Котельные установки и парогенераторы

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

«Котельные установки и парогенераторы»

Введение

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывается теплоэлектроцентралями, производственными и районными отопительными котельными.

В настоящее время введены в эксплуатацию значительные объекты общественных, жилых и промышленных зданий и сооружений, которые требуют больших затрат тепловой энергии. Эти объекты снабжаются тепловой энергией от крупных теплоэлектроцентралей, работающих на органическом топливе.

К числу крупных котельных агрегатов относятся установки с паропроизводительностью до 4000 т/ч, давлением пара до 25 МПа и температурой пара 570 0С.

Однако наряду с мощными современными котельными установками в стране имеется большое число котельных с агрегатами небольшой производительности для снабжения паром и горячей водой промышленных предприятий, предприятий сельского и коммунального хозяйства.

Пар в промышленности, сельском и коммунальном хозяйстве применяют для технологических нужд, вентиляционных установок, в сушилках, для отопления производственных и жилых помещений, а также для нагрева воды, используемой в производстве и для бытовых нужд.

Для удовлетворения потребности в паровых котлах отечественная промышленность выпускает котлы, которые различают по давлению:

?низкого давления (0,9 и 1,4 МПа);

?среднего давления (2,4 и 3,9 МПа);

?высокого давления (9,8 и 13,8 МПа);

?закритического давления (25 МПа).

Котельный агрегат включает топочное устройство, трубную систему с барабанами, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, а также каркас с лестницами и помостами для обслуживания, обмуровку, газоходы и арматуру.

К вспомогательным механизмам и устройствам относят дымососы и дутьевые вентиляторы, питательные, водоподогревательные и пылеприготовительные установки, системы топливоподачи, золоулавливания (при сжигании твёрдого топлива), мазутное хозяйство (при сжигании жидкого топлива), газорегуляторную станцию (при сжигании газообразного топлива), контрольно - измерительные приборы и автоматы.

Т. о. паровой котёл представляет собой устройство с топкой, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для получения пара давлением выше атмосферного.

1. Исходные данные

.Расчётная паропроизводительность котла D = 11 т/ч = 3,055 кг/с.

2.Основное топливо - природный газ газопровода Оренбург -

Совхозное.

.Абсолютное давление пара на выходе из пароперегревателя р = 1,4 МПа.

4.Температура перегретого пара tпп = 240 0С.

.Температура питательной воды tпв = 40 0С.

.Продувку принять равной 3%.

2. Определение состава топлива

Таблица 1 - Основные расчётные параметры топлива

Состав газа, % по объемуQнс, МДж/м3 (ккал/м3)р, кг/м3СН4С2Н6С3Н8С4Н10С5Н12N2СО291,44,11,90,6-0,20,738,02 (9080)0,883

3. Расчёт объёмов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания

.1 Определение присосов воздуха и коэффициентов избытка воздуха по отдельным частям газохода

Коэффициент избытка воздуха по мере движения продуктов сгорания по газоходам котельного агрегата увеличивается. Это обусловлено тем, что давление в газоходах (для котлов, работающих под разрежением) меньше давления окружающего воздуха и через неплотности в обмуровке происходят присосы атмосферного воздуха в газовый тракт агрегата.

Выбор способа сжигания топлива и конструкции (типа) топочного устройства производится в зависимости от паропроизводительности конструкции котельного агрегата, а также физико-химических свойств топлива.

Выбираем камерную (факельную) топку для сжигания газа и мазута (с двухступенчатым испарением) с облегчённой обмуровкой.

Таблица 2 - Расчётные значения присосов воздуха в газоходы котельного агрегата при номинальной нагрузке

Газоходы котла производительностью D?50 т/чПрисос воздухаВерх топочной камеры, фестон0Первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева 0,05Второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева0,1Пароперегреватель0,03Водяной экономайзер, чугунный без обшивки0,2

Расчетное значение коэффициента избытка воздуха на выходе из топки для камерной (факельной) топки и природного газа ? = 1,1.(2, табл. 3.2)

3.2 Расчёт объёмов воздуха и продуктов сгорания

.2.1 Теоретический объём воздуха, необходимого для полного сгорания при сжигании природного газа

гдеm - число атомов углерода;- число атомов водорода.

(1, табл. 2.9)

.2.2 Теоретический объём азота в продуктах сгорания при сжигании природного газа

(1, табл. 2.9)

.2.3 Объём трёхатомных газов при сжигании природного газа

(1, табл. 2.9)

При расчёте учитывается, что диоксид углерода и сернистый газ принято объединять и называть «сухие трёхатомные газы», обозначая через RO2, т.е.

RO2 = CO2 +SO2.

.2.4 Теоретический объём водяных паров при сжигании природного газа

(1, табл. 2.9)

.2.5 Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева

где? - коэффициент избытка воздуха перед газоходом;

?, - коэффициент избытка воздуха после газохода.

Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением к ? соответствующих присосов воздуха

где i - поверхность нагрева после топки по ходу продуктов сгорания;

? - коэффициент избытка воздуха на выходе из топки.

Коэффициент избытка воздуха за пароперегревателем

Коэффициент избытка воздуха за первым котельным пучком конвективной поверхности нагрева

Коэффициент избытка воздуха за вторым котельным пучком конвективной поверхности нагрева

Коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером

.2.6 Избыточное количество воздуха для газохода

Среднее избыточное количество воздуха для газохода

Верх топочной камеры, фестон

Пароперегреватель

Конвективные пучки

Водяной экономайзер

.2.7Действительный объём водяных паров

Средний действительный объём водяных паров

Верх топочной камеры, фестон

Пароперегреватель

Конвективные пучки

Водяной экономайзер

.2.8 Действительный суммарный объём продуктов сгорания

Средний действительный суммарный объём продуктов сгорания

Верх топочной камеры, фестон

Пароперегреватель

Конвективные пучки

Водяной экономайзер

.2.9 Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров и суммарная объёмная доля трёхатомных газов

Средние объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров и средняя суммарная объёмная доля трёхатомных газов

Верх топочной камеры, фестон

Пароперегреватель

Конвективные пучки

Водяной экономайзер

3.2.10 Результаты расчёта

Таблица 3 - Объёмы продуктов сгорания, объёмные доли трёхатомных газов

ВеличинаСредний коэффициент избытка воздуха в газоходе поверхности нагреваГазоходВерх топочной камеры, фестонПароперегревательКонвективные пучкиВодяной экономайзерКоэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева1,321,11,131,281,48Избыточно количество воздуха, м3/м33,2161,0051,3072,8144,824Объём водяных паров, м3/ м32,332,2962,32,3252,358Полный объём продуктов сгорания, м3/ м314,5712,3212,6314,1616,2Объёмная доля трёхатомных газов0,0740,0880,0860,0760,067Объёмная доля водяных паров0,160,1860,1820,1640,146Суммарная объёмная доля0,2340,2740,2680,240,213Теоретические объёмы, м3/м3

3.3 Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Расчёт энтальпий продуктов сгорания производится при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева. В дальнейших расчётах при пользовании значениями энтальпии допускается линейная интерполяция в интервале температур 100 К.

.3.1 Энтальпия теоретического объёма воздуха для всего выбранного диапазона температур для природного газа

где - энтальпия 1 м3 воздуха, кДж/м3;0 - теоретический объём воздуха, необходимого для горения, м3/м3.

Верх топочной камеры, фестон

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

Пароперегреватель

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

Конвективные пучки

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

Водяной экономайзер

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

.3.2 Энтальпия теоретического объёма продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур

где - энтальпии 1 м3 трёхатомных газов, теоретического объёма азота, теоретического объёма водяных паров, кДж/м3;RO2, V0N2, V0H2O - объёмы трёхатомных газов, теоретический объём азота и водяного пара, м3/м3.

Верх топочной камеры, фестон

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

Пароперегреватель

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

Конвективные пучки

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

Водяной экономайзер

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

(2, табл. 3.4)

3.3.3 Энтальпия избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур

Верх топочной камеры, фестон

Пароперегреватель

Конвективные пучки

Водяной экономайзер

.3.4 Энтальпия продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха

? > 1

Верх топочной камеры, фестон

Пароперегреватель

Конвективные пучки

Водяной экономайзер

.3.5 Результаты расчёта

Таблица 4 - Энтальпия продуктов сгорания I = f(?)

Поверхность нагреваТемпература после поверхности нагрева, 0СI0в, кДж/м3I0г, кДж/м3Iвизб, кДж/м3I, кДж/м3Верх топочной камеры, фестон, ? =1,12000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 80030893,7 29205 27516,9 25868,7 24230,55 22582,35 20934,15 19285,95 17688 16080 14472 12914,25 11396,737834,26 35732,04 33612,68 31526,16 29455,62 27392,86 25368,6 23324,1 21324,66 19374,16 17430,24 15500,86 13603,163398,31 3212,55 3026,86 2845,56 2665,36 2484,06 2302,76 2121,45 1945,68 1768,8 1591,92 1420,54 1253,6441232,57 38944,59 36639,54 34371,72 32120,98 29876,92 27671,36 25445,55 23270,34 21142,96 19022,16 16921,4 14856,8Пароперегреватель, ?пп =1,131000 900 800 700 600 50014472 12914,25 11396,7 9869,1 8361,6 6894,317430,24 15500,86 13603,16 11742,62 9935,32 8184,121881,36 1678,82 1481,57 1282,98 1087 896,2619311,6 17179,68 15084,73 13025,6 11022,32 9080,38Конвективные пучки, ?к =1,28700 600 500 400 300 2009869,1 8361,6 6894,3 5457,15 4060,2 2683,5511742,62 9935,32 8184,12 6460,1 4784,22 3155,462763,35 2341,25 1930,4 1528 1136,86 751,3414505,97 12276,57 10114,52 7988,1 5921,08 3906,8Водяной экономайзер, ?э =1,48400 300 200 1005457,15 4060,2 2683,55 1336,656460,1 4784,22 3155,46 1560,082619,43 1948,9 1288 614,599079,53 6733,12 4443,46 3797,05

4. Расчётный тепловой баланс и расход топлива

.1 Расчёт потерь теплоты

При работе парового котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты. Теплота, покинувшая котельный агрегат, представляет собой сумму полезной теплоты и потерь теплоты, связанных с технологическим процессом выработки пара.

Тепловой баланс котла для 1м3 природного газа при нормальных условиях

где- располагаемая теплота, кДж/м3;1 - полезная теплота, содержащаяся в паре, кДж/м3;2 - потери теплоты с уходящими газами, кДж/м3;3 - потери теплоты химической неполноты сгорания, кДж/м3;4 - потери теплоты механической неполноты сгорания, кДж/м3;5 - потери теплоты от наружного охлаждения, кДж/м3;6 - потери теплоты от физической теплоты, содержащейся в удаляемом шлаке и от охлаждения панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла, кДж/м3;

Тепловой баланс котла составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах от располагаемой теплоты

.1.1 Располагаемая теплота для природного газа

где ? низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3;

? теплота, внесённая в котельный агрегат воздухом при подогреве его вне агрегата отборным паром, отработанным паром или другим теплоносителем в калорифере, устанавливаемом перед воздухоподогревателем, кДж/м3.

Т. к. предварительный подогрев воздуха в калорифере отсутствует.

.1.2 Потеря теплоты с уходящими газами

гдеI - энтальпия уходящих газов, при соответствующих значениях ?ух и выбранной температуре уходящих газов, кДж/м3;0хв - энтальпия теоретического объёма холодного воздуха, определяется при температуре tв = 30 0С, кДж/м3;

?ух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, берётся в сечении газохода после последней поверхности нагрева;4 - потеря теплоты от механической неполноты горения (для природного газа q4 = 0), %

Энтальпия теоретического объёма холодного воздуха при температуре 30 0С

.1.3 Потеря теплоты от химической и механической неполноты горения

Потеря теплоты от механической неполноты горения наблюдается только при сжигании твёрдого топлива. Поэтому эта потеря отсутствует.

.1.4 Потеря теплоты от наружного охлаждения для парового котла

где - потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла;ном - номинальная нагрузка парового котла, т/ч;- расчётная нагрузка парового котла, т/ч.

(2, табл. 4.5)

.1.5 Потери в виде физической теплоты шлаков и потеря от охлаждения балок и панелей топки, не включенных в циркуляционный контур котла

Т. к. потеря в виде физической теплоты шлаков имеет место только при жидком и сухом шлакоудалении (сжигании твердого топлива). У современных паровых котлов панели и балки, охлаждаемые водой, включаются в циркуляционный контур котла. Поэтому эта потеря отсутствует.

.2 Расчёт КПД и расхода топлива

Коэффициентом полезного действия парового котла называют отношение полезной теплоты к располагаемой теплоте. Не вся полезная теплота, выработанная агрегатом, направляется к потребителю. Часть выработанной теплоты в виде пара и электрической энергии расходуется на собственные нужды. Под расходом на собственные нужды понимают расход всех видов энергии, затраченной на производство пара.

.2.1 Полезная мощность парового котла

гдеiпп, iпв - энтальпии перегретого пара, питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер, кДж/м3.

Энтальпия перегретого пара при tпп = 240 0С и давлении рпп = 1,4 МПа

(4, табл. 2)

Энтальпия питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер при tпв = 40 0С и давлении рпв

Давление питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер

(4, табл. 2)

.2.2 КПД брутто из уравнения обратного теплового баланса

.2.3 Расход топлива, подаваемого в топку парового котла, из уравнения прямого теплового баланса

4.2.4 Расчётный расход топлива для природного газа

.2.5 Коэффициент сохранения теплоты

5. Расчёт топочной камеры

.1 Определение геометрических характеристик топки

Для поверочного теплового расчёта необходимы следующие данные:

-объём топочной камеры;

-площадь поверхности стен топочной камеры;

-наружный диаметр и толщина стенки экранных труб;

-относительный шаг экранных труб;

-наружный диаметр и толщина стенки труб пароперегревателя;

-число параллельно включенных труб;

-поверхность нагрева пароперегревателя;

-продольный и поперечный шаг;

-живое сечение для прохода продуктов сгорания;

-площадь поверхности нагрева конвективного газохода;

-наружный диаметр и толщина стенки труб конвективных пучков;

-расположение труб (коридорное или шахматное);

-продольный и поперечный шаг труб;

-число труб в ряду;

-число рядов труб по ходу продуктов сгорания;

-площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания конвективных пучков;

Указанные конструктивные характеристики определяют из чертежа рассчитываемого котла.

Таблица 5 - Конструктивные характеристики котлоагрегата

ВеличинаЕд. изм.Типоразмер котла ДКВР 10 - 13Объём топким339,3Поверхность стен топочной камерым284,77Радиационная площадь поверхности нагрева пароперегревателям247,9Площадь поверхности нагрева конвективных пучковм2229,1Общая площадь поверхности нагрева котлам2277Площадь поверхности зеркала горениям28,7Площадь живого сечения для прохода продуктов сгораниям21,28Длина цилиндрической части верхнего барабанамм6325Длина цилиндрической части нижнего барабанамм3000Диаметр и толщина стенки экранных и кипятильных трубмм51×2,5Диаметр и толщина стенки передних отпускных трубмм159×4,5Диаметр и толщина стенки труб пароперегревателямм32×3Шаг труб переднего и заднего экрановмм130Шаг труб боковых экрановмм80Шаг труб заднего экрана в фестонемм110Шаг кипятильных труб по длине котламм100Шаг кипятильных труб по ширине котла (поперечный)мм110Шаг труб пароперегревателя по длине котламм75Шаг труб пароперегревателя по ширине котламм68,5Расположение труб конвективных пучков-КоридорноеКоличество труб боковых экрановшт.29×2=58Количество труб фронтового экранашт.20Количество труб заднего экранашт.20Количество кипятильных труб по оси барабанашт.27+1Количество кипятильных труб по ширине барабана (поперечных)шт.22Число рядов кипятильных труб по ходу продуктов сгорания в одном газоходешт.22Общее количество кипятильных трубшт.594Длина котла в облегчённой обмуровкемм6860Ширина котла в облегчённой обмуровкемм3830Высота котла от пола до оси верхнего барабанамм5715Высота котла от пола до патрубков на верхнем барабанемм6315(1, табл. 8.17)

.2 Расчёт однокамерной топки

Расчёт теплообмена в топке парового котла основывается на приложении теории подобия к топочным процессам.

5.2.1 Температура продуктов сгорания на выходе из топочной камеры

Температура продуктов сгорания на выходе из топки при сжигании природного газа предварительно принимается 1100 0С.

.2.2 Энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки для 1100 0С= 21142,96 кДж/м3

.2.3 Полезное тепловыделение в топке

гдеQв - теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/м3;в.вн - теплота, внесённая в котельный агрегат с поступившим в него воздухом, учитывается только при подогреве воздуха вне агрегата (в калорифере), кДж/м3;г.отб - теплота рециркулирующих продуктов сгорания, учитывается только в случае возврата в топку части продуктов сгорания, отобранных из газохода котла, кДж/м3.

Теплота, вносимая в топку с поступившим в него воздухом

Теплота воздуха складывается из теплоты горячего воздуха и холодного, присосанного в топку.

где ? присос воздуха в топку.

(2, табл. 3.1)

.2.4 Коэффициент тепловой эффективности экранов

? угловой коэффициент;

Угловым коэффициентом называется отношение количества энергии, посылаемой на облучаемую поверхность, к энергии излучения всей полусферической излучающей поверхности. Угловой коэффициент показывает, какая часть полусферического лучистого потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависит от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене.

? коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева вследствие их загрязнения наружными отложениями или закрытия огнеупорной массой.

(2, рис. 5.3)

(2, табл. 5.1)

.2.5 Эффективная толщина излучающего слоя

гдеVт - объём топочной камеры, м3;ст - поверхность стен топочной камеры, м2.

.2.6 Коэффициент ослабления лучей

При сжигании природного газа коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициентов ослабления лучей трёхатомными газами и сжатыми частицами.

гдеrп - суммарная объёмная доля трёхатомных газов;г - коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами, 1/м·МПа;c - коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, 1/м·МПа.

Коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами

гдеpп - парциальное давление трёхатомных газов, МПа;

? объёмная доля водяных паров;

? абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К.

Парциальное давление трёхатомных газов

гдер - давление в топочной камере котлоагрегата, МПа.

Для котлоагрегатов, работающих без наддува, принимается р = 0,1 МПа. (2, стр. 62)

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами

гдеСр, Нр - содержание углерода и водорода в рабочей массе топлива.

Содержание углерода и водорода в рабочей массе топлива при сжигании природного газа

гдеCm, Hn - процентное содержание входящих в состав природного газа углеводородных соединений.

5.2.7 Степень черноты факела для природного газа

гдеm - коэффициент, характеризующий долю топочного объёма, заполненного светящейся частью факела

асв, аг - степень черноты светящейся части факела и несветящихся трёхатомных газов, какой обладал бы факел при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящимися трёхатомными газами;

Степень черноты светящейся части факела

Степень черноты

= 0,1(2, табл. 5.2)

.2.8 Степень черноты топки

Для камерных топок при сжигании природного газа

5.2.9 Параметр М, зависящий от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки

При сжигании природного газа

гдехт - относительное положение максимума температуры.

Для парового котла ДКВР 10 - 13 с камерной (факельной) топкой

хт = 0,95.(2, стр. 67)

.2.10 Средняя суммарная теплоёмкость продуктов сгорания на 1 м3 природного газа при нормальных условиях

гдеТа - теоретическая (адиабатная) температура горения, К;

? Энтальпия продуктов сгорания при принятой на выходе из топки температуре, кДж/м3;Т - полезное тепловыделение в топке, кДж/м3.

Теоретическая температура горения определяется по значению QТ, равному энтальпии продуктов сгорания

(табл. 4)

(табл. 4)

.2.11 Действительная температура на выходе из топки

Т. к. расхождение между полученной температурой и ранее принятой на выходе из топки не превышает ±100 0С, то расчёт считается окончательным.

.2.12 Удельная нагрузка топочного объёма

.2.13 Теплота, воспринятая лучевоспринимающими поверхностями топки

6. Расчёт конвективных поверхностей нагрева

.1 Расчёт конвективного пучка котельного агрегата

Конвективные поверхности нагрева паровых котлов играют важную роль в процессе получения пара, а также использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топочную камеру. Эффективность работы конвективных поверхностей нагрева в значительной мере зависит от интенсивности передачи теплоты продуктами сгорания воде и пару.

Продукты сгорания передают теплоту наружной поверхности труб путём конвекции и лучеиспускания. От наружной поверхности труб к внутренней теплота передаётся через стенку теплопроводностью, а от внутренней поверхности воде и пару - конвекцией. Таким образом, передача теплоты от продуктов сгорания к воде и пару представляет собой сложный процесс, называемый теплопередачей.

При расчёте конвективных поверхностей нагрева используется уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Расчёт выполняется для 1 м3 природного газа при нормальных условиях.

.1.1 Конструктивные характеристики конвективного газохода

Конструктивные характеристики определяют из чертежа рассчитываемого котла.(табл. 5)

Относительный поперечный шаг

где d - наружный диаметр труб, м;1 - поперечный шаг труб, м.

Относительный продольный шаг

где S2 - продольный шаг труб, м.

.1.2 Температуры продуктов сгорания после газохода

Предварительно примем два значения температуры продуктов сгорания после газохода

В дальнейшем весь расчёт ведётся для двух предварительно принятых температур.

.1.3 Теплота, отданная продуктами сгорания

гдеI - энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева, кДж/м3; - энтальпия продуктов сгорания после конвективной поверхности нагрева, кДж/м3;

? присос воздуха в конвективную поверхность нагрева;

Энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева

Определяется при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей конвективной

(табл. 4)

Энтальпия продуктов сгорания после конвективной поверхности нагрева

(табл. 4)

Присос воздуха в конвективную поверхность нагрева

.1.4 Средняя расчётная температура потока продуктов сгорания в конвективном газоходе

.1.5 Температурный напор

гдеtк - температура охлаждающей среды, 0С.

Температура охлаждающей среды

Для парового котла принимается равной температуре кипения питательной воды при давлении в котле рпв = 1,68 МПа.

(4, табл. 2)

.1.6 Средняя скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева

гдеВр - расчётный расход топлива, м3/с;- площадь живого сечения для прохода продуктов, м2;г - объём продуктов сгорания на 1 м3 газа м3/м3;

? - средняя расчётная температура потока продуктов сгорания, 0С.

(табл. 3)

котельная установка парогенератор топочный

6.1.7 Коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева

При поперечном омывании коридорных пучков труб

где ? коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·К);

сz - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания;

сs - поправка на компоновку пучка;

сф - коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока.

Коэффициент теплоотдачи при поперечном омывании коридорных пучков труб

(2, рис. 6.1)

Поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания

Число рядов кипятильных труб по ходу продуктов сгорания в одном газоходе

(2, рис. 6.1)

Поправка на компоновку пучка

(2, рис. 6.1)

Коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока

(2, рис. 6.1)

.1.8 Степень черноты газового потока

Для нахождения степени черноты газового потока (по номограмме) необходимо знать суммарную оптическую толщину газового потока

гдеs - толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м.

Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков

(2, рис. 5.6)

.1.9 Коэффициент теплоотдачи, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

Для незапылённого потока (при сжигании природного газа)

где ? коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·К);

а - степень черноты;

сг - коэффициент.

Коэффициент теплоотдачи

Для нахождения коэффициента теплоотдачи (по номограмме) необходимо знать температуру загрязненной стенки

гдеt - средняя температура окружающей среды, 0С;

? разность температур, при сжигании природного газа принимаемая 25 0С.

Средняя температура окружающей среды

Для паровых котлов принимается равной температуре насыщения при давлении в котельной установке рпв = 1,68 МПа

(2, рис. 6.4)

(2, рис. 6.4)

.1.10 Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева

где ? коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания её продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо неё и образования застойных зон.

Коэффициент использования для поперечно омываемых пучков

(2, стр. 79)

6.1.11 Коэффициент теплопередачи

где? коэффициент тепловой эффективности.

Коэффициент тепловой эффективности при сжигании природного газа

(2, табл. 6.2)

.1.12 Количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м3 природного газа

где ? температурный напор, 0С;

Н - площадь поверхности нагрева конвективных пучков, м.

Температурный напор для испарительной конвективной поверхности нагрева

гдеtнас - температура насыщения при давлении в паровом котле.

Температура насыщения при давлении в паровом котле рпв =1,68 МПа

(4, табл. 2)

По принятым двум значениям температуры продуктов сгорания после газохода и полученным двум значениям Qб и Qт произведём графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева (приложение 1).

Точка пересечения прямых есть расчётная температура продуктов сгорания.

Т. к. расчётная температура сгорания отличается от принятых предварительно значений не более чем на 50 0С, то определяем повторно только количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м3 природного газа

.2 Расчёт конвективного пароперегревателя

Задачей поверочного расчёта пароперегревателя является определение температуры продуктов сгорания после пароперегревателя и выявление возможности при имеющейся поверхности нагрева пароперегревателя получить необходимую температуру перегретого пара.

.2.1 Конструктивные характеристики конвективного пароперегревателя

Конструктивные характеристики определяют из чертежа рассчитываемого котла.(табл. 5)

Относительный поперечный шаг труб

Относительный продольный шаг труб

.2.2 Основные расчётные параметры

Температура продуктов сгорания на входе в пароперегреватель

Давление, температура и энтальпия перегретого пара

(4, табл. 2)

.2.3 Температуры продуктов сгорания после пароперегревателя

В дальнейшем весь расчёт ведётся для двух предварительно принятых температур.

.2.4 Теплота, отданная продуктами сгорания пару

гдеI - энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева, кДж/м3; - энтальпия продуктов сгорания после поверхности нагрева, кДж/м3;

? присос воздуха в газоход пароперегревателя;

Энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева

Определяется при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей пароперегревателю

Энтальпия продуктов сгорания после пароперегревателя

Присос воздуха в пароперегреватель

.2.5 Расчётная температура потока продуктов сгорания в пароперегревателе

6.2.6 Температурный напор для прямоточного пароперегревателя

где? большая и меньшая разности температур продуктов сгорания и температуры перегретого пара, 0С.

Большая и меньшая разности температур продуктов сгорания и температуры перегретого пара

(4, табл. 2)

Поэтому температурный напор может быть определён как среднеарифметическое разностей температур

.2.7 Средняя скорость продуктов сгорания в газоходе пароперегревателя

(табл. 3)

.2.8 Коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к пароперегревателю

При поперечном омывании коридорных пучков труб

Коэффициент теплоотдачи при поперечном омывании коридорных пучков

(2, рис. 6.1)

Поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания

Число рядов кипятильных труб по ходу продуктов сгорания в одном газоходе

(табл. 5)

(2, рис. 6.1)

Поправка на компоновку пучка

(2, рис. 6.1)

Коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока

(2, рис. 6.1)

.2.8 Степень черноты газового потока

Для нахождения степени черноты газового потока (по номограмме) необходимо знать суммарную оптическую толщину газового потока

гдеs - толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м.

Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков

(2, рис. 5.6)

6.2.9 Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару

где? коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·К);

? поправочный коэффициент.

Коэффициент теплоотдачи

Определяется по средней скорости, давлению и температуре пара в пароперегревателе

(2, рис. 6.8)

Поправочный коэффициент

.2.10 Температура загрязнённой стенки труб пароперегревателя

При сжигании газообразного топлива

6.2.11 Коэффициент теплоотдачи излучением

Для незапылённого потока (при сжигании природного газа)

Коэффициент теплоотдачи

(2, рис. 6.4)

(2, рис. 6.4)

.2.12 Коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб пароперегревателя

(2, стр. 79)

.2.13 Коэффициент теплоотдачи

Для коридорных пучков труб при сжигании природного газа

(2, табл. 6.2)

.2.14 Количество теплоты, воспринятое пароперегревателем

По принятым двум значениям температуры продуктов сгорания после газохода и полученным двум значениям Qб и Qт произведём графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после пароперегревателя (приложение 2).

Точка пересечения прямых есть расчётная температура продуктов сгорания.

Для расчётной температуры продуктов сгорания определим теплоту, отданную продуктами сгорания пару

(табл. 4)

(табл. 4)

.3 Расчёт водяного экономайзера

.3.1 Температуры продуктов сгорания после водяного экономайзера

В дальнейшем весь расчёт ведётся для двух предварительно принятых температур.

.3.2 Теплота, которую должны отдать продукты сгорания воде

гдеI - энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева, кДж/м3; - энтальпия продуктов сгорания после поверхности нагрева, кДж/м3;

? присос воздуха в газоход пароперегревателя;

Энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева

Определяется при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей водяному экономайзеру

Энтальпия продуктов сгорания после водяного экономайзера

Присос воздуха в водяной экономайзер

.3.3 Энтальпия воды после водяного экономайзера

Приравниваем теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой в водяном экономайзере

гдеiэк - энтальпия питательной воды на входе в экономайзер, кДж/кг;- паропроизводительность котла, кг/с; пр - расход продувочной воды, кг/с.

Энтальпия питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер при tпв = 40 0С и давлении рпв

Давление питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер

(4, табл. 2)

Расход продувочной воды

гдеР - непрерывная продувка парового котла (учитывается только при р ? 2 %).

.3.4 Температура воды после водяного экономайзера

Т. к. полученная температура воды ниже более чем на 20 0С температуры кипения воды в барабане парового котла при давлении р = 1,4 МПа

то для установки принимаем чугунный водяной экономайзер.

.3.5 Расчётная температура потока продуктов сгорания в водяном экономайзере

.3.6 Температурный напор для водяного экономайзера

где? большая и меньшая разности температур продуктов сгорания и температуры питательной воды, 0С.

Большая и меньшая разности температур продуктов сгорания и температуры питательной воды

(4, табл. 2)

Поэтому температурный напор может быть определён как среднеарифметическое разностей температур

.3.7 Конструктивные характеристики чугунного водяного экономайзера

Таблица 7 - Конструктивные характеристики чугунного водяного экономайзера системы ВТИ

НаименованиеЕд. изм.Длина трубымм2000Количество труб в рядушт.5Внутренний диаметр и толщина стенки ребристых трубмм60×8Площадь поверхности нагрева ребристой трубы с газовой стороны м22,95Живое сечение для прохода газовм20,12(1, табл. 9.2)

Число параллельно включенных змеевиков в пакете

гдеDэк - расход воды через экономайзер, кг/с;

? массовая скорость воды на входе в экономайзер, кг/(м2·с);вн - внутренний диаметр трубы, мм.

Расход воды через экономайзер

Массовая скорость воды на входе в экономайзер

Принимается в диапазоне 600 - 800 кг/(м2·с)

(табл. 7)

.3.8 Действительная скорость продуктов сгорания в водяном экономайзере

где ? расчётная температура потока продуктов сгорания в водяном экономайзере, 0С;эк - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания в водяном экономайзере, м2.

Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания в чугунном водяном экономайзере

гдеFтр - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы, м2;- число труб в ряду.

(табл. 7)

(табл. 3)

.3.9 Коэффициент теплопередачи для чугунного водяного экономайзера

(2, рис. 6.9)

.3.10 Площадь поверхности нагрева водяного экономайзера

Принимаем температуры продуктов сгорания после водяного экономайзера

Следовательно, площадь поверхности нагрева водяного экономайзера

Теплота, которую должны отдать продукты сгорания воде

.3.11 Окончательные конструктивные характеристики водяного экономайзера

По площади поверхности нагрева водяного экономайзера окончательно устанавливаем его конструктивные характеристики.

Таблица 8 - Конструктивные характеристики блочного чугунного одноколонкового водяного экономайзера системы ВТИ типа ЭП1 - 177

НаименованиеЕд. изм.Поверхность нагревам2177Количество групп в колонкешт.2Количество рядов по группамшт.4+8Число параллельно включенных змеевиков в пакетешт.5Длина трубымм2000Количество труб в рядушт.5Количество обдувочных устройствшт.2Количество сопл (рабочих) в обдувочном устройстве шт.48Аэродинамическое сопротивлениеПа343Гидравлическое сопротивлениеМПа0,2Длинамм3950Ширинамм1000Высотамм2840Масса экономайзера без коробат6,67Внутренний диаметр и толщина стенки ребристых трубмм60×8Размер рёбермм146×146Размер фланцевмм150×150Площадь поверхности нагрева ребристой трубы с газовой стороны м22,95Живое сечение для прохода газовм20,12Количество рёбершт.75Максимально допустимая температура дымовых газов перед экономайзером0С425Предельное давление воды в экономайзереМПа3,0Масса трубыкг67,5(1, табл. 9.2)

7. Невязка теплового баланса

гдеQл, Qкп, Qпп, Qэк - количества теплоты, воспринятые лучевоспринимающими поверхностями нагрева, конвективными пучками, пароперегревателем и водяным экономайзером, кДж/м3.

Расчёт можно считать окончательным.

Список используемой литературы

1.Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности / Под ред. К.Ф. Роддатиса. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 488 с.: ил.

2.Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учеб. пособ. Для техникумов. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1989. - 280 с., ил.

.Зыков А.К. Паровые и водогрейные котлы: Справочное пособие. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - (Б-ка тепломонтажниика). - 128 с., ил.

.Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1984. ? 80 с., ил.

.Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок. - М.: Сиройиздат, 1973. - 248 с.

.Деев Л.В., Балахничев Н.А. Котельные установки и их обслуживание: Практ. пособ. для ПТУ. - М.: Высшая школа, 1990. - 239 c., ил.

.Киселёв Н.А. Котельные установки: Учеб. пособ. для подгот. рабочих на пр-ве. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 1979. - 270 с., ил.

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ «Котельные установки и парогенераторы» Введение Промышленные предприятия

Больше работ по теме: