Проект котельной для теплоснабжения предприятия пищевой промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Расчет тепловой схемы

1.2 Описание конструкции котельного агрегата

1.3 Тепловой и аэродинамический расчеты котельного агрегата

1.4 Расчет и выбор тяго-дутьевых машин

1.5 Расчет рассеивания вредных выбросов и выбор высоты дымовой трубы

1.6 Расчет вспомогательного оборудования

1.7 Расчет топливного хозяйства

1.8 Расчет водоподготовки

1.9 Описание схемы автоматики котельного агрегата

2. Экономическая часть

3. Энерго- и ресурсосбережение

4. Охрана труда

Список используемых источников

Введение

Тепловое хозяйство развивается на основе непрерывно идущего прогресса концентрации тепловых нагрузок в населённых пунктах, промышленных комплексах и промышленно-городских агломерациях. Увеличение тепловых нагрузок сконцентрированных на отопительно-небольших территориях, создаёт предпосылки для развития системы централизованного теплоснабжения.

Теплофикация является высшей формой централизованного теплоснабжения и наиболее рациональным способом использования топливных ресурсов республики. При теплофикации реализуются два принципа рационального энергосбережения: комбинированное (совместное) производство тепловой и электрической энергии на теплоэлектростанциях (ТЭЦ) и централизация теплоснабжения. Осуществление комбинированного энергосбережения позволяет максимально сократить на тепловой электрической станции (ТЭС) бесполезный сброс отработавшей теплоты в окружающую среду путём использования её для теплоснабжения. Развитие комбинированной выработки тепловой и электрической энергии является одним из основных путей улучшения тепловой экономичности электроэнергетического производства.

Второй принцип теплофикации - централизация теплоснабжения, которая может быть осуществлена при подаче теплоты от котельной, промышленной утилизационной установки, крупного теплового насоса и т.п. Централизация теплоснабжения и теплофикация, обеспечивая экономические преимущества, способствует снижению вредных выбросов в окружающую среду и сокращению трудозатрат. ТЭЦ и крупные котельные по производительности труда и удельным расходам условного топлива на отпуск теплоты имеют существенные преимущества по сравнению с мелкими котельными.

В настоящее время теплофикация является мощной подсистемой энергетического комплекса. Теплоэлектроцентрали - это не только крупнейшие производители теплоты, но и структурные важнейшие элементы электроэнергетических систем (ЭЭС). ТЭЦ обеспечивают надежное энергоснабжение городов и одновременно широко привлекаются к регулированию графиков электрических нагрузок. Почти половина крупных котельных обслуживает промышленность, остальные - жилищно-коммунальные хозяйства населённых пунктов. В крупных котельных широко применяются водогрейные котлы единичной мощности 35, 60, 116 и 210 МДж/с и паропроизводительностью 10-160 т/ч, работающие на различных видах топлива.

Главным видом топлива для всех систем теплоснабжения большинства регионов на период до 2030 г. должен являться природный газ. В регионах, где нет природного газа, теплоснабжение источников тепловой энергии намечается обеспечивать углями.

Для теплоснабжения городов, а также промышленных комплексов с круглогодичной технической нагрузкой значительно более широкое распространение должны получить турбины с противодавлением, а для мелких автономных объектов - дизельные электростанции с котлами - утилизаторами.

Для обеспечения устойчивого и надежного функционирования действующих систем централизованного теплоснабжения необходимо расширить объемы работ по реконструкции и техническому перевооружению существующих паротурбинных станций, замене устаревшего изношенного теплосилового оборудования, по оснащению станций эффективными системами очистки дымовых газов от вредных выбросов.

Не менее важно осуществлять в необходимом объеме замену отслуживших свой срок теплопроводов на новые, более долговечные и надежные конструкции. Необходимо отказаться от не оправдавшей себя практики строительства крупных районных котельных с единичной мощностью 200-700 МВт и более, за исключением котельных работающих совместно с ТЭЦ в пиковом режиме. Для условий раздельного производства тепловой и электрической энергии значительно более широкое применение должны получить системы децентрализованного теплоснабжения от местных котельных, главным образом с использованием газовых модулей с единичной тепловой мощностью от 0,1 до 4-5 МВт.

Учитывая возрастающую стоимость органического топлива, важно для дальнейшего развития теплоснабжения решить проблему энергосбережения. Значительную экономию топлива, а также повышения качества и надежности снабжения потребителей теплотой даст повсеместное внедрение интегрированных автоматизированных систем управления теплоснабжением (ИАСУТ).

Новые системы централизованного теплоснабжения следует проектировать с учётом возможности получения максимального экономического и социального эффекта от их автоматизации. Так, структура построения крупных систем должна позволять осуществление нескольких уровней управления тепловыми и гидравлическими режимами. Помещения для местных тепловых пунктов и камеры тепловых сетей должны быть приспособлены для размещения и нормального функционирования технических средств автоматизации.

Важным направлением энергосбережения является использование возобновляемых источников энергии: биомассы, солнца, ветра, геотермальной энергии, теплоты окружающей среды (воздух, вода, грунт), извлекаемой с помощью теплонасосных установок, а также вторичных горючих и тепловых энергетических ресурсов. Только за счет использования горючих и тепловых ВЭР ежегодно экономится свыше 60 млн. т. условного топлива. Вместе с тем громадные потенциальные возможности нетрадиционных источников энергии используются в теплоснабжении совершенно недостаточно.

С целью обеспечения эффективной работы систем теплоснабжения, использующих нетрадиционные источники энергии, целесообразно создание специализированных предприятий, осуществляющих весь комплекс работ по проектированию, монтажу и сервисному обслуживанию такого рода систем.

1. Технологическая часть

1.1 Расчет тепловой схемы

Расчёт тепловой схемы котельной с паровыми котлами выполняем для двух режимов: максимально-зимнего и летнего. Исходные данные для расчёта тепловой схемы сведены в таблицу 1.

Таблица 1 - Данные для расчёта тепловой схемы

Физическая величина	Обозначение	Обоснование	Значение величины при характерных режимах работы котельной
			зимнего	летнего
1	2	3	4	5
Расход пара на технологические нужды (давление 1,4 МПа), т/ч	DЧт	задан	10	6
Расход пара на технологические нужды (давление 0,7 МПа), т/ч	Dт	задан	40	32
Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, МВт	Qов	задан	3,5	-
Расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт	Qгв	задан	1,2	1,2
Возврат конденсата технологическими потребителями, проц.		задан	85
Энтальпия пара давлением 1,4 МПа, кДж/кг	h?ру	таблицы водяных паров	2789
Энтальпия пара давлением 0,7 МПа, кДж/кг	hШру	таблицы водяных паров	2763
Температура питательной воды, град.	tпв	задана	103
Энтальпия питательной воды, кДж/кг	hпв	таблицы водяных паров	431,57
Продувка непрерывная котла, проц.	pпр	принята	3,0
Энтальпия котловой воды, кДж/кг	hкв	таблицы водяных паров	826
Степень сухости пара	х	принята	0,98
Энтальпия пара на выходе из расширителя непрерывной продувки, кДж/кг	hШрасш	таблицы водяных паров	2691
Температура подпиточной воды, град.	tподп	принята	70
Энтальпия подпиточной воды, кДж/кг	h1	таблицы водяных паров	293,3
Температура конденсата, возвращаемого потребителям, град.	tк	задана	80
Энтальпия конденсата, возвращаемого потребителям, кДж/кг	hк	таблицы водяных паров	335,2
Температура воды после охладителя непрерывной продувки, град.	tпр	принята	50
Энтальпия конденсата при давлении 0,7 МПа, кДж/кг	hрук	таблицы водяных паров	694
Температура химически очищенной воды перед охладителем деаэрированной воды, град.	tЧхов	задана	20	20
Температура сырой воды, град.	tсв	принята	5	15

Расчёт тепловой схемы ведём по формулам в соответствии с источником [1].

Определяем расход G, т/ч, воды на подогреватели сетевой воды

, (1)

где Q - расчётная тепловая нагрузка потребителей системы теплоснабжения (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение), МВт;

t1 и t2-воды соответственно перед сетевыми подогревателями и после них, град.

Определяем расход Dп.с.в , т/ч, пара на подогреватель сетевой воды

, (2)

где hШру - энтальпия редуцированного пара перед подогревателями сетевой воды, кДж/кг;

hк - энтальпия конденсата после подогревателя сетевой воды, кДж/кг;

- КПД сетевого подогревателя (для различных подогревателей собственных нужд принимаем равным 0,98).

Определяем расход DШру, т/ч, редуцированного пара внешними потребителями

DШру = Dт + Dп.с.в, (3)

где Dт - расход редуцированного пара внешними потребителями, т/ч.

DШруз = 40 + 7,14= 47,14

DШрул = 32 + 1,82 = 33,82

Определяем суммарный расход Dвн, т/ч, свежего пара внешними потребителями

Dвн = DЧру + DЧт, (4)

где DЧт - расход свежего пара давлением 1,4 МПа, т/ч.

, (5)

где DШру - расход пара перед редукционной установкой, т/ч;

hпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг.



Dвнз = 46,62 + 10 = 56,62

Dвнл = 33,45 + 6= 39,45

Определяем расход DЧсн, т/ч, пара на собственные нужды котельной

DЧсн = 0,01 Ксн Dвн, (6)

где Ксн - расход пара на собственные нужды котельной, в процентах расхода пара внешними потребителями; принимаем равными 5 - 10 %.

DЧснз = 0,01 •5 •56,62 = 2,83

DЧснл = 0,01 •5 • 39,45 = 1,972

Определяем расход Dп, т/ч, пара на покрытие потерь в котельной

Dп = 0,01 Кп (Dвн +DЧсн ), (7)

где Кп - расход пара на покрытие потерь, процентов расхода пара внешними потребителями, принимаем 2 - 3 %.

Dпз = 0,01•2(56,62+2,83) = 1,189

Dпл = 0,01•2(39,45+1,972) = 0,828

Определяем суммарный расход Dсн, т/ч, пара на собственные нужды, мазутное хозяйство и покрытие потерь в котельной

Dсн = DЧсн +Dм +Dп. (8)

Dснз = 2,82+0+1,189=4,009

Dснл = 1,972+0+0,828=2,8

Определяем суммарную паропроизводительность D, т/ч, котельной

D = Dвн +Dсн. (9)

D з = 56,62+4,009=60,629

D л = 39,45+2,8=42,25

Определяем потери Gкпот, т/ч, конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной

Gкпот = (1-)( Dт +DЧт)+0,01 Кк D, (10)

где - доля конденсата возвращаемого внешними потребителями, проц.;

Кк - потери конденсата в цикле котельной установки, процентов суммарной паропроизводительности котельной, принимаем равными 3%.

Gкпот з = (1-0,85)(40+10)+0,01•3•60,629= 9,319

Gкпот л = (1-0,85)(32+6)+0,01•3•42,25 =6,662

Определяем расход Gх.о.в, т/ч, химически очищенной воды

Gх.о.в = Gкпот + 2,29 (11)

Gх.о.в з = 9,319+2,29 = 11,6

Gх.о.в л = 6,662+2,29 = 8,95

Определяем расход Gсв, т/ч, сырой воды

Gсв = Кх.о.в Gх.о.в, (12)

где Кх.о.в - коэффициент, учитывающий расход сырой воды на собственные нужды химводоочистки, принимаем 1,25.

Gсвз = 1,25•11,6 = 14,386

Gсвл = 1,25•8,95 = 11,065

Определяем количество Gпр, т/ч, воды поступающей с непрерывной продувкой в расширитель

Gпр = 0,01 pпр D, (13)

где рпр - процент продувки; принимаем от 2 до 5 %.

Gпрз = 0,01•3•60,629= 1,818

Gпрл = 0,01•3•42,25 = 1,267

Определяем количество Dрасш, т/ч пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки

, (14)

где hкв - энтальпия котловой воды, кДж/кг;

hШрасш - энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, кДж/кг;

hЧрасш - энтальпия воды, получаемой в расширителе непрерывной продувки, кДж/кг;

х - степень сухости пара, выходящего из расширителя непрерывной продувки, принимаем равной 0,98.

Определяем количество Gрасш, т/ч, воды на выходе из расширителя непрерывной продувки

Gрасш = Gпр - Dрасш. (15)

Gрасш з = 1,818-0,3=1,518

Gрасш л = 1,267-0,2=1,067

Определяем температуру tЧсв, град., сырой воды после охладителя непрерывной продувки

, (16)

где h?пр - энтальпия воды после охладителя непрерывной продувки, кДж/кг, принимаем равной 210.

Определяем расход Dсв, т/ч, пара на подогреватель сырой воды

, (17)

где h?х.о.в - энтальпия сырой воды после подогревателя, кДж/кг, определяем для температуры от 20 до 30 0С;

h?св - энтальпия сырой воды после охладителя непрерывной продувки, кДж/кг, определяем по температуре t?cв;

h?ру - энтальпия редуцированного пара, кДж/кг;

hрук - энтальпия конденсата редуцированного пара, кДж/кг, определяем по температуре конденсата 70-85 0С.

Определяем температуру t?х.о.в, град., химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды

, (18)

где t?х.о.в - температура химически очищенной воды на входе в охладитель деаэрированной воды, С?;

tпв - температура питательной воды на входе в охладитель,С ?;

t2 - температура деаэрированной воды после охладителя,С ?;

Определяем расход Dх.о.в, т/ч, пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором

, (19)

где h?х.о.в - энтальпия химически очищенной воды перед подогревателем, кДж/кг, определяем по температуре химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды;

hк - энтальпия химически очищенной воды после подогревателя, кДж/кг, определяем по температуре, равной температуре конденсата, т.е. 70-85 С?.

Определяем суммарное количество Gд, т/ч, пара и воды, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора

Gд = Gх.о.в + (Dт + DЧт) + Dх.о.в + Dсв + Dп.с.в + Dрасш. (20)

Gдз = 8,95+0,85(26+10)+0,96+0,116+6,8+0,37=47,796

Gдл = 7,29+0,85(20+6)+0,54+0,036+2,27+0,25=32,486

Определяем среднюю температуру tЧд, С?., воды в деаэраторе

, (22)

Определяем расход Dд, т/ч, греющего пара на деаэратор

Dд = Gд (hпв - 4,2 tЧд) (22)

(h?ру - hпв)

Определяем расход Dрусн, т/ч, редуцированного пара на собственные нужды котельной

Dрусн = Dд + Dх.о.в + Dсв (23)

Dруснз = 1,54+0,96+0,116=2,616

Dруснл = 1,07+0,54+0,036=1,646

Определяем расход Dсн, т/ч, свежего пара на собственные нужды котельной

 (24)

Рассчитываем действительную паропроизводительность Dк, т/ч, котельной с учётом расхода пара на собственные нужды

Dк = (Dвн + Dсн) 0,01 Кп + Dвн + Dсн (25)

Dкз = (42,43+2,58)0,01•2+42,43+2,58 = 45,91

Dкл = (28,02+1,61)0,01•2+28,02+1,61 = 30,22

Рассчитываем невязку D, %, с предварительно принятой паропроизводительностью котельной

D = Dк -D •100 (26)

Так как невязка в обоих случаях получилась меньше 3 % , то расчет тепловой схемы считаем законченным. В результате расчёта к установке принимаем 3 котла ДЕ 16-14ГМ.

1.2 Описание конструкции котельного агрегата

Паровой котел ДЕ-16-14ГМ предназначен для выработки насыщенного пара, используемого для технологических нужд предприятий, на теплоснабжение систем отопления, вентиляции и систем горячего водоснабжения.

Котел двухбарабанный вертикально-водотрубный выполнен по конструктивной схеме «Д», характерной особенностью которой является боковое расположение конвективной части котла относительно топочной камеры.

Основными составными частями котла являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок и образующие топочную камеру левый топочный экран (газоплотная перегородка), правый топочный экран, трубы экранирования фронтовой стенки топки и задний экран.

Внутренний диаметр верхнего и нижнего барабанов равен 1000мм. Длина цилиндрической части барабана 7500мм. Барабаны изготавливаются из стали 16ГС ГОСТ 5520--79, и имеют толщину стенки 13мм. Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днищах барабанов имеются лазы. Конвективный пучок образован коридорно-расположенными вертикальными трубами диаметром 51х2,5мм, присоединенными к верхнему и нижнему барабанам. Длина конвективного пучка по всей длине цилиндрической части барабана. Ширина конвективного пучка составляет 1000мм. Шаг труб конвективного пучка вдоль барабанов 90мм. Поперечный - 110мм (кроме среднего, расположенного по оси барабанов шага, равного 120мм). Котел ДЕ- 16-14ГМ перегородок в пучке не имеет, а необходимый уровень скорости газов поддерживается изменением ширины пучка. Конвективный пучок от топочной камеры отделен газоплотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Трубы газоплотной перегородки, правого бокового экрана образуют пол и потолок топочной камеры, и трубы экранирования фронтовой стенки вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны.

Средняя высота топочной камеры составляет 2400мм, ширина-1790мм. Глубина топочной камеры 6960мм. Трубы правого топочного экрана диаметр 51х2,5мм устанавливаются с продольным шагом 55мм; на вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда отверстий. Экранирование фронтовой стенки выполняется из труб диаметром 51х2,5мм. Основная часть труб конвективного пучка и правого топочного экрана, а также трубы экранирования фронтовой стенки топки присоединяются к барабанам вальцовкой. Трубы газоплотной перегородки, а также часть труб правого топочного экрана и наружного ряда конвективного пучка привариваются к барабанам электросваркой.

Опускным звеном циркуляционного контура чистого отсека являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка. В нижнем барабане размещается устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды. В качестве первичных сепарационных устройств используются установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств применяются дырчатый лист и жалюзийный сепаратор. Сепарационные устройства выполняются съемными.

На котле ДЕ-16-14ГМ предусмотрена непрерывная продувка из второй ступени испарения (солевой отсек) верхнего барабана и периодическая продувка из чистого и солевого отсеков нижнего барабана и нижнего коллектора заднего экрана. На котле выход дымовых газов осуществляется через окно, расположенное в левой боковой стенке котла в конце (по ходу газов) конвективного пучка.

Котел оборудован стационарным обдувочным аппаратом для очистки наружной поверхности труб конвективного пучка от отложений. Обдувочный аппарат имеет трубу с соплами, которую необходимо вращать при проведении обдувки. Наружная часть обдувочного аппарата крепится к обшивке левой конвективной стенки котла, а конец обдувочной трубы поддерживается при помощи втулки, приваренной к трубе пучка. Вращение обдувочной трубы производится вручную при помощи маховика и цепи. Для обдувки используется пар давлением не менее 0,7МПа. Для удаления отложений из конвективного пучка устанавливаются лючки на левой стенке котла.

У котла на фронте топочной камеры имеется лаз в топку, расположенный ниже горелочного устройства, и три лючка-гляделки: два на правой боковой и один на задней стенках топочной камеры. На котле ДЕ-16-14ГМ имеется три взрывных клапана: один на фронтовой стенке топочной камеры и два на газоходе котла. Обмуровка фронтовой стенки выполняется из огнеупорного шамотного кирпича и изоляционных плит. Нагрузку от элементов котла воспринимает опорная рама. Для установки нижнего барабана в конструкции опорной рамы предусмотрены поперечные балки. Нижний барабан на фронте котла закрепляется неподвижно посредством приварки барабана к подушке поперечной балки опорной рамы и неподвижными опорами. Каркас и обшивка со стороны фронта котла крепятся к нижнему барабану неподвижно. Тепловое расширение барабана предусмотрено в сторону заднего днища. На заднем днище нижнего барабана устанавливается репер для контроля перемещения барабана.

Для сжигания природного газа устанавливаются газомазутные горелки ГМ-10.

Котел ДЕ-16-14ГМ комплектуется двумя пружинными предохранительными клапанами. На котле ДЕ-16-14ГМ оба клапана установлены на верхнем барабане котла. Суммарная пропускная способность устанавливаемых предохранительных устройств должна быть не менее номинальной паропроизводительности котла. Предохранительные клапаны должны защищать котлы и экономайзеры от превышения в них давления более чем на 10% расчетного (разрешенного).

На котле установлено два водоуказательных прибора прямого действия, которые предназначены для контроля уровня воды в верхнем барабане котла. Котлы комплектуются необходимым количеством манометров и арматурой.

1.3 Тепловой и аэродинамический расчеты котельного агрегата

1.3.1 Расчет процесса горения

Расчет процесса горения выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

Из таблицы характеристик топлив выбираем расчетные характеристики природного газа(газопровод Коробки-Кaмышин-Жирное):

=81,5%; =8,0%; =4,0%; =2,3%; =0,5%; =3,20%; =0,5%.

Низшая теплота сгорания сухого газа =41481 кДж/м3;

Плотность газа при нормальных условиях =0,901 кг/м3.

Определяем теоретический объем воздуха V0, м3/ м3, необходимого для полного сгорания природного газа

V0=0,0476[0,5CO+0,5Н2+1,5Н2S+(m+n/4)CmHn-O2] (26)

=0,0476[0,5·0+0,5·0+1,5·0+((1+4/4)·81,5+(2+6/4)·2,0+(3+8/4)·4,0+

+(4+10/4)·2,3+(5+12/4)·0,5)-0]=10,95

Определяем теоретический объем азота V0N2, м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа

V0N2=0,79V0 +N2/100 (27)

V0N2=0,79·10,95+3,2/100=8,68

Определяем объём трехатомных газов VRO2, м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа

VRO2=0,01(СО2+СО+Н2S+m·CmHn) (28)

=0,01(0,5+0+0+((1·81,5)+(2·8,0)+(3·4,0)+(4·2,3)+(5·0,5))=1,22.

Определяем теоретический объём водяных паров V0H2O, м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа

V0H2O=0,01[Н2S+Н2+(n/2)·CmHn+0,124d]+0,0161V0 (29)

Определяем теоретический суммарный объем продуктов сгорания , м3/кг,

, (5)

Vд.г.=1,22+8,68+2,263=12,163.

Расчетное значение коэффициента избытка воздуха на выходе из топки ?т принимаем по таблице 3.2 [2]; ?т =1,05.

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

? = ?+ , (30)

где ? и ? - коэффициент избытка воздуха перед и после газохода;

- присос воздуха в поверхность нагрева.

Определяем средний коэффициент избытка воздуха ср, для каждой поверхности нагрева

ср=(?+?)/2 (31)

Определяем избыточное количество воздуха Vвизб, м3/м3, для каждого газохода

Vвизб = V0 (ср -1) (32)

Определяем действительный объём водяных паров VH2O, м3/м3

VH2O=V0H2O + 0,0161 (ср-1) V0 (33)

Определяем действительный суммарный объём продуктов сгорания Vг, м3/м3

Vг= VRO2 + V0N2 +Vвизб + VH2O (34)

Определяем объёмные доли трёхатомных газов rRO2 и водяных паров rH2O, а также суммарную объёмную долю rп

rRO2= VRO2 / Vг (35)

rH2O= VH2O / Vг (36)

rп = rRO2+ rH2O (37)

Результаты расчёта действительных объёмов продуктов сгорания по газоходам котельного агрегата сводим в таблицу 2.

Таблица 2 - Объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатомных газов

1.3.2 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчёт производим для всего возможного диапазона температур от 100 до 2000 0С.

Определение энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим в последовательности, изложенной в источнике [2].

Определяем энтальпию теоретического объёма воздуха H0в, кДж/м3, для всего выбранного диапазона температур

H0в= V0 ·(с)в, (38)

где (с)в - энтальпия 1м3 воздуха, кДж/м3;

V0 - теоретический объём воздуха, необходимый для горения, м3/м3.

Определяем энтальпию теоретического объёма продуктов сгорания H0г, кДж/м3, для всего выбранного диапазона температур

H0г = VRO2 (с)RO2 + V0N2 (с)N2+ V0H2O(с)H2O, (39)

где (с)RO2, (с)N2, (с)H2O - энтальпии 1м3 трёхатомных газов, теоретического объёма азота, теоретического объёма водяных паров, кДж/м3;

VRO2, V0N2, V0H2O - объёмы трёхатомных газов, теоретические объёмы азота и водяного пара, м3/м3.

Определяем энтальпию избыточного количества воздуха Hвизб, кДж/м3, для всего выбранного диапазона температур

Hвизб=(б-1) H0в, (40)

где б - коэффициент избытка воздуха после каждой поверхности нагрева.

Определяем энтальпию продуктов сгорания H, кДж/м3, при коэффициенте избытка воздуха б >1

H= H0г+ Hвизб (41)

Результаты расчёта энтальпий продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 3.

Таблица 3 - Энтальпии продуктов сгорания Н = ѓ ()

toC	Hoв	Hoд.г.	1,05	1,075	1,1	1,15	1,2	1,25	1,3
100	1456,35	1692,16	1764,978	1801,386	1837,795	1910,613	1983,43	2056,248	2129,065
200	2923,65	3423,26	3569,443	3642,534	3715,625	3861,808	4007,99	4154,173	4300,355
300	4423,8	5190,7	5411,89	5522,485	5633,08	5854,27	6075,46	6296,65	6517,84
400	5945,85	7009,4	7306,693	7455,339	7603,985	7901,278	8198,57	8495,863	8793,155
500	7511,7	8880,58	9256,165	9443,958	9631,75	10007,34	10382,92	10758,51	11134,09
600	9110,4	10781	11236,52	11464,28	11692,04	12147,56	12603,08	13058,6	13514,12
700	10752,9	12742,2	13279,85	13548,67	13817,49	14355,14	14892,78	15430,43	15968,07
800	12417,3	14760,66	15381,53	15691,96	16002,39	16623,26	17244,12	17864,99	18485,85
900	14070,75	16819,94	17523,48	17875,25	18227,02	18930,55	19634,09	20337,63	21041,17
1000	15768	18912,42	19700,82	20095,02	20489,22	21277,62	22066,02	22854,42	23642,82
1100	17520	21020,82	21896,82	22334,82	22772,82	23648,82	24524,82	25400,82	26276,82
1200	19272	23136,08	24099,68	24581,48	25063,28	26026,88	26990,48	27954,08	28917,68
1300	21013,05	25303,72	26354,37	26879,7	27405,03	28455,68	29506,33	30556,98	31607,64
1400	22808,85	27520,86	28661,3	29231,52	29801,75	30942,19	32082,63	33223,07	34363,52
1500	24604,65	29714,62	30944,85	31559,97	32175,09	33405,32	34635,55	35865,78	37096,02
1600	26400,45	31950,64	33270,66	33930,67	34590,69	35910,71	37230,73	38550,75	39870,78
1700	28185,3	34194,66	35603,93	36308,56	37013,19	38422,46	39831,72	41240,99	42650,25
1800	29981,1	36455,58	37954,64	38704,16	39453,69	40952,75	42451,8	43950,86	45449,91
1900	31820,7	38752,44	40343,48	41138,99	41934,51	43525,55	45116,58	46707,62	48298,65
2000	33660,3	41029,66	42712,68	43554,18	44395,69	46078,71	47761,72	49444,74	51127,75
2100	35499,9	43343,2	45118,2	46005,69	46893,19	48668,19	50443,18	52218,18	53993,17
2200	37339,5	45663,82	47530,8	48464,28	49397,77	51264,75	53131,72	54998,7	56865,67

По результатам расчетов выполняем построение графика зависимости энтальпий продуктов сгорания Н, кДж/м3 от температуры , 0С.

1.3.3 Тепловой баланс котла

Расчет теплового баланса котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

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

Определяем располагаемую теплоту Qрр, кДж/м3, для газообразного топлива

, (42)

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

Определяем потерю теплоты с уходящими газами q2, %.

, (43)

где Hух - энтальпия уходящих газов, кДж/м3;

ух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах в сечении газохода после последней поверхности нагрева;

q4 - потеря теплоты от механической неполноты горения, %; для природного газа q4 = 0;

H0х.в - энтальпия теоретического объёма холодного воздуха, определяем при tв = 300С, кДж/м3.

(44)

.

Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3, %, обусловлена появлением в уходящих газах горючих газов СО, Н2, СН4. По таблице 4.4 [2] q3=0,5.

Потеря теплоты от механической неполноты горения топлива q4, %, наблюдается только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Для газа q4 = 0 %.

Потеря теплоты от наружного охлаждения q5,%, обусловлена передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру и для парового котла определяется по формуле

, (45)

где q5ном - потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла, %; принимаем по таблице 4.5 [2]; q5ном =1,46;

Dном - номинальная нагрузка парового котла, т/ч;

D - расчетная нагрузка парового котла, т/ч.

Определяем КПД брутто збр, %, парового котла из уравнения обратного теплового баланса

(46)

Определяем полезную мощность парового котла Qпг, кВт

, (47)

где Dн.п - расход выработанного насыщенного пара, кг/с;

hн.п - энтальпия насыщенного пара, кДж/кг;

hп.в - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

р - непрерывная продувка парового котла, %;

hкип - энтальпия кипящей воды в барабане котла, кДж/кг.

.

Определяем расход топлива Впг, м3/с, подаваемого в топку парового котла из уравнения прямого теплового баланса

(48)

Определяем расчётный расход топлива Вр, м3/с

Вр =Впг= 0,276

Определяем коэффициент сохранения теплоты ц

(49)

1.3.4 Расчет топочной камеры

Расчет топочной камеры котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

Предварительно задаемся температурой продуктов сгорания на выходе из топки "т , 0С.; "т =1150.

Для принятой температуры по таблице 3 определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки Н"т , кДж/ м3; Н"т=23918,05.

Определяем полезное тепловыделение в топке Qт , кДж/м3

, (50)

где Qв - теплота вносимая в топку воздухом, кДж/ м3;

, (51)

где - энтальпия теоретического объёма воздуха, кДж/м3; .

Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов

, (52)

где x - угловой коэффициент, показывающий какая часть лучистого полусферического потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависящий от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене; значение х определяем по рис 5.3 [2]; x=0,97.

- коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева; принимаем по таблице 5.1 [2]; .

Определяем эффективную толщину излучающего слоя S, м

, (53)

где Vт - объем топочной камеры, м3;

Fст - поверхность стен топочной камеры, м2;

Определяем коэффициент ослабления лучей

, (54)

где rп - суммарная объемная доля трехатомных газов, определяем по таблице 1;

- коэффициент ослабления лучей трехатомными газами,

, (55)

где - парциальное давление трехатомных газов, МПа;

, (56)

где - давление в топочной камере котлоагрегата, МПа; для агрегатов работающих без наддува принимается МПа;

rH2O - объемная доля водяных паров, берется из таблицы 2;

Т"т - абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К.

- коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, ;

, (57)

где СР, НР - содержание углерода и водорода в рабочей массе газообразного топлива, %.

(58)

Определяем степень черноты факела

, (59)

где m - коэффициент, характеризующий долю топочного объёма, заполняемого светящейся частью факела, принимаем по таблице 5.2 [2]; m = 0,18;

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.

Определяем значение степени черноты светящейся части факела асв

, (60)

где kг и kc - коэффициенты ослабления лучей трехатомными газами и сжатыми частицами, .

Определяем значение степени черноты несветящихся трехатомных газов, аг

(61)

Определяем степень черноты топки при сжигании газообразного топлива,

(62)

Применяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки. Для газа принимаем М=0,48.

Определяем среднюю суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1 м3 газа при нормальных условиях,

, (63)

где Та - теоретическая (адиабатная) температура горения, К, определяемая по таблице 3 по значению Qт , равному энтальпии продуктов сгорания, На;

Тт"-температура (абсолютная) на выходе из топки, принятая по значению и по Н,и-диаграмме, К;

Hт"- энтальпия продуктов сгорания при температуре на выходе из топки, ;

Qт - полезное тепловыделение в топке, .

Определяем действительную температуру хт", 0 С, на выходе из топки

(64)

Полученная температура отличается от принятой меньше чем на 1000С. Поэтому расчет топки окончен.

1.3.5 Расчет конвективного пучка

При расчете конвективной поверхности нагрева используем уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Расчет выполняем для 1 м3 сжигаемого газа при нормальных условиях.

Расчет конвективного пучка производим по формулам в соответствии с источником [2]. Предварительно принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода х? =3000С и х? =4000С. Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.

Определяем теплоту Qб ,кДж/м3, отданную продуктами сгорания

Qб = ц (H?- H?+ Дбк · H0прс), (65)

где ц - коэффициент сохранения теплоты;

H? - энтальпия продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, кДж/м3, определяется по таблице 3 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры;

H? - энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м3;

Дбк - присос воздуха в поверхность нагрева;

H0прс- энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 300С, кДж/м3.

= 0,985·(23918,05-6075,46+0,1·435,81)=17617.

= 0,984·(23918,05-8198,57+0,1·435,81)=15526.

Определяем расчётную температуру потока х, град., продуктов сгорания в конвективной поверхности

, (66)

где х? - температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, 0С;

х? - температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева 0С.

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

, (67)

где Вр - расчетный расход топлива, м3/с;

F - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2;

Vг - объем продуктов сгорания на 1 м3 газообразного топлива, м3/м3;

х - средняя расчетная температура продуктов сгорания, 0С.

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией бк, Вт/(м2·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева; при поперечном омывании коридорных пучков

тепловой котельный выброс дымовой

бк = бн сzсsсф, (68)

где бн - коэффициент теплоотдачи, определяемый по номограмме рис.6.1 [2] при поперечном омывании коридорных пучков, Вт/(м2·К); бн300= ; бн400= ;

сz - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по номограмме рис.6.1 [2] при поперечном омывании коридорных пучков; сz= 1;

сs - поправка на компоновку пучка; определяется по номограмме рис.6.1 [2] при поперечном омывании коридорных пучков; сs= 1;

сф - коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по номограмме рис.6.1 [2] при поперечном омывании коридорных пучков: сф300= ; сф400= .

б300к= 104·1·1·1,13=117,5

б 400к= 108·1·1·1,1=118,8

Определяем степень черноты газового потока а по номограмме рис.5.6 [2].

Определяем степень черноты газового потока а

, (

где e - основание натуральных логарифмов;

Для определения степени черноты по номограмме вычисляем суммарную оптическую толщину kps

kрs = kг·rп·p·s, (69)

где р - давление в газоходе, МПа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1;

s ? толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м;

(70)

kг - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, .

,(48)

.

.

=38,49·0,256·0,1·0,177 = 0,174.

=36,6·0,256·0,1·0,177 = 0,165.

.

.

Определяем коэффициент теплоотдачи бл, Вт/(м2·К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

бл =бн·а·сг, (72)

где бн - коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·К), определяем по номограмме на рис.6.4 [2];

а - степень черноты; а 300 = 0, ; а 400 = 0 .

сг - коэффициент, определяемый по рис.6.4 [2].

б300н = ; б400н = ; сг300 = ; сг400 = .

бл300 = 36·0,155·0,93 = 5,189

бл400 = 45·0,150·0,94 = 6,34

Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи б1, Вт/(м2·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

б1 = о (бк+ бл), (72)

где о - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1.

б1300 =1(117,5+18,9)=122,68

б1400 =1(118,8+6,34)=125,14

Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2·К)

К = б1·ш, (73)

где ш - коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл.6.2 [2] в зависимости от вида сжигаемого топлива; принимаем равным 0,85.

К300 = 0,85·122,68=104,27

К400 = 0,85·125,14=106,36

Определяем количество теплоты Qт, кДж/м3, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м3 сжигаемого газа

, (74)

где Дt - температурный напор, 0С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева.

(75)

.

.

.

По принятым двум значениям температуры х? и х? полученным двум значениям Qб и Qт получили температуру продуктов сгорания после поверхности нагрева 325.

1.3.7 Расчет водяного экономайзера

Расчёт водяного экономайзера производим по формулам в соответствии с источником [2] .

По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты Qб, кДж/м3, которое должны отдать продукты сгорания при приятой температуре уходящих газов

Qб = ц (H? - H?+ Дб эк · H0прс), (77)

где H? - энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/м3;

H? - энтальпия уходящих газов, кДж/м3;

Дбэк - присос воздуха в экономайзер;

H0прс - энтальпия теоретического количества воздуха, кДж/м3;

ц - коэффициент сохранения теплоты.

Qб =0,984 (7086,66-3214,532+0,1·435,81) =3853,05

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

, (78)

где h?эк - энтальпия воды на входе в экономайзер, кДж/кг;

D - паропроизводительность котла, кг/с;

Dпр - расход продувочной воды, кг/с.

По энтальпии воды после экономайзера определяем температуру воды после экономайзера t?эк, 0С.

, (79)

где С ? теплоемкость воды, кДж/(кг·К).

По энтальпии воды после экономайзера и давлению её из таблицы для воды и водяного пара определяем температуру воды после экономайзера, 0С.

Определяем температурный напор в экономайзере Дt, 0С.

t, 0С

Нэк, м2

Рисунок 3 - Температурный напор в экономайзере

, (80)

где Дtб и Дtм - большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости, 0С.



Выбираем к установке чугунный экономайзер ВТИ с длиной труб 3000 мм; площадью поверхности нагрева с газовой стороны одной трубы 4,49м2; число труб в ряду; площадью живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы Fтр=0,184 м2.

Определяем действительную скорость щг, м/с, продуктов сгорания в экономайзере

, (81)

где хэк - среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, 0С.

(82)

Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2·К)

К = Кн·cх, (83)

где Кн и сх ? определяем с помощью номограммы рис. 6.9 [2].

К =19,4·1,02 = 19,79

Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера Нэк, м2

(84)

Определяем общее число труб n, экономайзера

, (85)

где Нтр - площадь поверхности нагрева одной трубы, м2.

Определяем число рядов труб m в экономайзере

, (86)

где z1 - принятое число труб в ряду.

1.3.8 Аэродинамический расчет котла

Аэродинамический расчет котельной установки ведём по формулам в соответствии с источником [3].

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.

Сопротивление в топке Дhт, Па, принимаем Дhт=30.

Определяем сопротивление конвективного пучка Дh, Па.

Определяем среднюю температуру газов в газоходе, 0С.

(87)

Определяем среднюю скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

(88)

Определяем плотность дымовых газов в конвективном пучке,кг/м3

(89)

Определяем сопротивление конвективного пучка, Па

, (90)

ок - коэффициент сопротивления конвективного пучка.

ок= о0· z2, (91)

где о0 - коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного продольного и поперечного шагов труб.

о0=Су·СRе· огр, (92)

где Су, СRе, огр - значения, определяемые по номограмме, рис VII-6 [3]; Су = 0,74; СRе = 0,72; огр = 0,425.

о0=0,75·0,72·0,425=0,229

ок=0,229·61=13,9

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90? после конвективного пучка Дhпов, Па

, (72)

где ом ? коэффициент сопротивления двух поворотов под углом 90?

ом=12=2.

Определяем скорость газов на повороте перед газоходом , м/с:

где площадь сечения для прохода продуктов сгорания, м2, определяем по чертежу;

(73)

где высота между барабанами, м, м;

ширина прохода для продуктов сгорания, м, м.

действительный объем дымовых газов перед газоходом , м3/кг, определяем по таблице 1,Vг=13,58 м3/кг;

расчетный расход топлива, кг/с, определяем из расчета теплового баланса котельного агрегата, Bр=0,276 кг/с;

температура дымовых газов на выходе из топочной камеры,1140 0С.

.

Определяем плотность дымовых газов, кг/м3, на повороте перед газоходом:

, (74)

.

.

Определяем сопротивление поворота после газохода ,Па

, (75)

где ом ? коэффициент сопротивления поворота под углом 180?, ом=2.

Определяем скорость газохода wг,м/с

(76)

где площадь сечения для прохода продуктов сгорания, м2, определяем по чертежу; м2;

действительный объем дымовых газов перед газоходом , м3/кг, определяем по таблице 1,Vг=13,58 м3/кг;

расчетный расход топлива, кг/с, определяем из расчета теплового баланса котельного агрегата, Bр=0,276 кг/с;

.

Определяем скорость между газоходом и экономайзером

,

.

Определяем плотность дымовых газов, кг/м3,на повороте после газохода

, (78)

.

.

Определяем сопротивление газохода , Па

,

.

Определяем сопротивление экономайзера Дhэк, Па

, (80)

где m ? число рядов труб по ходу газов;

г ? плотность дымовых газов в экономайзере, кг/м3