Тепловой баланс теплогенератора выражает равенство теплоты, поступившей в агрегат, сумме полезно использованной теплоты и всех тепловых потерь, имеющихся при его работе.

Цель составления теплового баланса — вычислить коэффициент полезного действия теплогенератора и определить необходимый расход топлива.

Тепловой баланс составляют применительно к установившемуся тепловому состоянию теплогенератора. Все статьи теплового баланса принято относить к 1 мі газообразного топлива.

Общее уравнение теплового баланса имеет вид, кДж/кг (кДж/мі)

,

где — располагаемая теплота; Q1 — полезно использованная теплота; Q2 — потери теплоты с уходящими газами; Q3 — потери теплоты от химической неполноты сгорания; Q4 — потери теплоты от механической неполноты сгорания; Q5 — потери теплоты всеми элементами теплогенератора в окружающую среду (потери от наружного охлаждения); - потери теплоты в виде физической теплоты шлака.

Располагаемая теплота на 1 мі газообразного топлива, кДж/мі

.

Для упрощения расчетов в курсовой работе можно принимать для газообразного топлива

.

Если статьи теплового баланса выразить в относительных величинах (процентах от располагаемой теплоты, то уравнение теплового баланса примет вид

100 = q1 + q2 + q3 + q4 + q5 + q6шл.

Величину полезно использованной теплоты Q1(q1) прямым путем определить нельзя, так как заранее неизвестно количество сжигаемого топлива. Поэтому Q1(q1) можно найти из уравнений теплового баланса лишь после определения всех потерь теплоты.

Далее расчет осуществляем в следующей последовательности:

1. Потери теплоты с уходящими газами находят по разности энтальпий продуктов сгорания, уходящих из теплогенератора, и холодного воздуха, %

,

где — энтальпия уходящих дымовых газов, кДж/мі, при соответствующем избытке воздуха и температуре уходящих газов tух; - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, берется в сечении газохода после последней поверхности нагрева; I — энтальпия теоретического объема холодного воздуха, кДж/кг (кДж/мі)

,

где (ct)хв — энтальпия 1 мі холодного воздуха, кДж/мі, определяется в зависимости от температуры холодного воздуха tхв, которую при отсутствии специальных указаний принимают tхв = 30оС.

Энтальпию уходящих дымовых газов Iух находят по It-диаграмме при соответствующем избытке воздуха и температуре уходящих газов tух. При этом температурой tух следует задаваться.

2. Расчетные потери от химической q3, %, и механической q4, %, неполноты сгорания топлива принимают из расчетных характеристик топок.

q3 = 0,8%, q4 = 0%,

3. Потери теплоты в окружающую среду (от наружного охлаждения) q5, %, для стационарных теплогенераторов принимают в зависимости от паропроизводительности котельного агрегата и наличия хвостовой поверхности.

q5 = 1,4%,

4. Коэффициент полезного действия теплогенератора (брутто) находят по уравнению обратного баланса, %

= q1 =100 — (q2 + q3 + q4 + q5 + q6шл);

= q1 =100 — (5,2 +0,8 + 0+ 1,4 + 0)=92,6%

5. Номинальный расход топлива определяют по формуле, мі/ч

,

где Дпп, Днп — количество выработанного пара, перегретого и насыщенного соответственно, кг/ч; Дпр — расход воды на продувку теплогенератора, кг/ч, причем

,

где Р — непрерывная продувка, %; учитывается только при Р2, в курсовой работе следует принимать Р = 2−7%; iпп — энтальпия перегретого пара при давлении и температуре в барабане теплогенератора, кДж/кг; iнп — энтальпия сухого насыщенного пара при давлении в барабане котла, кДж/кг; i' - энтальпия кипящей воды при давлении в барабане котла, кДж/кг; iпв — энтальпия питательной воды, кДж/кг, определяют по ее температуре и давлению на входе в теплогенератор.

6. Расчетный расход топлива определяют по формуле мі/ч

,

3.2 Расчет теплообмена в топке

При проектировании и эксплуатации теплогенерирующих установок чаще всего выполняется поверочный расчет топочных устройств. Конструктивный расчет производится только при разработке новых агрегатов конструкторскими бюро заводов-изготовителей или при реконструкции топочных камер существующих теплогенераторов.

При поверочном расчете топки по ее тепловым и конструктивным характеристикам определяют температуру дымовых газов на выходе из топки ,°С.

Передача теплоты в топке к лучевоспринимающим поверхностям происходит в основном излучением. Доля конвективного теплообмена относительно мала и им при расчете топки пренебрегают.

Поверочный расчет однокамерных топок производят в следующей последовательности:

1. Для камерных топок проверяют только тепловое напряжение топочного объема.

Тепловое напряжение зеркала горения, кВт/мІ

,

где Rзг — площадь зеркала горения, мІ.

2. Полезное тепловыделение в топке определяют по формуле, кДж/мі

,

где Qв — теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/мі.

Величина Qв складывается из теплоты горячего воздуха и холодного, присосанного в топку

,

где — коэффициент избытка воздуха в топке; - присосы воздуха в топку; V0 — теоретически необходимое количество воздуха, мі/мі; св — объемная теплоемкость воздуха, кДж/(мі. К), св = 1,3кДж/(мі. К); - температура воздуха после подогрева в воздухоподогревателе,°С; - температура холодного воздуха,°С, = 30 °C.

По Jt-диаграмме (см. рис. 2. 1) по значению J = Qт определяют теоретическую (адиабатическую) температуру горения топлива tа,°С (Та, К).

tа = 1950 °C; Та = 2223 К.

3. Вычисляют параметр М, зависящий от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки.

При сжигании газа и мазута

М = 0,54 — 0,2Xт.

Параметр Хт характеризует относительное положение максимума температуры топочных газов, которое для камерных топок с верхним отводом газов и горизонтальным положением осей горелок определяют по формуле

,

где h1 — расстояние от нижней плоскости топки до плоскости максимальных температур, м; h2 — расстояние от нижней плоскости топки до середины ее выходного окна, м.

М = 0,54 — 0,2•0,93=0,35.

Под нижней плоскостью топки следует понимать: при сжигании газа и мазута — под топки, при сжигании твердого топлива — середину холодной воронки. Максимум температур практически совпадает с уровнем расположения осей горелок.

4. Определяют среднее значение коэффициента тепловой эффективности лучевоспринимающей поверхности топки

,

где Hл — полная лучевоспринимающая поверхность топки, мІ, принимают по прил. 1; Fст — полная поверхность стен топки, мІ; коэффициент загрязнения лучевоспринимающей поверхности нагрева, учитывающий снижение ее тепловосприятия вследствие загрязнения топочных экранов наружными отложениями или покрытия их огнеупорной массой.

Коэффициент загрязнения принимают равным: для газообразного топлива — 0,65.

5. Предварительно задаются температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры. Для промышленных паровых теплогенераторов рекомендуется предварительно принимать температуру продуктов сгорания на выходе из топки: при сжигании природного газа 1050…1100°С.

6. Определяют эффективную толщину излучающего слоя, м

,

где Vт — объем топочной камеры, мі.

7. Вычисляют коэффициент ослабления лучей топочной средой, (м. МПа)-1.

При сжигании жидкого и газообразного топлива коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициента ослабления лучей трехатомными газами кг и сажистыми частицами kc.

к = kгrn + kc,

где rn — суммарная объемная доля трехатомных газов.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами рассчитывают по формуле, (м. МПа)-1

,

где — объемная доля водяных паров; Рп — суммарное парциальное давление трехатомных газов, МПа; Рп = rп. Р; Р — давление в топочной камере теплогенератора, МПа, для агрегатов, работающих без наддува, Р = 0,1 МПа.

. МПа)-1

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами вычисляют по формуле, (м. МПа)-1

,

где Сp, Нp — содержание соответственно углерода и водорода в рабочей массе топлива.

. МПа)-1

Для газообразного топлива:

,

где СmНn — процентное содержание углеводородных соединений, входящих в состав газообразного топлива.

к = 8,16•0,26 +1,22=3,34 (м. МПа)-1.

8. Определяют степень черноты топки:

— для камерных топок (Rзг = 0)

,

где аф — эффективная степень черноты факела, зависящая от вида сжигаемого топлива.

Для жидкого и газообразного топлив степень черноты факела

,

где m — коэффициент, учитывающий заполнение объема топки светящимся пламенем; aсв, анс — степень черноты соответственно светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов:

,

,

9. Определяют среднюю суммарную теплоемкость продуктов сгорания, кДж/мі

,

где Qт — полезное тепловыделение в топке, кДж/мі; Тa — теоретическая (адиабатическая) температура горения, К; - энтальпия продуктов сгорания топлива при температуре и избытке воздуха на выходе из топки, кДж/мі, определяют по It-диаграмме (см. рис. 2. 1) по предварительно принятой температуре.

кДж/мі

10. Определяют действительную температуру на выходе из топки ,°С.

,

где — коэффициент сохранения теплоты, рассчитываемый по формуле

°С.

Полученная температура на выходе из топки сравнивается с предварительно принятой. Если расхождение между полученной и ранее принятой температурами не превысит ± 100 °C, то расчет считается оконченным.

11. Определяют общее тепловосприятие топки, кДж/кг

,

кДж/кг.

3.3 Расчет пароперегревателя

Пароперегреватели предназначены для перегрева насыщенного пара, получаемого в теплогенераторах. Значения температуры перегретого пара не превышают 250…400°С. Для получения перегретого пара в производственно-отопительных котельных чаще всего применяют конвективные пароперегреватели, которые располагают по ходу движения газов после первых рядов труб конвективного пучка.

Пароперегреватель обычно состоит из группы параллельно включенных стальных змеевиков, составленных из труб малого диаметра (28−42 мм), соединенных коллекторами.

Конструктивный расчет конвективного пароперегревателя ведут в следующей последовательности:

1. Температуру ,°С, и энтальпию, кДж/мі, дымовых газов на входе в пароперегреватель принимают равными значениями этих параметров на выходе из топки:

,.

2. Температуру tнп,oС, и энтальпию iнп, кДж/кг, насыщенного пара на входе в пароперегреватель определяют в зависимости от заданной величины давления в барабане теплогенератора.

tнп, = 195 oС, iнп = 2788,4 кДж/кг

3. Энтальпию iпп, кДж/кг, перегретого пара находят в зависимости от заданных его температуры tпп,°С, и давления в барабане теплогенератора.

tп, = 250 oС, iнп = 2927 кДж/кг

4. Определяют энтальпию присасываемого воздуха, кДж/мі

,

где — присосы воздуха в пароперегревателе.

кДж/мі

5. Тепловосприятие пароперегревателя вычисляют по формуле, кДж/мі

кДж/мі

6. Из уравнения теплового баланса определяют энтальпию дымовых газов на выходе из пароперегревателя,, кДж/мі

,

где — коэффициент сохранения теплоты.

кДж/мі

7. По величине Iпп из It-диаграммы (см. рис. 2. 1) находят температуру дымовых газов на выходе из пароперегревателя ,°С.

= 970 °C.

8. Вычисляют средний температурный напор,°С:

°С

9. Определяют коэффициент теплоотдачи конвекции при поперечном омывании коридорных гладкотрубных пучков, Вт/(м)

,

где — номинальный коэффициент теплоотдачи Вт/(мІ. К), вычисляемый по скорости дымовых газов (принимают = 5−7 м/с) и наружному диаметру труб пароперегревателя dпп; сz — поправка на количество рядов труб z по ходу движения дымовых газов, принимают z = 1; cs — поправка на компоновку пароперегревателя, зависящая от относительного продольного и поперечного шагов; сф — поправка на физические характеристики потока.

Вт/(м)

10. Вычисляют температуру загрязненной стенки труб пароперегревателя,°С:

°С

11. Определяют коэффициент теплоотдачи излучением продуктов сгорания для не запыленного потока (при сжигании газа и мазута, а также слоевом сжигании твердого топлива), Вт/(м):

,

Вт/(м)

где — номинальный коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/(м), определяемый по температуре стенки труб пароперегревателя и средней температуре дымовых газов; сг — поправка, вводимая для не запыленного потока дымовых газов; а — степень черноты излучающей среды, вычисляемая по формуле

,

Вт/(м)

где kг — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (МПа)-1; rп — суммарная объемная доля трехатомных газов; р — давление в газоходе пароперегревателя, МПа, для агрегатов работающих без наддува р = 0,1 МПа; S — оптическая толщина излучающего слоя газов в межтрубном пространстве газохода пароперегревателя, определяемая по формуле, м:

12. Находят коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенкам труб пароперегревателя, Вт/(м)

,

Вт/(м)

где — коэффициент использования пучка труб пароперегревателя, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания её газами, для поперечно омываемых пучков труб конвективных пароперегревателей = 1.

13. Рассчитывают коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к пару, Вт/(м):

,

Вт/(м):

где — номинальный коэффициент теплоотдачи, Вт/(м), определяемый по средним значениям скорости, давления и температуры пара в пароперегревателе, скорость пара в трубах принимается в пределах Wn = 25−30 м/с; сd — поправка, учитывающая влияние внутреннего диаметра трубы пароперегревателя.

14. Определяют коэффициент теплопередачи в пароперегревателе Кпп, Вт/(м)

,

где — коэффициент тепловой эффективности.

Вт/(м)

15. Вычисляют требуемую поверхность нагрева пароперегревателя Нпп, мІ

мІ

16. Рассчитывают сечение трубок для прохода пара fn, мІ:

fn=,

где — удельный объем перегретого пара, мі/кг, находят в зависимости от давления и средней температуры пара.

fn=мІ

17. Определяют количество трубок пароперегревателя n, шт.

,

где dвн — внутренний диаметр трубок, м.

18. Находят длину одной трубки, l, м

19. Вычисляют количество змеевиков

,

где hгаз — высота газохода, м.

3. 4 Расчет конвективного пучка

В производственно-отопительных теплогенераторах конвективный пучок является одной из основных парообразующих поверхностей нагрева. Опыт эксплуатации теплогенераторов позволил выработать наиболее рациональные схемы конвективных пучков. В связи с этим тепловой расчет конвективного пучка чаще всего следует выполнять как поверочный, используя существующие типовые чертежи.

После определения температуры дымовых газов на выходе из топки или за пароперегревателем приступают к расчету конвективного пучка теплогенератора.

Расчет производят по обеим газоходам конвективного пучка. В результате расчета по известным поверхностям нагрева определяют температуры газов за газоходами: первым — t1'' и вторым — t2''. Этими температурами предварительно задаются с последующим их уточнением.

Поверочный расчет первого газохода конвективного пучка ведут в следующей последовательности:

1. Температуру t1',°С, и энтальпию I1', кДж/мі, дымовых газов на входе в первый газоход принимают равными значениям этих параметров на выходе из пароперегревателя:

t1'=tпп''=970°С, I1'= Iпп'=19 347 кДж/мі.

2. Задаются двумя значениями температуры дымовых газов на выходе из первого газохода

t1''=500°C, t1'= 300 °C,

Далее ведут два параллельных расчета для каждой из этих температур.

3. Определяют по It-диаграмме (см. рис. 2. 1) энтальпию дымовых газов на выходе из первого газохода I1'', кДж/мі, для двух значений температуры t1''.

I1'' = 4100 кДж/мі I1'' = 2500 кДж/мі

4. Находят энтальпию присасываемого воздуха ДIв, кДж/мі

,

где — присосы воздуха в первый газоход.

кДж/мі

5. Рассчитывают тепловосприятие первого газохода Qд, кДж/мі по уравнению теплового баланса

.

кДж/мі

кДж/мі

6. Определяют поверхность нагрева газохода. В конвективных пучках расчетную поверхность нагрева принимают равной полной поверхности труб с наружной (газовой) стороны H1, мІ

,

Принимаем Н1 = 179 мІ

7. Вычисляют средний температурный напор Дt,°С

,

где — наибольшая разность температур сред (дымовых газов и теплоносителя)°С; - наименьшая разность температур сред,°С.

а наименьшая разность температур

°С

°С

°С

°С

°С

8. Рассчитывают среднюю температуру дымовых газов,°C

°C

°C

9. Определяют расчетную скорость движения дымовых газов, м/с

где Вр — расчетный расход топлива, мі/ч; Vдг — суммарный объем дымовых газов, мі/мі; F1 — площадь живого сечения для прохода дымовых газов, мІ, находят по формуле:

где — площади соответственно входного и выходного живых сечений газохода, мІ

Принимаем

мІ

м/с

м/с

10. Рассчитывают коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании коридорных гладкотрубных пучков к, Вт/(м)

,

где н — номинальный коэффициент теплоотдачи, Вт/(м), определяемый по скорости дымовых газов и наружному диаметру труб газохода dн1; сz — поправка на количество рядов труб z по ходу движения дымовых газов; сs — поправка на компоновку пучка, зависящая от относительного поперечного и продольного шагов,; - поправка на физические характеристики потока.

Вт/(м)

Вт/(м)

11. Определяют температуру загрязненной стенки труб газохода tст,°С

где — температурный перепад между температурой загрязненной стенки и температурой среды в трубе,°С, принимают равным при сжигании газа = 25 °C.

°С

12. Вычисляют коэффициент теплоотдачи излучением продуктов сгорания для незапыленного потока (при сжигании газа и мазута, а также слоевом сжигании твердого топлива) по формуле, Вт/(мІ. К)

,

где — номинальный коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/(мІ. К), определяемый по температуре стенки труб газохода tст и средней температуре дымовых газов tст; сг — поправка, вводимая для незапыленного потока дымовых газов; а — степень черноты излучающей среды:

где kг — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м. МПа)-1; rn — суммарная объемная доля трехатомных газов; Р — давление в газоходе конвективного пучка, МПа, для агрегатов, работающих без наддува, P = 0,1 МПа; S — оптическая толщина излучающего слоя газов в межтрубном пространстве газохода конвективного пучка, м:

,

Вт/(мІ. К)

Вт/(мІ. К)

13. Определяют коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенкам труб первого газохода 1, Вт/(мІ. К):

Вт/(мІ. К)

Вт/(мІ. К)

14. Находят коэффициент теплопередачи в первом газоходе конвективного пучка К1, Вт/(мІ. К)

где Ш — коэффициент тепловой эффективности.

Вт/(мІ. К)

Вт/(мІ. К)

15. Определяют количество теплоты, воспринятого первым газоходом, по уравнению теплопередачи Qт, кДж/мі

кДж/мі

кДж/мі

16. По полученным значениям Qд и Qт строят график в координатах Q-t1'' (рис. 2. 2). Точка пересечения прямых укажет действительную температуру продуктов сгорания на выходе из первого газохода t1''.

t1'' = 536°С

17. По It-диаграмме для полученной температуры t1'' определяют энтальпию дымовых газов на выходе из первого газохода I1'' кДж/мі.

I1'' = 11 100 кДж/мі

18. Вычисляют количество теплоты по балансу, воспринятое в первом газоходе Q1, кДж/мі

кДж/мі

3.5 Расчет водяного экономайзера

Водяные экономайзеры устанавливают для снижения температуры уходящих газов, т. е. для повышения коэффициента полезного действия теплогенерирующей установки.

Водяные экономайзеры изготавливают чугунными и стальными.

Чугунные устанавливают за теплогенераторами, работающими при давлении пара до 2,5 МПа, а при большем давлении — стальные. В настоящее время изготовляют чугунные ребристые экономайзеры некипящего типа системы ВТИ. Их собирают из отдельных типовых элементов — чугунных ребристых труб различной длины.

Как правило, заводы-изготовители производственно-отопительных теплогенераторов не проектируют водяных экономайзеров. Экономайзеры и проект их установки в котельной проектирует, как правило, та же организация, которая разрабатывает проект котельной в целом. В связи с этим, расчет водяного экономайзера производственно-отопительного теплогенератора выполняется конструктивным.

Экономайзеры бывают индивидуальные и групповые. К теплогенераторам производительностью 2,5 т/ч и выше устанавливают индивидуальные экономайзеры, которые присоединяют к газовому тракту теплогенератора без обводных каналов.

Конструктивный расчет водяного экономайзера ведут в следующей последовательности:

1. Температуру tэк,°С, и энтальпию Jэк, кДж/кг (кДж/мі) дымовых газов на входе в экономайзер принимают равными значениям этих параметров на выходе из второго газохода конвективного пучка

.

2. Температуру и энтальпию, кДж/мі, дымовых газов на выходе из экономайзера принимают равными принятыми ранее при расчете потерь теплоты с уходящими газами температуре и энтальпии уходящих газов

3. Определяют энтальпию присасываемого воздуха? Iв, кДж/мі:

где Дбэк — присосы воздуха в экономайзер.

кДж/мі

4. Рассчитывают тепловосприятие экономайзера Q, кДж/мі, по уравнению теплового баланса:

кДж/мі

5. Находят среднюю температуру дымовых газов tср,єС

єС

6. Энтальпию питательной воды на выходе из экономайзера iвэ, кДж/кг, определяют из уравнения теплового баланса экономайзера по воде:

где iпв — энтальпия питательной воды на входе в экономайзер, кДж/кг; Дпп, Днп — количество выработанного пара, соответственно перегретого и насыщенного, кг/ч, принимают согласно заданию; Дпр — расход воды на продувку теплогенератора, кг/ч.

кДж/кг

Величину iпв можно принять равной iпв = 4,1868tпв.

7. Температуру питательной воды tвэ,°С, на выходе из экономайзера определяют по энтальпии tвэ. Величину tвэ можно принять равной tвэ = iвэ/4,1868.

tвэ =149,4°С

8. Задаются числом труб n1, шт., в горизонтальном ряду экономайзера и определяют скорость дымовых газов щ, м/с:

,

где Вр — расчетный расход топлива, мі/ч, Vдг — суммарный объем дымовых газов, мі/мі,; - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания (на одной трубе), мІ.

Число труб n1 в одном ряду чугунного экономайзера должно быть в пределах 3−10. Рекомендуемые значения щ находятся в пределах 6−9 м/с, но не должны быть менее 3 м/с. Если расчетное значение скорости дымовых газов выходит за указанные пределы, то ее необходимо пересчитать, задаваясь новыми значениями n1 или.

м/с

9. Определяют коэффициент теплопередачи Кэк, Вт/(мІ. К)

,

где кн — номинальный коэффициент теплопередачи, Вт/(мІ. К), определяемый по скорости дымовых газов щ; сt — поправка, определяемая по средней температуре дымовых газов tcp.

При отсутствии систематической обдувки коэффициент теплопередачи уменьшается на 20%.

10. Определяем наибольшую Дtд,°C, и наименьшую Дtм,°С, разность температур сред (дымовых газов и воды).

Дtд = 70 °C, Дtм = 386°С

11. Определяют средний температурный напор (при противотоке) Дt, єС:

єС

12. Определяют требуемую поверхность нагрева экономайзера Нэк, мІ

мІ

13. Вычисляют число рядов труб по ходу газов (число горизонтальных рядов), шт.

где fтр — поверхность нагрева одной трубы с газовой стороны, мІ.

шт.

3. 6 Поверочный тепловой баланс теплогенератора

В конце теплового расчета теплогенератора определяют абсолютную невязку теплового баланса, кДж/кг (кДж/мі)

где Qл, Qпп, Q1, Q2, Qэк — тепловосприятия, кДж/мі, соответственно лучевоспринимающими поверхностями топки, пароперегревателем, экономайзером.

Далее находят относительную невязку, %, которая при правильно выполненном расчете не должна превышать 0,5%

Если невязка превышает допустимое отклонение, следует уточнить тепловой расчет всех поверхностей нагрева теплогенератора.

— условие выполняется

4. Оборудование котельной

4.1 Устройство и эксплуатация оборудования котельных

Котельной установкой называют комплекс устройств и механизмов, предназначенных для производства тепловой энергии в виде водяного пара или горячей воды. Водяной пар используется для технологических нужд промышленных предприятий и получения электроэнергии, в сельском хозяйстве, а также для нагрева воды, направляемой на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Горячую воду используют для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых нужд населения.

В котельную установку необходимо подать некоторое количество топлива и окислителя (воздуха); обеспечить сгорание топлива и отдачу теплоты от продуктов сгорания топлива рабочему телу и удалить продукты сгорания топлива; подать рабочее тело — воду, сжатую до необходимого давления, нагреть эту воду до требуемой температуры или превратить ее в пар, отделить влагу из пара, а иногда и перегреть пар, обеспечив надежную работу всех элементов установки.

Для осуществления перечисленных процессов котельная установка должна включать в себя: котельный агрегат (паровой или водогрейный котел), хвостовые поверхности нагрева, а также различные дополнительные устройства. Производительность котла определяется количеством теплоты или пара, получаемого из агрегата. Если теплота передается рабочему телу от продуктов сгорания излучением, поверхности нагрева называют радиационными, а при передаче теплоты соприкосновением — конвективными.

Котельная установка также включает в себя: горелочные устройства для подачи и подготовки топлива к сжиганию; дутьевой вентилятор для нагнетания воздуха, необходимого для горения топлива; системы шлако- и золоудаления для удаления очаговых остатков топлива; дымосос для удаления продуктов сгорания; золоуловители, отделяющие золу от дымовых газов; дымовую трубу для отвода дымовых газов; оборудование для химической очистки воды от вредных примесей и деаэрации; питательные насосы для увеличения давления воды и подачи ее в котельный агрегат.

Все эти устройства размещаются в специальном здании, называемом котельной, включающей в себя котельные установки, а также помещения для различных вспомогательных служб и мастерских. Котельная представляет промышленное здание, в котором имеются: устройства для хранения некоторого запаса топлива, механизмы для его подготовки к сжиганию и подачи в топку; оборудование для хранения, водоочистки, подогрева и перекачки воды для питания котельного агрегата, теплообменников, деаэраторов, баков, питательных, сетевых и других насосов; различные вспомогательные устройства и машины, предназначенные для обеспечения длительной и надежной работы котельных агрегатов, в том числе и приборов, позволяющих контролировать ход процессов в котельном агрегате.

Вне здания котельной обычно располагаются: устройства для приемки, разгрузки и подачи жидкого топлива по емкостям, аппаратам для подогрева, фильтрации и транспорта в котельную; трубопроводы, подводящие газ к котельной, и газорегуляторные пункты (ГРП) для приема, очистки и снижения давления газа перед котлами; склады для хранения материалов и запасных частей, необходимых при эксплуатации и ремонтах оборудования котельной; устройства для приемки и преобразования электрической энергии, потребляемой котельной установкой. На территории котельной регламентировано устройство проездов и площадок разного назначения, санитарно-защитной зоны для охраны окружающей среды. Снабжение котельной топливом может осуществляться различными путями: по железной дороге, автотранспортом и по трубопроводам.

Газообразное топливо, подведенное к котельной по газопроводу, поступает в газорегуляторный пункт (ГРП) или газорегуляторную установку (ГРУ), где его давление снижается до требуемой величины. Далее топливо поступает в газопровод котельной, откуда к агрегатам и горелкам. Устройства для снижения давления газа перед котельной, магистрали для отвода газа и разводка трубопроводов в котельной должны быть выполнены в соответствии с указаниями «Правил безопасности в газовом хозяйстве» Госгортехнадзора.

Вода, предназначенная для подачи в паровые и водогрейные котлы или тепловые сети, должна удовлетворять ряду технических, санитарных и экономических требований. В случае поступления воды в котельную из городского водопровода обработка сводится к ее умягчению и снижению щелочности в специальных фильтрах, а при использовании воды из открытых водоемов к этому добавляется еще и очистка от взвешенных веществ. До поступления в устройства для химической очистки вода должна быть нагрета в теплообменниках. Загрязненный конденсат, возвращаемый от технологических потребителей, также подвергается очистке. Подготовленные тем или иным способом вода и конденсат направляются в устройства (деаэраторы) для удаления из них растворенных газов. После деаэраторов с помощью питательных насосов вода направляется в котельный агрегат или подпиточными насосами в тепловые сети.

В промышленных котельных с паровыми котлами, как правило, используются центробежные насосы с электрическим приводом и с приводом от паровой турбины. Для подпитки водой тепловых сетей, когда в качестве источника теплоснабжения установлены стальные водогрейные котлы, применяются центробежные насосы, обычно с электрическим приводом. В небольших котельных иногда для подачи питательной воды используют поршневые паровые насосы или инжекторы.

4.2 Расчет тепловой схемы производственной котельной

Тепловую схему производственной котельной рекомендуется рассчитывать в такой последовательности:

1. Определяем суммарную паропроизводительность котельной, т/ч:

Д = Дк · n1,

где Дк — паропроизводительность одного котла, т/ч.

Д = 6,5·2=13 т/ч.

С другой стороны,

Д = Двн + Дсн,

где Двн — суммарный расход пара внешним потребителям, т/ч; Дсн — суммарный расход пара на собственные нужды, в том числе на мазутное хозяйство и покрытие потерь в котельной, т/ч.

Двн = Д'т + Дпсв,

где Д'т — расход пара внешним потребителям на технологические нужды, т/ч; Дпсв — расход пара, идущего на подогрев воды в сетевых подогревателях,

,

где Qов и Qгв — расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячее водоснабжение соответственно, МВт; i0,7, iк — энтальпии пара при давлении 0,7 МПа к температуре 180 °C и конденсата при давлении 0,7 МПа и температуре насыщения соответственно, кДж/кг; зпод — КПД сетевого подогревателя, зпод = 0,98.

т/ч

Двн = 1,3+6,7 =8 т/ч.

2. Находим суммарный расход пара на собственные нужды, т/ч:

Дсн = Д'сн + Дм + Дn.

Здесь Д'сн — расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

Д'сн = 0,01· Ксн· Двн,

где Ксн — коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной (на подогрев сырой и химически очищенной воды, на деаэрацию питательной воды). Рекомендуемое значение — 5−10%; Дм — расход пара на мазутное хозяйство, т/ч,

Д'сн = 0,01·5 ·8=0,4 т/ч

Дп = 0,01· Кпвн — Д'сн),

где Кп — коэффициент расхода пара на покрытие потерь принимается равным 2−3%.

Дп = 0,01· 2 (6,7 — 0,3) = 0,1 т/ч

После определения значений Дсн необходимо выполнить проверку по формуле

Д сн = Д — Двн

Д сн = 13 — 12,6 = 0,4 т/ч

3. Определить суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, т /ч:

Gд = Gxoв + в (Д'т + Дт) + Дсн,

где Gxoв — расход химически очищенной воды, возмещающей потери конденсата, т/ч

Gxoв = Gкпот + 0,01 ·Ктс · G.

Здесь Gкпот — потери конденсата в оборудовании внешних потребителей, т/ч

Gкпот = (1 — в) (Д'т + Д т) + 0,01· Кк· Д,

где в — доля конденсата, возвращаемого внешними потребителями; Кк — коэффициент потерь конденсата в котельной установке, рекомендуется Кк = 3%; G — расход сетевой воды в теплосети, т/ч

,

где t1 и t2 — температура сетевой воды в теплосети,°С; Ктс — коэффициент потерь воды в теплосети, рекомендуется Ктс = 2 — 3%.

т/ч

Gкпот = (1 — 0,9) (1,3 + 0,9) + 0,01· 3· 13 =0,4 т/ч

Gxoв = 0,4 + 0,01 ·2 · 125 = 2,8 т/ч

Gд = 2,8 + 0,9 (1,3 + 0,9) + 0,4 = 3,3 т/ч

4. Определить тепловую мощность котельной Qк, МВт:

Qк = Д' (iп — iпв) · 10 -3

где Д' - суммарная паропроизводительность котельной, кг /с

,

где iпв, iп — энтальпия питательной воды и перегретого пара за котлоагрегатом.

кг /с

Qк = 3,6 (2855 — 335) · 10 -3 = 9,1 МВт

5. Тепловая мощность, расходуемая на собственные нужды и потери, кВт

кВт

Процент собственных нужд и потерь:

4.3 Подбор оборудования котельной

1. Подбор питательного насоса. Питательные насосы подбирают по специальным каталогам, для чего определяют производительность, напор и мощность электродвигателя.

Производительность питательного насоса, кг/с

Дпн = 1,2 · Д' (1 + qпр + qк),

где 1,2 — коэффициент запаса по производительности; qnp — потери на продувку, qnp=0,01 · р (р — процент продувки); qк — потери в котельной, qк = 0,01 · Кп.

Дпн = 1,2 · 3,6 (1 + 0,02 + 0,04) = 4,6 кг/с

Создаваемый насосом напор должен быть несколько выше давления в котле. Величину его, Мпа, можно рассчитать по формуле

Hк = Pк + Hc,

где Рк — давление воды на выходе в котел; Рк = Рп + 0,2, МПа; Нс — полное сопротивление в сети на участке от питательного бака до места ввода воды в котел, примерно равное 0,1 — 0,4 МПа.

Hк = 14,2 + 0,1 = 14,3 МПа

Для выбора электродвигателя следует определить мощность питательного насоса, кВт:

,

где зн — КПД насоса, равный 0,65 — 0,85.

кВт

2. Подбор сетевых насосов. Производительность сетевого насоса, кг/с, определяют из уравнения теплового баланса для сетевого подогревателя:

,

где G — расход сетевой воды, т/ч.

кг/с

Расчетный напор сетевого насоса, МПа:

Нн = 1,2 · ДРсет,

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой