Курсовая работа: Паровой котел ДЕ 6,5-14 ГМ

Для 2000°С                                              Н0в=9,7*3074=29817,8

Для 2100°С                                              Н0в=9,7*3242=31447,4

3.2 Определяем энтальпию теоретического объема продуктов сгорания Н0г (кДж/м3), для всего выбранного диапазона температур:

Н0г =VRO2*(Ct) RO2 +V0N2*(Ct) N2+V0H2O*(Ct) H2O

Для 100°С                        Н0г =1,035*170+7,7*130+2,195*151=1508,15

Для 200°С                        Н0г =1,035*359+7,7*261+2,195*305=3050,775

Для 300°С                        Н0г =1,035*561 +7,7*393+2,195*464=4625,18

Для 400°С                        Н0г =1,035*774+7,7*528+2,195*628=6245,15

Для 500°С                        Н0г =1,035*999+7,7*666+2,195*797=7911,585

Для 600°С                        Н0г =1,035*1226+7,7*806+2,195*970=9604,25

Для 700°С                        Н0г =1,035*146+7,7*949+2,195*1151=11351,055

Для 800°С                        Н0г =1,035*1709+7,7*1096+2,195*1340=13370,4

Для 900°С                 Н0г =1,035*1957+7,7*1247+2,195*1529=15029,095

Для 1000°С               Н0г =1,035*2209+7,7*1398+2,195*1730=16848,25

Для 1100°С               Н0г =1,035*2465 +7,7*1550+2,195*1932=18727,04

Для 1200°С               Н0г =1,035*2726+7,7*1701+2,195*2138=20612,02

Для 1300°С               Н0г =1,035*2986+7,7*1856+2,195*2352=22544,4

Для 1400°С               Н0г =1,035*3251+7,7*2016+2,195*2566=24781,28

Для 1500°С               Н0г =1,035*3515+7,7*2171+2,195*2789=26476,6

Для 1600°С               Н0г =1,035*3780+7,7*2331 +2,195*3010=28467,95

Для 1700°С               Н0г =1,035*4049+7,7*2490+2,195*3238=30471,11

Для 1800°С               Н0г =1,035*4317+7,7*2650+2,195*3469=33750,23

Для 1800°С               Н0г =1,035*4586+7,7*2814+2,195*3700=34535,8

Для 2000°С               Н0г =1,035*4859+7,7*2973+2,195*3939=36567,175

Для 2100°С               Н0г =1,035*5132+7,7*3137+2,195*4175=38630,645

3.3 Определяем энтальпию избыточного количества воздуха Нвизб  (кДж/м3), для всего выбранного диапазона температур:

Нвизб = (α -1) Н0в

Где: α- коэффициент избытка воздуха после газохода

Верх топочной камеры

Для 800°С                                 Нвизб = (1,1-1) 10999,8=1099,98

Для 900°С                                 Нвизб = (1,1-1) 12464,5=1246,45

Для 1000°С                               Нвизб = (1,1-1) 13968=1396,8

Для 1100°С                               Нвизб = (1,1-1) 15520=1552

Для 1200°С                               Нвизб = (1,1-1) 17072=1707,2

Для 1300°С                               Нвизб = (1,1-1) 18614,3=1861,43

Для 1400°С                               Нвизб = (1,1-1) 20205,1=2020,51

Для 1500°С                               Нвизб = (1,1-1) 21795,9=2179,59

Для 1600°С                               Нвизб = (1,1-1) 23386,7=2338,67

Для 1700°С                               Нвизб = (1,1-1) 24967,8=2496,78

Для 1800°С                               Нвизб. = (1,1-1) 26558,6=2655,86

Для 1900°С                               Нвизб = (1,1-1) 28188,2=2818,82

Для 2000°С                               Нвизб = (1,1-1) 29817,8=2981,78

Для 2100°С                               Нвизб = (1,1-1) 31447,4=3144,74

1-й конвективный пучок

Для 300°С                                  Нвизб = (1,15-1) 3918,8=587,82

Для 400°С                                  Нвизб = (1,15-1) 5267,1=790,065

Для 500°С                                  Нвизб = (1,15-1) 6654,2=998,13

Для 600°С                                  Нвизб = (1,15-1) 8070,4=1210,56

Для 700°С                                  Нвизб = (1,15-1) 9525,4=1428,81

Для 800°С                                  Нвизб = (1,15-1) 10999,8=1649,97

Для 900°С                                  Нвизб = (1,15-1) 12464,5=1869,68

Для 1000°С                                Нвизб = (1,15-1) 13968=2095,2

2-й конвективныйпучок

Для 200°С                                 Нвизб = (1,25-1) 2589,9=647,5

Для 300°С                                 Нвизб = (1,25-1) 3918,8=979,7

Для 400°С                                 Нвизб = (1,25-1) 5267,1=1316,8

Для 500°С                                 Нвизб = (1,25-1) 6654,2=1663,6

Для 600°С                                 Нвизб = (1,25-1) 8070,4=2017,6

Для 700°С                                 Нвизб = (1,25-1) 9525,4=2381,35

Водяной экономайзер

Для 100°С                                  Нвизб = (1,35-1) 1290,1=451,535

Для 200°С                                  Нвизб = (1,35-1) 2589,9=906,465

Для 300°С                                  Нвизб = (1,35-1) 3918,8=1371,58

Для 400°С                                  Нвизб = (1,35-1) 5267,1=1843,485

3.4 Определяем энтальпию продуктов сгорания Н  (кДж/м3):

Н = Н 0г+ Н визб+ Н зл

где: Нзл – энтальпия золы и определяется по формуле;

Нзл=(Ct) золы (Ар/100)αун

где: Ар- минеральные примеси, при газе Ар=0

Нзл=0

Верх топочной камеры

Для 800°С                                 Н = 16746,74+ 1552=13096,88

Для 900°С                                 Н = 16746,74+ 1552=14662,75

Для 1000°С                               Н = 16746,74+ 1552=16471,8

Для 1100°С                               Н = 16746,74+ 1552=18298,74

Для 1200°С                               Н = 18420,57+1707,2=20127,77

Для 1300°С                               Н = 20133,6+ 1861,43=21995,03

Для 1400°С                               Н = 22151,13+ 2020,51=24171,64

Для 1500°С                               Н = 23617,83+ 2179,59=25797,42

Для 1600°С                               Н = 25382,7+ 2338,67=27721,37

Для 1700°С                               Н = 27152,16+ 2496,78=29648,94

Для 1800°С                               Н = 30194,5+ 2655,86=32850,36

Для 1900°С                               Н = 30743,3+ 2818,82=33562,12

Для 2000°С                                Н = 32529,7+ 2981,78=35511,48

Для 2100°С                                Н = 34351,27+ 3144,74=37496,01

1-й конвективный пучок

Для 300°С                                  Н = 4149,58+ 587,82=4737,4

Для 400°С                                  Н = 5601,45+ 790,065=6391,52

Для 500°С                                  Н = 7094,66+ 998,13=8092,79

Для 600°С                                  Н = 8610+ 1210,56=9820,56

Для 700°С                                  Н = 10171,28+ 1428,81=11600,09

Для 800°С                                  Н = 11996,9+ 1649,97=13646,87

Для 900°С                                  Н = 13416,3+ 1869,68 =15285,98

Для 1000°С                                Н = 15075+2095,2=17170,2

2-й конвективный пучок

Для 200°С                                  Н = 2738,15+647,5=3385,65

Для 300°С                                  Н = 4149,58+979,7=5129,28

Для 400°С                                  Н = 5601,45+1316,8=6918,25

Для 500°С                                  Н = 7094,66+1663,6=8758,26

Для 600°С                                  Н = 8610+2017,6=10627,6

Для 700°С                                  Н = 10171,28+ 2381,35=12552,35

Водяной экономайзер

Для 100°С                                  Н = 1353,62+ 451,535=1805,155

Для 200°С                                  Н = 2738,15+906,465=3644,625

Для 300°С                                 Н = 4149,58+ 1371,58=5521,16

Для 400°С                                 Н = 5601,45+ 1843,485=7444,935

Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.

Таблица 2. Энтальпия продуктов сгорания.

По результатам расчетов выполняем построение графика зависимости энтальпий продуктов  сгорания Н от температуры Т.

4. Тепловой баланс котла

4.1 Определяем потерю тепла с уходящими газами

Расчет теплового баланса котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником  1.

При работе парового котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты.

4.1.1 Определяем потерю теплоты с уходящими газами q2,  %,

где: - энтальпия уходящих газов при tух и  , (кДж/м3)

Н0хв. –энтальпия воздуха, поступающего в котлоагрегат (кДж/м3)

tх.в. – температура холодного воздуха, равна 30ºС = 303 К

Qрн –низшая теплота сгорания топлива    36680 (кДж/м3), источник 1, табл. 2.2

q4 – потери теплоты от механического недожога, %, для газа q4 = 0

Н0хв.= 39,8*V0

где: V0 – теоретический объем сухого воздуха

Н0хв.= 39,8*9,7 = 386,06

- определяется по таблице 2, при соответствующих значениях  и выбранное температуре уходящих газов tух =155°С,

Нух =2816,86

4.1.2 Потери теплоты q3, q4, q5 принять согласно источнику 1.

q3 - потеря теплоты от химической неполноты сгорании, q3 = 0,5 %, таблица 4.4, источник 1.

q4- потеря теплоты от механической неполноты горения,  q4 = 0

q5 -потеря теплоты от наружного охлаждения, определяется по номинальной производительности парогенератора (кг/с), D=6,5 т/ч

по таблице 4-1, источник 2, находим q5=2,4 %

4.1.3 Потери с физическим теплом шлаков q6 % определить по формуле:

где: - доля золы топлива в шлаке, =1-, - принимается по таблице 4.1 и 4.2, источник 1.

4.1.4 Определить к.п.д. брутто.

К.П.Д брутто можно определить по уравнению обратного баланса, если известны все потери:

ηбр= 100 – (q2+q3+q4+q5+q6)

ηбр= 100 – (6,26+0,5+2,4)=90,84

4.1.5 Определим расход топлива,  (кг/с и т/ч), подаваемого в топку котла:

где:  – расход топлива подаваемого в топку парогенератора

 – располагаемая теплота, 36680 (кДж/кг)

 – полезная мощность парового котла (кВт)

Qпг=Дн.п(hнп-hпв)+0,01pДн.п(h - hпв)

Где: Дн.п –расход выбранного насыщенного пара,

hп.в - энтальпия питательной воды, 4,19*100 =419

hнп – энтальпия насыщенного пара, hнп=2789

h – энтальпия перегретого пара, h= 826

р – продувка парогенератора, 3,0 %

Qпг=1,8(2789-419)+0,01*3*1,8(826- 419)=4287,98

Определим расчетный расход топлива, Вр

Вр=Впг(1-q4/100),

Вр= Впг=0,129

Определяем коэффициент сохранения теплоты:

5. Расчет топочной камеры

Расчеты топочной камеры производятся по формулам с источника 1.

Задаем температуру продуктов сгорания на выходе из топки t”Т=1100°С.

Для принятой по таблице 2  определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки Н”Т=18298,74 кДж/м3

5.1 Определим полезное тепловыделение в топке,QТ  (кДж/м3).

где:  –теплота, вносимая в топку воздухом, (кДж/м3)

Qв=α”Т*Н0хв

где: Н0хв – энтальпия теоретического объема воздуха, (кДж/м3)

Н0хв =386,06

Qв=1,1*386,06=424,7

5.2 Определим коэффициент тепловой эффективности экранов,

где: Х- угловой коэффициент, показывающий какая часть лучистого полусферического потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависящей от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене; значение Х определяется по рис 5,3 источник 1,

Х=0,98

 – коэффициент, учитывающий снижение тепло воспламенения экранных поверхностей нагрева, принимаем по таблице 5.1, источник 1

 =0,65

5.3 Определяем эффективную толщину излучающего слоя, s (м)

S=3,6 VT / FСТ

где: VТ – объем топочной камеры, (м3). VТ= 11,2 источник 1, таблица 2,9.

FСТ –поверхность стен топочной камеры, (м2). FСТ=29,97 источник 1, таблица 2,9.

S=3,6 *11,2/ 29,97=1,35

5.4 Определим коэффициент ослабления лучей k, (м*Мпа)-1

k =kГrп+kс

где: rп – суммарная объемная доля трехатомных газов ,берется из таблицы 1,

rп=0,2068

kГ – коэффициент ослабления лучей трехатомных газов,  (м*Мпа)-1

где: rН2О –объемная доля водяных паров, берется из таблицы, rН2О=0,188

Т”Т –абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К, Т”Т =1373

рп  - парциальное давление трехатомных газов, МПа;

рп = rп*р

р –давление в топочной камере котлоагрегата (для агрегатов, работающих без наддува, принимается р = 0,1 МПа).

рп =0,277 *0,1=0,0277

kс – коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, (м*Мпа)-1

где: Нр,Ср – содержание углерода и водорода в рабочей массе жидкого топлива.

k = 8,38*0,2068+1,377 =3,11

5.5 Определяем степень черноты факела, αф.

Для жидкого и газообразного топлива степень черноты факела определяется по формуле:

аф =mасв+(1-m)аГ

где: m- коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненого светящейся частью факела, принимаем по таблице 5,2 источник 1, m = 0,119.

асв ,аГ – степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, какой обладал бы при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящемся трехатомными газами:

Определяем степень черноты светящейся части факела, αГ

е –основание натуральных логарифмов, е=2,718

асв=1-2,718 –(8,84*0,277+1,377)0,1*1,35 =0,41

Определяем степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, αГ;

αГ=1-2,718  - 8,84*0,277*0,1*1,35 = 0,28

аф =0,119*0,41+(1-0,119)0,28=0,296

5.6 Определяем степень черноты топки, αТ

5.7 Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки.

Для газа принимаем:

М=0,48

5.8 Определяем среднею суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1 м3 газа при нормальных условиях, VСср,  [кДж/(м3*К)].

где: Та – теоретическая (адиабатная) температура горения, К, определяется по таблице 2  по значению QТ , равному энтальпии продуктов сгорания, Н             Та=2071+273=2344

Т”Т – температура (абсолютная) на выходе из топки, принятая по   предварительной оценке, К

Т”Т=1373

Н”Т –энтальпия продуктов сгорания берется из таблицы 2 при принятой на выходе из топки температуре, кДж/кг

Н”Т =18298,74

QТ – полезное тепловыделение в топке

QТ=36921,3

5.9 Определяем действительную температуру на выходе из топки,(°С) по номограмме (рис. 5,7) источник 1

6. Расчет конвективных пучков

6.1 Расчет первого конвективного пучка

Расчет конвективных пучков производится по формулам с источника 1.

Предварительно принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода = 400°С и  = 300 °С. Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.

6.1.1 Определяем теплоту Q6 ,кДж/кг, отданную продуктами сгорания

Q6= (Нi + Н” + ∆αк*Нoпрс)

где:  – коэффициент сохранения теплоты

Нi – энтальпия продуктов сгорания на выходе в поверхность нагрева, кДж/м3, определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры.

Нi = 18408,48

Н” – энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м3

∆αк – присос воздуха в поверхность нагрева

Нoпрс – энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 30°С , кДж/м3

QБ= (Нi - Н” + ∆αк*Нoпрс)

Q400 Б=0,974(18408,48-6391,52+0,05*386,06)=11723,3

Q300 Б=0,974( 18408,48-4737,4+0,05*386,06)=13334,4

6.1.2 Определяем расчетную температуру потока  , °С, продуктов сгорания в газоходе

где:  - температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, °С

 - температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, °С

6.1.3 Определяем температуру напора ∆t, °С

∆t = - tк

где: tк – температура охлаждающей среды, для парового котла принимаем равной температуре кипения воды при давлении в котле, °С

∆t = - tк

∆t400 =

∆t300 =

6.1.4 Определяем среднюю скорость ωГ , м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева

где: Вр – расчетный расход топлива, кг/с

F – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2

VГ – объем продуктов сгорания на 1 кг жидкого топлива

 - средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С

6.1.5 Определить коэффициент теплоотдачи конвекцией αк , Вт/(м2*К), щт продуктов сгорания к поверхности нагрева, при поперечном омывании коридорных пучков

αк= αнсzсsсф

где: αк –коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме рис.6,1

источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

α400 к=67

α300 к=58

сz – поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по номограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с400 z=0,98

с300 z=0,98

сs – поправка на компоновку пучка; определяется по номограмме рис.6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с400 s=1

с300 s=1

сф – коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по монограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с400 ф=1,04

с300 ф=1,03

α400 к= 67*0,98*1*1,04=68,3

α300 к= 58*0,98*1*1,03=58,5

6.1.6 Определяем степень черноты газового потока , a , по номограмме рис. 5.6 источник 1,

α=1-е- Kps

Kps = kГ*rп*p*s

где: p – давление в газоходе, Мпа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1;

s –толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м

kГ – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м*МПа)-1

Kps = kГ*rп*p*s

Kps400 = 37,1*0,266*0,1*0,177=0,175

Kps400 = 38,9*0,266*0,1*0,177=0,183

α400 =1-е- 0,175=0,161

a300 =1-е- 0,183=0,167

6.1.7 Определяем коэффициент теплоотдачи aЛ ,Вт/(м2К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

aЛ =aн*a*cГ

где: aн – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2К), определяем по номограмме рис.6.4 источник 1;

a –степень черноты

сГ  - коэффициент, определяемый по рис. 6.4 источник 1

Для определения aн и коэффициента сГ вычисляем температуру загрязненной стенки tз , °С

tз=t+∆t

где: t – средняя температура окружающей среды, °С; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;

∆t – при сжигании газа принимаем равной 25 °С

tз=194,1+25=219,1

a400 н=102

a300 н=98

с400 Г=0,96

с300 Г=0,94

a400 Л=102*0,161*0,96=15,77

a300 Л=98*0,167*0,94=15,38

6.1.8 Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи a1, Вт/(м2К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

a1=ξ(aк+ aЛ)

где: ξ- коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного обмывания ее продуктами сгорания, частично протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон, для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1

a400 1=1(68,3+15,77)=84,07

a300 1=1(58,5+15,38)=73,88

6.1.9 Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2К),

К= a1*ψ

где: ψ – коэффициент тепловой эффективности, определяемый по таблице 6.2, источник 1, в зависимости вида сжигаемого топлива, принимаем равным ψ=

К400= 84,07*0,9=75,66

К300=73,88*0,9=66,49

6.1.10 Определяем количество теплоты QТ, кДж/кг, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 кг сжигаемого топлива

где: ∆t – температурных напор, °С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева

6.1.11 По принятым двум значениям температуры , полученным двум значениям теплоты отданной продуктами сгорания Q400 Б=11723,3 и Q300 Б=13334,4 производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева, (рисунок 2).

Температура  на выходе из конвективного пучка равна  407°С.

6.2 Расчет второго конвективного пучка

Расчет второго конвективного пучка производим по формулам из источника 1.

Предварительно принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.

6.2.1 Определяем теплоту Q6 ,кДж/кг, отданную продуктами сгорания

QБ= (Н’ + Н” + ∆αк*Нoпрс)

где:  – коэффициент сохранения теплоты

Н – энтальпия продуктов сгорания на выходе в поверхность нагрева, кДж/м3, определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры.

Н’ =6510,6

Н” – энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м3

∆αк – присос воздуха в поверхность нагрева

Нoпрс – энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 30°С , кДж/м3

Q300 Б=0,974(6510,6-5129,28+0,1*386,06)=1383

Q200 Б=0,974(6510,6-3385,65+0,1*386,06)=3081

6.2.2 Определяем расчетную температуру потока  , °С, продуктов сгорания в газоходе

где:  - температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, °С

 - температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, °С

6.2.3 Определяем температуру напора ∆t, °С

∆t =  - tк

где: tк – температура охлаждающей среды, для парового котла принимаем равной температуре кипения воды при давлении в котле, °С

∆t300 =

∆t200 =

6.2.4 Определяем среднюю скорость ωГ , м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева

где: Вр – расчетный расход топлива, кг/с

F – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2

VГ – объем продуктов сгорания на 1 кг жидкого топлива

 - средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С

6.2.5 Определить коэффициент теплоотдачи конвекцией αк , Вт/(м2*К), щт продуктов сгорания к поверхности нагрева, при поперечном обмывании коридорных пучков

αк= αнсzсsсф

где: αк –коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме рис.6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

α300 к=118

α200 к=112

сz – поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по номограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с300 z=1

с200 z=1

сs – поправка на компоновку пучка; определяется по номограмме рис.6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков

с300 s=1

с200 s=1

сф – коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по монограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном омывании коридорных пучков

с300 ф=1,11

с200 ф=1,15

α 300к= 118*1*1*1,11=130,98

α200 к=112*1*1*1,15=128,8

6.2.6 Определяем степень черноты газового потока , a , по номограмме рис. 5.6 источник 1,

α=1-е- Kps

Kps = kГ*rп*p*s

где: p – давление в газоходе, Мпа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1;

s –толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м

kГ – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м*МПа)-1

Kps = kГ*rп*p*s

Kps300 =38,68*0,25*0,1*0,177=0,171

Kps200 =40,5*0,25*0,1*0,177=0,179

α300 =1-е- 0,171=0,157

α200 =1-е- 0,179=0,164

6.2.7 Определяем коэффициент теплоотдачи aЛ ,Вт/(м2К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

aЛ =aн*a*cГ

где: aн – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2К), определяем по номограмме рис.6.4 источник 1;

a –степень черноты

сГ  - коэффициент, определяемый по рис. 6.4 источник 1

Для определения aн и коэффициента сГ вычисляем температуру загрязненной стенки tз , °С

tз=t+∆t

где: t – средняя температура окружающей среды, °С; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;

∆t – при сжигании газа принимаем равной 25 °С

tз=194,1+25=219,1

a300 н=42

a200 н=38

с300 Г=0,97

с200 Г=0,95

a300 Л=42*0,157*0,97=6,4

a200 Л=38*0,164*0,95=5,9

6.2.8 Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи a1, Вт/(м2К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

a1=ξ(aк+ aЛ)

где: ξ- коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного обмывания ее продуктами сгорания, частично протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон, для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1

a300 1=1(130,98+6,4)=137,38

a200 1=1(128,8+5,9)=134,7

6.2.9 Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2К),

К= a1*ψ

где: ψ – коэффициент тепловой эффективности, определяемый по таблице 6.2, источник 1, в зависимости вида сжигаемого топлива, принимаем равным ψ=

К300 = 0,9*137,38=123,64

К200 =0,9*134,7=121,23

6.2.10 Определяем количество теплоты QТ, кДж/кг, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 кг сжигаемого топлива

где: ∆t – температурный напор, °С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева

6.2.11 По принятым двум значениям температуры , полученным двум значениям теплоты отданной продуктами сгорания Q300 Б=1383 и Q200 Б=3081 производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева, (рисунок 3).

Температура  на выходе из конвективного пучка равна  256°С.

7. Тепловой расчет экономайзера.

Расчеты водяного экономайзера выполняем по формулам с источника 1.

7.1 По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты Qб, кДж/кг, которое должно отдать продукты сгорания при температуре уходящих газов

где: Н‘ – энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/кг

Н“  - энтальпия уходящих газов, кДж/кг

∆аэк – присос воздуха в экономайзер

Нопрс – энтальпия теоретического количества воздуха, кДж/кг

 - коэффициент сохранения теплоты

0,974(4362,08-2816,86+0,1*386,06)=1542,6

7.2 Приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте воспринятой водой в водяном экономайзере, определяем энтальпию воды h“эк ,кДж/кг, после водяного экономайзера

где: h‘ – энтальпия воды на входе в экономайзер, кДжru

D – паропроизводительность котла, кг/с

Dпр –расход продувочной воды, кг/с

По энтальпии воды после экономайзера определяем температуру воды после экономайзера t“эк , °С

где: С – температура воды, кДж/(кг*К)

Температура воды на выходе из экономайзера на 92,1 °С ниже температуре кипения в барабане парогенератора.

К установке принимаем чугунный экономайзер.

Определяем температурный напор в экономайзере ∆t, °С

∆tб=  256-125=131°С

∆tб=155-100=55°С

где:  ∆tб и ∆tм – большая и меньшая разница температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости, °С

Выбираем к установке

Чугунный экономайзер ВТИ с длиной труб 2000 мм; площадь поверхности нагреав с газовой стороны 2,95 м2; площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания 0,12 м2.

7.3 Определяем действительную скорость  , м/c продуктов сгорания в экономайзере

где:  - среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, °С

 - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2

 = z1*Fтр

где:  z1 – число труб в ряду; принимаем 4 труб

Fтр – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы, м2

Fэк = 4*0,12=0,48

7.4 Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2*К)

где:  - коэффициент тепловой эффективности, принимается по таблице 6.9 источник 1,

 - коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб

18,8*1,02=19,2

7.5 Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера Нэк ,  (м2)

7.6 определяем общее число труб n, экономайзера

где: НТР – площадь поверхности нагрева одной трубы, м2

≈ 44

7.7 Определяем число рядов труб m, в экономайзере

≈11

8. Аэродинамический расчет котла

Аэродинамический расчет котельной установки выполняем по формулам в соответствии с источником 1.

Аэродинамическое сопротивление на пути прохождения газов в газоходах котельной установки складывается из местных сопротивлений, зависящих от изменения сечений газоходов и их поворотов и из сопротивления, возникающего вследствие трения и вследствие сопротивления пучков труб.

Аэродинамическое сопротивление котельной установки ∆hк.у., Па, определяется по формуле:

∆hк.у=∆hт+∆hкп1+∆hкп2+∆hэк+∆hм.с

где: ∆hт – разряжение в топке, создаваемое дымососом, Па;

∆hкп1 – сопротивление первого конвективного пучка, Па;

∆hкп2 – сопротивление второго конвективного пучка, Па;

∆hэк – сопротивление экономайзера, Па;

∆hм.с – местные сопротивления, Па.

Разряжение в топке ∆hт, Па, принимаем равным

∆hт =30

Определяем сопротивление первого конвективного пучка ∆hкп1, Па

где: ρг – плотность дымовых газов в газоходе, кг/м2

где: ρо – плотность дымовых газов при 0°С, кг/м3

ρо = 1,34

Ѳг – средняя температура газов в первом конвективном пучке, °С

 - скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

 – коэффициент сопротивления первого конвективного пучка,

где:  - коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного продольного и поперечного шагов труб.

где:  – значения, определяемые по номограмме,

0,58*0,87*0,43=0,22

0,22*26=5,7

Определяем сопротивление двух поворотов (под углом 90°  и под углом 180°) в первом конвективном  пучке  , Па

где:  – коэффициент сопротивления двух поворотов 90° и поворотом под углом 180°

Определяем сопротивление второго конвективного пучка ∆hкп2, Па

где: ρг – плотность дымовых газов в газоходе, кг/м2

где: ρо – плотность дымовых газов при 0°С, кг/м3

ρо = 1,34

Ѳг – средняя температура газов в втором конвективном пучке, °С

 - скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

где:  – значения, определяемые по номограмме,

0,36*1,32*0,4=0,2

0,2*26=5,2

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90° после второго конвективного пучка  , Па

где:  – коэффициент сопротивления двух поворотов 90°

Определяем сопротивление экономайзера ∆hэк, Па

где: n – число труб по ходу газов: n = 11

ρг – плотность дымовых газов в экономайзере, кг/м2

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90  , Па

где:  – коэффициент местных сопротивлений под углом 90°

1*2+2=4

Определяем аэродинамическое сопротивление котельной установки ∆hк.у , Па

∆hк.у=448,6+30+243,28+64,64+88,88=845,4

9. Расчет и выбор тягодутьевых устройств

9.1 Расчет и выбор дымососа

Для котлов паропроизводительностью 1 тонна и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дымососы.

Определяем производительность дымососа Qр.д, м3/ч

Qр.д=β1*Vсекдым

где: β1 – коэффициент запаса при выборе дымососа по производительности;

β1=1,05

101080 – нормальное атмосферное давление, Па

Б – барометрическое давление в месте установки дымососа, Па

Vсекдым – количество дымовых газов от одного котла, м3/с

Vсекдым= 

Vсекдым=

Qр.д=1,05*2,82 =2,97

Определяем расчетный полный напор дымососа Нр, Па

Нр= β2(∆hку -hс)

где: β2 – коэффициент запаса по напору

β2=1,1

Нр=1,1(845,4-164,8)=748,66

Определяем мощность электродвигателя для привода дымососа N, кВт

где: Qр.дым – производительность, м3/с

Ндым – напор, Па

 – КПД  дымососа, 0,83%

По таблице источника 2 выбираем подходящий по производительности Qр.д и напору Нр дымосос, выписываем его основные характеристики:

марка дымососа                                      ДН-9

производительность, м3/ч                      14,65*103

напор, кПа                                               1,78

КПД, %                                                     83

марка электродвигателя                          4А160S6

мощность, кВт                                          11

9.2 Расчет и выбор вентилятора

Для котлов паропроизводительностью от 1 тонны и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дутьевые вентиляторы.

Определяем производительность вентилятора ( количество холодного воздуха забираемого вентилятором) Qв, м3/с

где: Вр – расчетный расход топлива, кг/с

β1 – коэффициент запаса, равный 1,1

Определяем полный расчетный напор вентилятора Нр. в , Па

Нр.в= ∆hг+∆hв

где: ∆hг – сопротивление горелки, Па, принимаем ∆hг=1000 Па

∆hв – сопротивление воздуха, Па; принимаем 10% от сопротивления горелки принимаем ∆hв =100 Па

Нр.в=1000+100=1100

Определяем мощность для привода вентилятора Nдв , кВт

 – КПД  двигателя вентилятора, 0,83%

По таблице 14.1 источник 2 выбираем подходящий по производительности Qр и напору Нр.в вентилятор; выписываем его основные характеристики:

марка вентилятора                                 ВДН-8

производительность, м3/ч                     10,2*103

напор, кПа                                               2,19

КПД, %                                                    83

марка электродвигателя                         4А160S6

мощность, кВт                                        11

10. Расчет и выбор дымовой трубы

Определяем минимальную допустимую высоту трубы Н,м

где: ПДК – предельно допустимая концентрация вредного вещества, мг/м3.

А – коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности;

А=120

F – коэффициент, учитывающий скорость движения вредных веществ в атмосферном воздухе; принимаем по СН 369-74

F=1

∆t – разность температур продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и окружающего воздуха, К

∆t=120

MSO2-масса оксидов серы SO2 и SO3,г/с

MNO2-масса оксидов азота,г/с

MСO2-масса оксида углерода, выбрасываемой в атмосферу,г/с

Mз- масса летучей золы, г/с

V- объемный расход удаляемых продуктов сгорания, м3/c

Z –число дымовых труб.

Определяем выброс оксидов азота, рассчитанный по NO2 , (г/с)

МNO2=β1*К*Вр*Qрн(1- qн/100)(1 – β2r) β3,

где: β1 –безразмерный поправочный коэффициент, β1 = 0,85  , таблица 12,3, источник 1

β3 – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок β3 = 1, стр. 235, источник 1

r – степень рециркуляции, r = 0  , стр. 235, ситочник1

β2 – коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов, β2 =0,02 ,таблица 12.4, источник 1

К- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 ГДж теплоты сожженного условного топлива, кг/ГДж, определяется в зависимости от номинальной нагрузки котлов,

К=3,5(D/70)

D – паропроизводительность котла, D = 6,5

К=3,5(6,5/70)=0,325

МNO2=0,85*0,325*0,129*3*36,68(1- 0/100)(1 – 0,02*0) 1=3,9

Масса оксидов углерода МСО2,г/с, выбрасываемая в атмосферу, определяется как:

где: Сн-коэффициент, характеризующий выход СО при сжигании топлива;

β – поправочный коэффициент, учитывающий влияние режима горения на выход СО ( при нормативных значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки принимается β=1)

Определяем объемный расход продуктов сгорания через трубу от всех работающих котлов, м3/с

где: n – число котлов, установленных в котельной, шт, n=3

В – расход топлива одним котлом, м3/с, В=0,129

Определяем диаметр устья дымовой трубы Dвыхтр , м

где: ωвых – скорость продуктов сгорания на выходе из трубы. Принимаем равной 30 м/с, стр. 237 источник 1;

Принимаем стандартный диаметр устья дымовой трубы 1,2 м.

Для вычисления уточненной высоты дымовой трубы определяем значения коэффициентов f и vм:

Значение коэффициента m в зависимости от параметра 𝒇:

Безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра :

При  >2   n=1

Минимальную высоту дымовой трубы во втором приближении определяют:

В соответствии со СНиП П-35-76 выбираем стандартную высоту дымовой трубы 30 метров.

Аэродинамическое сопротивление дымовой трубы определяют следующим образом.

Скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы wвых принимают равной значению, принятому в расчете минимально допустимой высоте трубы.

Определяют уменьшение температуры продуктов сгорания на 1 м трубы из за их охлаждения, °С:

Для кирпичных и железобетонных труб.

где: D- паропроизводительность всех котлов, кг/с.

Температура продуктов сгорания на выходе из трубы, °С:

tвых=tух - ∆t

где: tух – температура уходящих газов за котлами, °С.

tвых=155-0,17*30=149,9

Диаметр основания трубы,м:

Dосн =2Нтрi+

где: i = 0,02-0,03 конусность железобетонных и кирпичных труб; для стальных труб  i=0;

Dосн =2*30*0,02+1,2=2,4

Средний диаметр дымовой трубы, м:

Dср=0,5(Dосн +)

Dср=0,5(2,4+1,2)=1,8

Средняя температура дымовых газов в трубе, °С:

tср = 0,5(tух+tвых)

tср = 0,5(155+149,9)=152,45

Площадь сечения дымовой трубы, рассчитанная по среднему диаметру, м2:

Fср=0,785(Dср)2

Fср=0,785(1,8)2=2,54

Средняя скорость газов в дымовой трубе, м/с:

Средняя плотность дымовых газов в трубе, кг/м3:

где:  = 1,34 кг/м3- плотность дымовых газов среднего состава при нормальных физических условиях.

Потери давления на трение в дымовой трубе, Па:

где:  значение коэффициента трения, для кирпичных труб применяется 0,04.

Потери давления на выходе из дымовой трубы, Па:

Суммарные потери давления в дымовой трубе равны:

Определяем самотягу дымовой трубы Нс, м:

Нс=9,81Н(1,2-

где: Н-высота дымовой трубы, м.

 - плотность дымовых газов, кг/м3.

Нс=9,81*30(1,2-0,64)=164,8

11. Охрана окружающей среды

При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, звукового давления  в близ лежащих районов и минимального потребления воды из природных источников.

В настоящее время разработаны предельно допустимые концентрации (ПДК) содержания вредных элементов в атмосфере. Это необходимо для установления безвредности определённых концентраций элементов для человека, животных и растений.

Основными элементами, загрязняющими атмосферный воздух, являются СО, оксид азота, оксид серы и твёрдые частицы. Основным источником выбросов СО является автомобильный транспорт, значительное место занимают и отопительные котельные, которые вырабатывают в атмосферу СО в двадцать раз больше, чем промышленные. Источником выбросов оксидов азота в первую очередь является котельные установки, на которые приходится более половины всех технологических выбросов. До 80% выбросов оксидов серы и около 50% твёрдых частиц также приходятся на долю выбросов котельных установок. Причём для выбросов твёрдых частиц малыми котельными значительна.

Существует четыре направления борьбы с загрязнителями приземной атмосферы:

1.  оптимизация процесса сжигания топлива;

2.  очистка топлива от элементов, образующихся при сжигании загрязняющих веществ;

3.  очистка дымовых газов от загрязняющих веществ;

4.  рассеивание загрязнителей в атмосферном воздухе.

Большое влияние на снижение вредных выбросов в атмосферу оказывает обеспечение процесса горения с оптимальным количеством воздуха. При неправильном забросе топлива или проникания через не плотности обмуровки воздух проходит через слой топлива по пути наименьшего сопротивления. В результате повышается химическая неполнота сгорания топлива, что приводит к повышению концентрации СО и сажи.

Установлено, что на оксид азота влияет не производительность котла, а тепловое напряжение топочного объема, от которого, в свою очередь зависит температурный уровень в топке. Снижение выбросов оксидов азота можно обеспечить при работе котлов с 50-60% загрузкой. Зависимость оксидов азота определяется типом горелочного устройства и единичной теплопроизводительности котла. Радикальным методом для котла является замена устаревших конструкций горелок более современными.

Повышение КПД котла и снижение вредных выбросов достигается исключением цикличности в работе механизированной топки, что ликвидирует пик работы выбросов в период расгорания топлива.

Огромное значение в оздоровлении атмосферы имеет перевод малых отопительных котельных с твёрдого на жидкое, а в лучшем случае – на газообразное топливо.

На снижение выбросов влияют различные присадки к мазутам, которые получили широкое применение в энергетике, но практически не используются в промышленных и отопительных котельных, из-за отсутствия достаточного количества присадок и необходимого для их ввода оборудования. Основное действие присадок – повышение качества сжигания, снижение загрязнения и коррозии поверхностей нагрева.

Все котельные работающее на твёрдом топливе, должны быть оборудованы системой газоочистки. В качестве золоуловителей используются: блоки циклонов ЦТКИ; батарейные циклоны с коэффициентом очистки не ниже 85-92%.

Для рассеивания вредных выбросов в атмосферном воздухе используются дымовые трубы. Трубы обеспечивают распространение загрязняющих веществ в окружающем воздухе, тем самым снижают их опасное воздействие в приземной зоне. Дымовые трубы не снижают количество выбросов, а позволяют разбросать на большую площадь, уменьшая концентрацию. Это мероприятие должно использоваться после того когда, исчерпаны все возможные способы уменьшения выбросов загрязнителей. На эффективность рассеивания влияют следующие факторы: состояние атмосферы, скорость ветра, мощность выбросов их скорость и состав, высота дымовой трубы. Необходимым условием должно быть то, что скорость выхода дымовых газов было в два раза выше скорости ветра.

12. Энергосберегающие мероприятия

В настоящее время перед человечеством стоит одна из важнейших проблем – проблема экономного и рационального использования топливно-энергетических ресурсов.

Для уменьшения потерь тепла в котельных агрегатах и достижения расчетных значений КПД важное значение имеет содержание в чистоте поверхностей нагрева путем своевременной их очистки от наружных и внутренних загрязнений, качественное ведение топочных процессов и поддержание оптимальных значений коэффициента избытка воздуха, соблюдение установленного водного режима, содержание в исправности обмуровки и гарнитуры и т.д. Для определения и последующего анализа тепловых потерь рекомендуется проводить регулярные балансовые испытания котлов.

Так как КПД котлов меняется в зависимости от нагрузки, то на экономичность работы котельной влияют также режим работы котлов и распределение нагрузки между ними.

На тепловой экономичности котельных сказываются потери топлива при транспортировке и хранении, потери тепла от продувок и растопок и т.д. Экономное расходование топлива в котельных связано с уменьшением потерь тепла у потребителей в первую очередь путем улучшения технического состояния отопляемых зданий и сооружений. При эксплуатации котельной необходимо постоянно контролировать расходы топлива, тепла и пара, а также нормировать удельные расходы топлива.

Нормирование расхода тепла и топлива является важным фактором в рациональном планировании и использовании энергетических ресурсов. Обоснованные нормы расхода позволяют обеспечить необходимый технико-экономический контроль за состоянием использования топлива.

Под нормой расхода понимается количество условного топлива или тепла, которое расходуется совершенно исправным устройством, эксплуатированным с соблюдением нормальных параметров  в соответствии с установленным технологическим режимом.

Удельные нормы расхода тепла и топлива устанавливаются в килограммах условного топлива или в гигакалориях.

Тепловая экономичность работы котельной за отчетный период оценивается по отношению действительно израсходованного количества к фактически выработанному котельной тепла.

Экономия тепла должна обусловливаться совершенствованием технологических процессов и эксплуатационных режимов.

Получение экономии за счет несоблюдения нормальных параметров теплоносителя или нарушения утвержденной технологии недопустимо.

Отсюда следуют выводы: за котлом устанавливается экономайзер для уменьшения потери тепла с уходящими газами. Для использования теплоты непрерывной продувки паровых котлов в котельных устанавливаются расширители и теплообменники непрерывной продувки.

Основными направлениями снижения себестоимости пара являются:

А) снижение удельного расхода топлива за счет повышения КПД агрегатов и исключения потерь топлива;

Б) уменьшение расхода энергии на собственные нужды парогенераторов путем устранения вредных сопротивлений в системе пылеприготовления, пароводяного и газовоздушного трактов, а также поддержание оптимального режима работы оборудования;

В) уменьшение численности обслуживающего персонала за счет комплексной механизации и автоматизации всех процессов;

Г) уменьшение первоначальной стоимости парогенераторных установок за счет уменьшения количества агрегатов при большей их единичной мощности, изготовления агрегатов на заводе укрупненными блоками, применения сборных строительных конструкций зданий и сооружений и т.д.

Е) применение рациональных конструкций топочных устройств, систем пылеприготовления и тягодутьевых установок, что снижает тепловые потери парогенераторов и расходы электроэнергии на собственные нужды.

Ж) использование более совершенных систем золоуловителей и в дальнейшем установок для очистки продуктов сгорания от окислов серы и азота, что дает возможность уменьшить вредные выбросы атмосферу.

З) дальнейшее развитие применения систем с ЦВМ для комплексной автоматизации работы парогенераторов, что способствует повышению их надежности и экономичности работы.

При использовании первых интеллектуальных приборов учёта автоматизация позволяет, кроме того, дистанционно производить их настройку и конфигурацию с учётом измерений характеристик измеряемых энергоносителей.

Одним из главных рычагов энергосбережения является:

1.  организация учёта потребляемой энергии;

2.  внедрение нормирования потребляемой энергии;

3.  внедрение передовых технологий и материалов для производства продукции;

4.  оптимальная загрузка работающих машин и механизмов;

5.  грамотное руководство распределением нагрузки по времени суток и по времени года.

В настоящие время на энергосбережение в целом и развитие нетрадиционных источников энергии (гидроэнергетика, солнечная энергия, ветроэнергетика) направляется достаточно большой капитал.

В Республике Беларусь функционирует три ветроэнергетические установки, две из которых поставлены немецкой стороной, а третья сделана у нас.

Список используемых источников

1.  «Котельные установки курсовое и дипломное проектирование» - Р. И. Эстеркин. Ленинград энергоатомиздат 1989.

2.  «Промышленные парогенерирующие установки» - Р.И. Эстеркин. Ленинград Энергия 1980.

3.  «Справочник по котельным установкам малой производительности» - К. Ф. Раддатис , А. Н. Полтарецкий.

4.  «Теоретические основы теплотехники» - Ф. М. Костерев, В. И. Кушнырев. Москва, Энергия 1978.

5.  «Основы проектирования котельных установок» - Ю. Л. Гусев. Москва 1973.