13039

Расчет котельной установки

Курсовая

Производство и промышленные технологии

Курсовой проект Расчет котельной установки Введение Котлы типа ДКВР используются в различных отраслях промышленности сельском и коммунальном хозяйстве. Котлы ДКВР отличаются достаточно высокой экономичностью небольшой массой простотой конструкции малыми

Русский

2013-05-08

7.02 MB

182 чел.

Курсовой проект

«Расчет котельной установки»

Введение

Котлы типа ДКВР используются в различных отраслях промышленности, сельском и коммунальном хозяйстве. Котлы ДКВР отличаются достаточно высокой экономичностью, небольшой массой, простотой конструкции, малыми габаритами и транспортабельностью.

Топка котла предназначена для сжигания газообразного топлива. При горении топлива образуются продукты сгорания, которые движутся из топочного объема в конвективные газоходы, отдавая теплоту кипятильному пучку труб. Наличие в котлах развитого кипятильного пучка обеспечивает глубокое охлаждение продуктов сгорания, в результате чего достигается их высокая экономичность. Экранированная топочная камера обеспечивает интенсивный теплообмен между продуктами сгорания и экранными поверхностями нагрева, а небольшие тепловые напряжения экранов – надежную и длительную работу обмуровки котла. Плотное расположение кипятильных труб малого диаметра в пучке – характерная особенность этих котлов. Движение газов в котлах – горизонтальное с несколькими поворотами.


Описание котельного агрегата

Паровой отопительный котел типа ДКВР

Вертикально-водотрубные отопительные котлы типа ДКВР предназначены для выработки насыщенного и перегретого пара с температурой 250, 370 и 440 °С, имеют несколько типоразмеров в зависимости от рабочего давления пара 1,4; 2,4; 3,9 МПа и номинальной паропроизводительности 2,5; 4; 6,5; 10; 20; 35 т/ч.

Отопительные котлы типа ДКВР являются унифицированными. Они представляют собой двухбарабанные вертикально-водотрубные отопительные котлы с естественной циркуляцией. По длине верхнего барабана отопительные котлы ДКВР имеют две модификации — с длинным барабаном и укороченным. У котлов паропроизводительностью 2,5; 4; 6,5 и 10 т/ч (раннего выпуска) верхний барабан значительно длиннее нижнего. У котлов паропроизводительностью 10 т/ч последней модификации, а также 20 и 35 т/ч верхний барабан значительно укорочен. Комплекция котлов типа ДКВР теми или иными топочными устройствами зависит от вида топлива. Котлы ДКВР-2,5-13, ДКВР-4-13 и ДКВР-6,5-13 имеют одинаковое конструктивное оформление.

Паровой котел ДКВР-6,5-13

1-топочная камера; 2-верхний барабан; 3-манометр; 4-предохранительный клапан; 5-питательные трубопроводы; 6-сепарационное устройство;7-легкоплавкая пробка; 8-камера догорания; 9-перегородка; 10-кипятильный пучок труб; 11-трубопровод непрерывной продувки; 12-обдувочное устройство;13-нижний барабан; 14-трубопровод периодической продувки; 15-кирпичная стенка; 16-коллектор.

Устройство отопительного котла ДКВР-6,5-13. Два барабана отопительного котла — верхний 2 и нижний 13 — изготовлены из стали 16ГС и имеют одинаковый внутренний диаметр 1 000 мм. Нижний барабан котла укорочен на размер топки. Отопительный котел имеет экранированную топочную камеру 1 и развитый кипятильный пучок труб 10. Топочные экраны и трубы кипятильного пучка выполнены из труб Ø51 х 2,5 мм. Топочная камера отопительного котла разделена кирпичной стенкой 75 на собственно топку и камеру догорания 8, устраняющую опасность затягивания пламени в пучок кипятильных труб, а также снижающую потери от химической неполноты сгорания.

Ход движения продуктов горения топлива в отопительных котлах разных типов схематично показан на рис. 2. Дымовые газы из топки выходят через окно, расположенное в правом углу стены топки, и поступают в камеру догорания 8 (см. рис. 1). С помощью двух перегородок 9, шамотной (первая по ходу газов) и чугунной, внутри отопительного котла образуются два газохода, по которым движутся дымовые газы, поперечно омывающие все трубы конвективного пучка. После этого они выходят из котла через специальное окно, расположенное с левой стороны в задней стене котла.

Верхний барабан отопительного котла в передней части соединен с двумя коллекторами 16 трубами, образующими два боковых топочных экрана. Одним концом экранные трубы ввальцованы в верхний барабан, а другим приварены к коллекторам Ø108x4 мм. В задней части верхний барабан котла соединен с нижним барабаном пучком кипятильных труб, которые образуют развитую конвективную поверхность нагрева. Расположение труб коридорное с одинаковым шагом 110 мм в продольном и поперечном направлениях. Коллекторы соединены с нижним барабаном с помощью перепускных труб.

Питательная вода подается в паровой отопительный котел ДКВР по двум перфорированным (с боковыми отверстиями) питательным трубопроводам 5 под уровень воды в верхний барабан. По опускным трубам вода из барабана отопительного котла поступает в коллекторы 16, а по боковым экранным трубам пароводяная смесь поднимается в верхний барабан, образуя таким образом два контура естественной циркуляции.

Третий контур циркуляции образуют верхний и нижний барабаны котла и кипятильный пучок. Опускными трубами этого контура являются трубы наименее обогреваемых последних рядов (по ходу газов) кипятильного пучка.

Вода по опускным трубам отопительного котла поступает из верхнего барабана в нижний, а пароводяная смесь по остальным трубам котельного пучка, имеющим повышенную тепловую нагрузку, поднимается в верхний барабан. В верхнем барабане котла происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду. Для снижения солесодержания и влажности пара в верхнем барабане установлено сепарационное устройство 6 из жалюзи и дырчатого листа, улавливающее капли уносимой с паром котловой воды. При необходимости производства перегретого пара пароперегреватель устанавливают после второго или третьего ряда труб кипятильного пучка, заменяя часть его труб. Для отопительных котлов с давлением 1,4 МПа и перегревом 225... 250 °С пароперегреватель выполняют из одной вертикальной петли, а для котлов давлением 2,4 МПа — из нескольких петель труб Ø32 х 3 мм.

В нижней части верхнего барабана отопительного котла имеются патрубок, через который осуществляется непрерывная продувка котла (см. рис. 1, поз. 11) с целью снижения солесодержания котловой воды и поддержания его на заданном уровне, а также две контрольные легкоплавкие пробки 7, сигнализирующие об упуске воды.

Нижний барабан отопительного котла является шламоотстойником; из него по специальному перфорированному трубопроводу 14 проводится периодическая продувка котла. Кроме того, в нижнем барабане имеются линия для слива воды и устройство для подогрева паром в период растопки котла.

На верхнем барабане отопительного котла установлены два водоуказательных стекла, манометр 3, предохранительные клапаны 4, имеется патрубок для отбора пара на собственные нужды, парозапорный вентиль. Для защиты обмуровки и газоходов от разрушения и предотвращения возможных взрывов отопительного котла в верхних частях топки и кипятильного пучка расположены взрывные предохранительные клапаны. Для очистки наружных поверхностей труб от загрязнений котел оборудуют обдувочным устройством 12 — вращающейся трубой с соплами. Обдувка выполняется паром.

Рассматриваемый отопительный котел не имеет несущего каркаса, трубно-барабанная система его размещается на опорной раме, с помощью которой паровой отопительный котел ДКВР крепится к фундаменту.

Паровые отопительные котлы производительностью 10; 20; 30 т/ч имеют рабочее давление 1,4; 2,4 и 3,9 МПа и выполняются как с пароперегревателем, так и без него.

Обмуровка отопительных котлов типа ДКВР выполняется из шамотного и обыкновенного кирпича или облегченной из термоизоляционных плит.

Все отопительные котлы типа ДКВР и особенно с повышенным рабочим давлением работают на химически очищенной и деаэрированной воде. При сжигании газа и мазута КПД этих котлов 90 %.


Описание тепловой схемы производственно-отопительной котельной.

Закрытая двухтрубная система теплоснабжения.

В закрытых системах теплоснабжения для горячего водоснабжения используется водопроводная вода, нагретая в подогревателях водой, отобранной из тепловой сети. Отсутствие водоразбора из сети значительно уменьшает расход подпиточной воды, проходящей водоподготовку и идущей для компенсацией потерь теплоносителя в тепловой сети. Поэтому подготовку подпиточной воды осуществляют в системе ХВО питательной воды котельных агрегатов, несмотря на то, что стоимость питательной воды выше,  поскольку она проходит две ступени умягчения, в то время как для подпиточной воды теплосети достаточно одной ступени. Расход подпиточной воды Gподп для закрытых  систем теплоснабжения принимается в размере 1,5-2 % от расхода сетевой воды.

На рис. 3 представлена принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной для закрытой двухтрубной системы теплоснабжения с независимой (параллельной) схемой подключения к тепловой сети потребителей горячего водоснабжения ГВС, отопления и вентиляции. Сырая вода поступает из водопровода. Насосом НИ создается напор исходной воды Тuв принимается 15°С летом и 5°С зимой, а расход Guв должен обеспечивать питание котельных агрегатов КА, подпитку тепловой сети, компенсации расхода пара на собственные нужды и потерь теплоносителя в тепловой схеме, тепловых сетях и у потребителя. Вода нагревается в охладителе непрерывной продувки Т1 и в паровом водоподогревателе Т2 до температуры 25-35°С.

Часть воды используется на собственные нужды химводоподготовки при удалении из воды солей жесткости и составляет 15-20 % расхода Gхов, или Guв=1,2Gхов.

В процессе химводоочистки ХВО температура воды снижается на 2-3°С. Далее умягченная вода нагревается в паровом водоподогревателе Т3 и водяном подогревателе Т4 до температуры 60-90°С и направляется в колонку деаэратора, в верхнюю часть которой также поступает конденсат от всех паровых подогревателей и конденсат с производства. В нижнюю часть колонки деаэратора или в водяной объем питательного бака ДА подается греющий пар с давлением 0,12 МПа для подогрева умягченной воды до температуры насыщения 104°С. Чем ниже температура воды и конденсата, поступающих в деаэратор, тем больше расход пара на деаэрацию Dd. Выделившийся из воды коррозионно-агрессивные газы вместе с паром удаляются в атмосферу или поступают в охладитель выпара (на схеме не показан) для нагрева умягченной воды, поступающей в деаэратор; при этом газы из охладителя выпара уходят в атмосферу, а конденсат – в дренаж или на верхнюю тарелку деаэратора. Удельный расход выпара d для атмосферного деаэратора составляет 0,002 кг пара/ кг воды.

Питательный бак деаэратора ДА должен иметь тепловую изоляцию, а геодезическая высота установки ДА должна обеспечивать подпор воды на всасывающим патрубке питательного ПН и подпиточного насоса ППН. Высота установки питательного бака зависит от температуры деаэрированной воды. При температуре 104,3°С эта высота составляет 7-8 м. При охлаждении деаэрированной питательной воды перед подачей в питательный насос высота установки может быть снижена до 4-5 м.

Из бака деаэратора питательная вода с температурой 102-104°С поступая в теплообменник Т4, где охлаждается до 70-90°С при сжигании природного газа и до 90-100°С – при сжигании мазута. Это условие необходимо для предотвращения низкотемпературной коррозии внешних поверхностей нагрева водяного экономайзера.

Одна (большая) часть питательной воды питательным насосом ПН нагнетателя в водяной экономайзер Э, где нагревается за счет теплоты уходящих топочных газов. Другая (меньшая) часть воды Gпод подпиточным насосом ППН нагнетается в обратный трубопровод теплосети перед сетевым насосом СН, для компенсации потерь теплоносителя в тепловых сетях. Расход подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения принимается равным 1,5-2 % от расхода сетевой воды, т.е. G = 0,2Gсет. В водяном экономайзере некипящего типа питательная вода не догревается до температуры насыщения на 20-40°С и по питательной линии поступает в водяной объем верхнего барабана парового котельного агрегата КА, где вырабатывается сухой насыщенный пар.

Из КА по паропроводу пар поступает в редукционно-охладительную установку РОУ, где путем дросселирования (редуцирования) давления пара снижается. В результате дросселирования получается перегретый пар, и поэтому в РОУ (минуя экономайзер и паровой котел) подается необходимое количество питательной воды Gроу с температурой 70-100°с для охлаждения перегретого пара и получения сухого насыщенного пара. Далее сухой насыщенный пар поступает в парораспределительный коллектор ПК (гребенку), откуда расходуется:

  1.  На технологическое производство ТП в количестве Dтех; конденсат возвращается в конденсатный бак (на схеме не показан) или непосредственно в колонку деаэратора, и его количество Gтех зависит от процента возврата , т.е. Gтех=0,01Gтех; потери технологического конденсата на производство часто подается пар непосредственно из котла, минуя РОУ;
  2.  На подогреватели сетевой воды Т5, Т6 Dcп где передает теплоту воде теплосети, а конденсат после теплообменников возвращается в колонку деаэратора, так как он не загрязнен и находится под большим давлением, чем давление в деаэраторе;
  3.  На собственные нужды котельной в количестве Dсн предварительно принимаются в размере 2-3 % от потребления пара, т.е. Dсн =0,1 (Dтех +Dсп);
  4.  На компенсацию потерь пара Dпот в тепловой схеме, потерь теплоты подогревателями в окружающую среду и другие неучтенные расходы пара; принимаются в размере 2-3 % от потребления пара, т.е. Dпот=0,03(Dтех +Dсп);


Тепловой расчет котла.

Исходные данные

Таблица К1

Номер варианта

Технологическая нагрузка, МВт

Доля возврата конденсата с производства, %

Расчетная нагрузка отопление / ГВС, МВт

Температура конденсата с производства, °С

Номер зачетки

15+n*5

55

10,4/5,2

40

Расчетные характеристики газообразного топлива.

Таблица К2

№ пп

Наименование газов по газопроводам и месторождениям

Состав в процентах по объему

Qcн,   ккал/м3

Рг.тл.,  кг/м3 плотность при н.у.

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

N2

CО2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

14

Шебелинка-Брянск-Москва

94.1

3.1

0.6

0.2

0.8

1.2

-

-

-

-

-

-

9045

0.776

Расчет процесса горения топлива. Определение характеристик продуктов сгорания.

Для сухого газообразного топлива низшая теплота сгорания в кДж/м3 может быть найдена по формуле

Qнс = 107.98Н2 + 126.36СО + 234Н2S + 358.2СН4 + 590.66С2Н4 + 637.46С2Н6 +

+860.05С3Н6 + 913.2С3Н8 +1187.36С4Н10 + 1461.89С5Н12,

где – Н2, СО, H2S, СН4 ...- состав газообразного топлива, %.

Далее определяются характеристики продуктов сгорания.

Объемы воздуха и продуктов сгорания для газообразного топлива, м33, рассчитываются по следующим формулам:

• теоретическое количество воздуха для полного сгорания 1 м3 газа

V0 = 0.0476∙[0.5CO + 0.5H2 + 1.5H2 S +∑(т+п/4) CтHп-O2]

V0=0.0476∙[(1+4/4)∙CH4+(2+6/4)∙C2H6+(3+8/4)∙C3H8+(4+10/4)∙C4H10+(5+12/4)∙C2H12]= =0.0476∙[2∙94.1+3.5∙3.1+5∙0.6+6.5∙0.2+8∙0.8]=9.984  м3/м3

• теоретический объем трехатомных газов в продуктах сгорания

• теоретический объем азота в продуктах сгорания

• теоретический объем водяных паров в продуктах сгорания

Присосы воздуха в газоходах теплогенератора

  1. в топке    αт = 0.05
  2. в I газоходе    α1 = 0.05
  3. во II газоходе   α2 = 0.1
  4. в водяном экономайзере  ∆αв.э. = 0.1

Коэффициенты избытка воздуха за газоходами теплогенератора

  1. в топке и за топкой  αт = 1.05
  2. за I газоходом   α1 = αт + ∆α1 = 1.05+0.05=1.1
  3. за II газоходом   α2 = α1 + ∆α2 = 1.1+0.1=1.2
  4. в уходящих газах из теплогенератора (за водяным экономайзером) :

αух = αв.э = ∆α2 +  ∆αв.э = 1.2+0.1=1.3

Характеристика продуктов сгорания

Таблица К3.

Характеристика

Топка

І газоход

ІІ газоход

Водяной экономайзер

1

3

4

5

6

Коэффициент избытка воздуха за газоходом α

1.05

1.1

1.2

1.3

Средний коэффициент избытка воздуха αср

1.05

1.075

1.15

1.25

Действительный объем водяных паров

2.226

2.230

2.242

2.258

Действительный объем продуктов сгорания

11.694

11.948

12.709

13.723

Объемная доля трехатомных газов

0.091

0.089

0.084

0.078

Объемная доля водяных паров

0.190

0.187

0.176

0.165

Суммарная объемная доля трехатомных газов

0.281

0.276

0.260

0.243


Энтальпия продуктов сгорания

Таблица К4

топка

I газоход

II газоход

водяной экономайзер

Iг

Iг

Iг

Iг

1

2

3

4

5

6

7

27

356.1

100

1540.82

1318.91

1870.55

200

3110.94

2658.75

3310.34

3775.63

300

4718.75

4019.52

5020.21

5321.68

5723.63

400

6376.80

5405.42

6782.20

7187.61

500

8072.54

6828.99

8584.71

9096.89

600

9801.77

8286.07

10423.23

11044.68

700

11581.24

9780.83

12314.80

13048.36

800

13415.15

11288.15

14261.76

900

15290.92

12791.29

15930.48

16250.27

1000

17191.82

14340.48

17908.84

18267.35

1100

19105.28

15927.35

19901.65

20299.83

1200

21027.11

17514.22

21902.82

1300

23003.38

19105.28

23958.64

1400

25013.14

20734.02

26049.84

1500

27010.34

22362.77

28128.48

1600

29041.03

23995.70

30240.82

1700

31088.48

25624.44

32369.70

1800

33140.11

27257.37

34502.98

1900

35229.42

28927.98

36675.82

2000

37306.17

30598.60

38836.10

2100

39408.04

32273.40

41021.71

2200

41518.29

33944.01

43215.49

2300

43632.73

35656.49

45415.55

2400

45751.35

37331.29

47617.91

2500

47882.53

39043.78

49834.72


Тепловой баланс теплогенератора

Таблица К6

Расчетная величина

Обозна-чение

Размер-ность

Расчет

Формула или обоснование

1

2

3

4

5

Располагаемое тепло топлива

кДж/м3

37637.65

(из расчета)

Температура уходящих газов

°С

130

Таблица К7

Энтальпия уходящих газов

Iух

кДж/м3

2442,07

Таблица К4

Температура холодного воздуха

tх.в.

°С

27

Задана

Энтальпия холодного воздуха

I0х.в.

кДж/м3

356.1

Таблица К4

Потери теплоты от химического недожога

q3

%

0.5

Таблица К8

Потери теплоты от механического недожога

q4

%

0

-

Потери теплоты с уходящими газами

q2

%

5.25

Потери теплоты в окружающую среду

q5

%

2.35

Рис. 2.5

Потери теплоты с физическим теплом шлаков

q6

%

0

-

Коэффициент полезного действия теплогенератора

ηтг

%

91.9

100 – (q2 +q3 +q4+q5+q6)

Давление пара за котельным агрегатом

pн.п

МПа

1.4

Задано

Энтальпия насыщеного пара

iн.п

кДж/кг

2788.3

Табл. свойств вод. Пара

Температура насыщенного пара

tн.п

°С

195

Табл. свойств вод. Пара

Температура питательной воды

tп.в

°С

99

Задана

Энтальпия питательной воды

iп.в

кДж/кг

114.85

Табл. свойств вод. Пара

Паропроизводительность котла

Dк.ед

кг/ч

6200

Задана

Величина непрерывной продувки

р

%

6

Задана

Энтальпия котловой воды

iкв

кДж/кг

829.9

Табл. свойств вод. Пара

1

2

3

4

5

Теплота, полезно используемая в теплогенераторе

Qтг

кДж/ч

14869788.6

Полный расход топлива

B

м3

430

Расчетный расход топлива

Вр

м3

430

Коэффициент сохранения тепла

-

0.975

Расчет теплообмена в топке

Таблица К9

Расчетная величина

Обозна-чение

Размер-ность

Расчет

Формула или обоснование

1

2

3

4

5

Коэффициент избытка воздуха в топке

αт

-

1.05

Принят

Температура холодного воздуха

tх.в

°С

27

Задана

Энтальпия холодного воздуха

Iх.в

кДж/м3

356.1

Таблица К4

Теплота, вносимая воздухом в топку

Qв

кДж/м3

373.9

αтI0х.в

Полезное тепловыделение в топке

Qт

кДж/м3

35847.38

Теоретическая температура горения

ϑА

°С

1862

Таблица К4

Коэффициент М

M

-

0.53

Таблица К10

Температура газов на выходе из топки

ϑ"т

°С

1000

Принимается предварительно

Энтальпия газов на выходе из топки

I"т

кДж/м3

17908,84

Таблица К4 (по ϑ"т)

Объем топочной камеры

Vт

м3

20.8

Таблица К10

Лучевоспринимающая поверхность

Нл

м2

27.9

Таблица К10

Суммарная поверхность топочной камеры

Fст

м2

45.4

6∙Vт0.667

Эффективная толщина излучающего слоя

S

м

1.65

3.6∙Vт/Fст

Произведение,

рnS

м∙Па∙105

0.4636

р∙rпS,

р=105 Па давление в топке

rп-из табл. К3

Объемная доля водяных паров в продуктах сгорания

-

0.190

Таблица К3

1

2

3

4

5

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами

Kг

0.79

Рис. 2.25

Коэффициент ослабления лучей для несветящейся части пламени

Kнесв

0.222

Kгrп

Коэффициент ослабления лучей для светящейся части пламени

Kсв

0.132

Коэффициент ослабления лучей топочной средой

K

0.354

Kнесв + Kсв

Суммарная оптическая толщина среды для несветящейся части пламени

(КpS)несв

-

0.366

KнесвpS= KгrпpS

Степень черноты несветящейся части пламени

aг=aнесв

-

0.307

Суммарная оптическая толщина для светящейся части пламени

(КpS)св

-

0.584

гrn+Ксв)∙р∙S

Степень черноты светящейся части пламени

aсв

-

1 – е-*

Коэффициент усреднения

т

-

0.1

0.1 для газового топлива

Эффективная степень черноты факела

aф

-

0.321

тасв+(1-т)аг,

где агнесв

Коэффициент загрязнения экранов

ζ

-

0.65

0.65 для газа

Средний коэффициент тепловой эффективности экранов

Ψср

-

0.4

Теплонапряжение стен топочной камеры

339523.64

Действительная температура газов на выходе из топки

ϑ"т

°С

950

Рис. 2.28

Энтальпия дымовых газов на выходе из топки

I"т

кДж/м3

16029.39

Таблица К4

Теплонапряжение топочного объема

qv

778086

Количество теплоты, воспринятое излучением в топке

кДж/м3

19322.54


Расчет теплообмена в I газоходе

Таблица К11

Расчетная величина

Обозна-чение

Размер-ность

Расчет

Формула или обоснование

1

2

3

4

5

Поверхность нагрева

HI

м2

84

Таблица К10

Число рядов труб вдоль оси котла

шт.

15

Таблица К10

Число рядов труб по ширине котла

шт.

22

Таблица К10

Наружный диаметр труб

dн

мм

56

Таблица К10

Продольный шаг

мм

100

Таблица К10

Поперечный шаг

мм

110

Таблица К10

Площадь сечения для прохода газов

FI

м2

1.24

Таблица К10

Эффективная толщина излучающего слоя газов в I газоходе

SI

м

0.175

Температура газов перед газоходом

°С

950

Из расчета топки

Энтальпия газов перед газоходом

кДж/м3

17258.81

Таблица К4

Температура газов за газоходом

°С

300

700

Принимается с последующим уточнением

Энтальпия газов за I газоходом

кДж/м3

5020.21

12314.80

Таблица К4

Тепло, вносимое воздухом

кДж/м3

17.80

ΔαI∙I0х.в

Тепловосприятие газохода по уравнению теплового баланса

кДж/ч

5138495.70

2080238.80

Температура насыщения при давлении в барабане котла

tн

°С

195

Таблица свойств водяного пара

Средний логарифмический температурный напор

tср

°С

330

622

Средняя температура газов

°С

625

825

Объем продуктов сгорания

Vг

м3/ м3

11.948

Таблица К3


1

2

3

4

5

Средняя скорость газов

Wср

м/с

3.8

4.6

Объемная доля водяных паров

-

0.187

Таблица К3

Коэффициент теплоотдачи конвекцией

αк

36.7

42.0

Рис. 2.30

Суммарная доля трехатомных газов

rп

-

0.276

Таблица К3

Суммарная поглощательная способность трехатомных газов

Pn∙SI

мкгс/см2

0.0483

p∙rn∙SI

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами

Kг

см2/мкгс

3.2

2.8

Рис. 2.25

Суммарная оптическая толщина среды

KpS

-

0.155

0.135

KгРп∙SI

Степень черноты продуктов сгорания

a

-

0.144

0.127

Превышение температуры стенки трубы над средней температуройрой среды внутри трубы

t

°С

60

Принято 60°

Температура стенки трубы

tст

°С

255

tн +∆t

Коэффициент теплоотдачи излучением

αл

1

Рис. 2.33,

αл= αнaCг

Коэффициент использования поверхности нагрева

ξ

-

0.95

0.95

Коэффициент теплоотдачи газов к стенке

α1

35.8

40.8

ξ(αкл)

Коэффициент тепловой эффективности

Ψ

-

0.9

0.9

Коэффициент теплопередачи

K

32.2

36.7

Ψ∙ α1

Тепловосприятие газохода по уравнению теплообмена

кДж/ч

3213302.40

6903005.80

K∙ H1∙∆tср∙3,6

Действительная температура на выходе из газохода

°С

415

Находится графическим путем

Энтальпия газов за газоходом

кДж/м3

7052.57

Таблица К4

Тепловосприятие газохода по уравнению теплового баланса

кДж/ч

4286430.86

кДж/м3

9968.44


Расчет теплообмена во II газоходе

Таблица К12

Расчетная величина

Обозна-чение

Размер-ность

Расчет

Формула или обоснование

1

2

3

4

5

Поверхность нагрева

HII

м2

54

Таблица К10

Число рядов труб вдоль оси котла

шт.

10

Таблица К10

Число рядов труб по ширине котла

шт.

22

Таблица К10

Наружный диаметр труб

dн

мм

56

Таблица К10

Продольный шаг

мм

100

Таблица К10

Поперечный шаг

мм

110

Таблица К10

Площадь сечения для прохода газов

FII

м2

0.52

Таблица К10

Эффективная толщина излучающего слоя газов вo II газоходе

SII

м

0.175

Температура газов перед газоходом

°С

415

Из расчета I газохода

Энтальпия газов перед газоходом

кДж/м3

7474.00

Таблица К4

Температура газов за газоходом

°С

200

300

Принимается с последующим уточнением

Энтальпия газов за II газоходом

кДж/м3

3310.34

5321.68

Таблица К4

Тепло, вносимое воздухом

кДж/м3

35.61

ΔαI∙I0х.в

Тепловосприятие газохода по уравнению теплового баланса

кДж/ч

1760543.9

917289.6

Температура насыщения при давлении в барабане котла

tн

°С

195

Таблица свойств водяного пара

Средний логарифмический температурный напор

tср

°С

56.8

155.6

Средняя температура газов

°С

307.5

357.5

Объем продуктов сгорания

Vг

м3/ м3

12.709

Таблица К3


1

2

3

4

5

Средняя скорость газов

Wср

м/с

6.2

6.7

Объемная доля водяных паров

-

0.176

Таблица К3

Коэффициент теплоотдачи конвекцией

αк

54.9

58.8

Рис. 2.30

Суммарная доля трехатомных газов

rп

-

0.260

Таблица К3

Суммарная поглощательная способность трехатомных газов

Pn∙SII

мкгс/см2

0.0455

p∙rn∙SII

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами

Kг

см2/мкгс

3.8

3.7

Рис. 2.25

Суммарная оптическая толщина среды

KpS

-

0.173

0.168

KгРп∙SII

Степень черноты продуктов сгорания

a

-

0.159

0.155

Превышение температуры стенки трубы над средней температуройрой среды внутри трубы

t

°С

60

Принято 60°

Температура стенки трубы

tст

°С

255

tн +∆t

Коэффициент теплоотдачи излучением

αл

1

Рис. 2.33,

αл= αнaCг

Коэффициент использования поверхности нагрева

ξ

-

0.95

0.95

Коэффициент теплоотдачи газов к стенке

α1

53.1

56.8

ξ(αкл)

Коэффициент тепловой эффективности

Ψ

-

0.9

0.9

Коэффициент теплопередачи

K

47.8

51.1

Ψ∙ α1

Тепловосприятие газохода по уравнению теплообмена

кДж/ч

527803.80

1545705.50

K∙ H1I∙∆tср∙3,6

Действительная температура на выходе из газохода

°С

265

Находится графическим путем

Энтальпия газов за газоходом

кДж/м3

4617.71

Таблица К4

Тепловосприятие газохода по уравнению теплового баланса

кДж/ч

1212429.07

кДж/м3

2819.60


Тепловой расчет чугунного водяного экономайзера

Таблица К13

Расчетная величина

Обозна-чение

Размерность

Расчет

Формула или обоснование

1

2

3

4

5

Температура газов перед экономайзером

°С

265

Из предыдущего расчета

Энтальпия газов перед экономайзером

кДж/м3

5041.83

Таблица К4

Температура уходящих газов

°С

130

Принята.

Энтальпия уходящих газов

кДж/м3

2442.07

Таблица К4

Расход питательной воды

Dпв

кг/ч

6572

D+D∙(P/100)

Тепловосприятие по уравнению теплового баланса

Qδв.э.

кДж/ч

1444812.43

Qδв.э.

кДж/м3

2662.35

Температура питательной воды

t

°С

99

Задана

Энтальпия питательной воды

i

кДж/кг

414.85

Таблица свойств водяного пара

Энтальпия воды на выходе из экономайзера

i

кДж/кг

589.05

Температура воды на выходе из экономайзера

t

°С

140

Таблица свойств водяного пара

Скорость дымовых газов

Wгв.э

м/с

10

Принято

Объем дымовых газов

Vгв.э

м3/ м3

13.723

Таблица К3

Средняя температура газов

ϑср.вэ

°С

197.5

Сечение для прохода дымовых газов

Fгв.э

м2

0.282


Конструктивный расчет ребристого чугунного водяного экономайзера

Таблица 14

Расчетная величина

Обозначение

Размерность

Расчет

Формула или обоснование

1

2

3

4

5

Длина ребристой трубы экономайзера

l

м

2.5

Рис. К5

Живое сечение для прохода газов

F'

м2

0.152

Рис. К5

Число труб в горизонтальном ряду

nгор

шт.

2

Действительная скорость газов

Wгв.э

м/с

10

Коэффициент теплопередачи экономайзера

Kвэ

Вт/ (м2°С)

62.1

Рис. 2.30

Средний логарифмический температурный напор

tср.вэ

°С

78.9

Полная поверхность водяного экономайзера

Hв.э

м2

233.6

Поверхность нагрева одной трубы с газовой стороны

H'

м2

3.72

Рис. К5

Число труб в вертикальном ряду

nверт.

шт.

34

Действительная поверхность нагрева водяного экономайзера

Hд.вэ

м2

233.6

Выбираем 2чугунных водяных экономайзера конструкции ВТИ марки ЭП2-236 двухколонковые.


Уточнение теплового баланса

Таблица K15

Расчетная величина

Обозначение

Размерность

Расчет

Формула или обоснование

1

2

3

4

5

Потери тепла с уходящими газами

q2

%

5.25

Сумма тепловых потерь

q

%

8.1

q2+q5 +q4+q3+q6

Коэффициент полезного действия теплогенератора

ηтг

%

91.9

100 - ∑q

Расчетный расход топлива

Bр

м3

430

Теплота, вносимая воздухом в топку

Qв

кДж/м3

373.9

Количество теплоты, воспринятое излучением из топки

кДж/м3

19322.54

Невязка теплового баланса

Q

кДж/м3

183.8

Относительная невязка баланса

%

0.49


Расчет котельной установки.

Предварительное определение производительности котельной установки.

Расчет тепловой схемы начинаем с предварительного определения производительности котельной установки «брутто».

Производительность котельной «брутто», складывается из производительности «нетто»- расхода пара на технологические нужды промышленного потребителя Dmeх, расходов пара Dcem на подогрев воды, идущей в тепловую сеть для отопления и горячего водоснабжения, на подогрев исходной воды, расхода пара на термическую деаэрацию питательной воды и потери пара в котельной установке.

Расход пара на производство Dmeх, кг/с, зависит от технологической нагрузки Qmex, МВт, и энтальпий производственного пара из парового коллектора  iпк  кДж/кг, и конденсата с производства ikтех, кДж/кг:

Количество конденсата, возвращаемого с производства, кг/с, составляет

где αконд ~ доля возврата конденсата с производства, %.

Подогрев сетевой воды, подаваемой на отопление и горячее водоснабжение, производят паром после редукционно-охладительной установки РОУ в сетевом подогревателе и охладителе конденсата пара сетевого подогревателя.

По уравнению теплового баланса для сетевого подогревателя и охладителя конденсата сетевого подогревателя можно найти расход пара на покрытие общей нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

где Qcem = Qoв + Qгвс - сумма нагрузок на отопление, вентиляцию и ГВС, МВт; inк -энтальпия пара, подаваемого из парового коллектора на сетевой подогреватель, кДж/кг; iкб - энтальпия конденсата после охладителя конденсата сетевого подогревателя Т6, кДж/кг.

Общий расход пара на покрытие производственной и жилищно-коммунальной нагрузок внешних потребителей равен

Расход пара на собственные нужды котельной Dсн принимают равным 15 - 30 % от величины Dвнеш, а потери пара Dnom в тепловой схеме котельной составляют 3 - 5 % общего расхода пара на внешнего потребителя.

Количество пара, подаваемого через паровой коллектор после редукционно-охладительной установки, составляет, кг/с:

Полная производительность котельной:

Количество котлов для производственно-отопительной котельной:

где Dк.ед = 1.722  кг/с– единичная производительность котла.

Количество котлов для производственно-отопительной котельной принимаем 8 шт.

Выбор деаэраторов

Подбор деаэраторов осуществляется по расходу деаэрированной воды с учетом затрат на собственные нужды.

Деаэратор атмосферного давления

– требуемая производительность

Атмосферный деаэратор принимается в соответствии с табл. К17.

Принимаем деаэратор марки  ДА-100.

Выбор емкости бака-аккумулятора деаэратора атмосферного давления для питательной воды котлов производится по формуле:

Коэффициент 0,5 принимается при>50 т/ч, коэффициент 1,0 – при<50 т/ч.


Вывод.

Расчетным путем по принятой конструкции и размерам котельного агрегата для заданных нагрузок и вида топлива были определены температура воды, пара, воздуха и газов на границах между отдельными поверхностями нагрева, коэффициент полезного действия и др.

В процессе работы было установлено, что для правильной работы тепловой схемы необходимо 8 котлов. Для данных котлов были определены типы экономайзера ЦККБ и тип атмосферного деаэратора ДА – 100.

В курсовом проекте был произведен расчет тепловой схемы котельной. По невязке теплового баланса расчет выполнен верно, т.к. она не превышает нормы и равна 0,49 %.

В данной закрытой системе вода тепловой сети используется только как теплоноситель в теплообменниках для подогрева холодной водопроводной воды, поступающей в систему горячего водоснабжения, а вода из теплоносителей не отбирается, что позволяет просто контролировать плотность системы и стабильное качество горячей воды.


Приложения







Рис. К3 Вспомогательный график для определения температуры газов после I газохода.

Рис. К4 Вспомогательный график для определения температуры газов после II газохода.


БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Теплогенерирующие установки: учебно-методический комплекс / В.И. Шарапов, Е.В. Макарова; Ульян. Гос. Техн. Ун-т. – Ульяновск: УлГТУ, 2006г. – 266с.

2. Ривкин, С. Л. Теплотехнические свойства воды и водяного пара / С. Л. Ривкин, А. А. Александров. М.: Энергия, 1980. 424 с.

3. Делягин, Г. Н. Теплогенерирующие установки: учебник для вузов / Г. Н. Делягин, В. И. Лебедев – М.: Стройиздат, 1986г

4. Сидельковский, Л. Н. Котельные установки промышленных предприятий / Л. Н. Сидельковский, В. Н. Юренев. – М.: Энергоатомиздат 1988г

5. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов – М.: Недра, 2003г

6. Тепловой расчет котельных агрегатов / под редакцией Н. В. Кузнецова и др. – М.: Энергия 1973г


Содержание

1. Введение             1

2. Описание котельного агрегата          2

3. Описание тепловой схемы производственно-отопительной котельной    5

4. Тепловой расчет котла Расчет процесса горения топлива      7

5. Характеристика продуктов сгорания         8

6. Энтальпия продуктов сгорания          9

7. Тепловой баланс теплогенератора         10

8. Расчет теплообмена в топке          11

9. Расчет теплообмена в I газоходе.         13

10. Расчет теплообмена во II газоходе.         15

11. Тепловой расчет чугунного водяного экономайзера.      17

12. Конструктивный расчет ребристого чугунного водяного экономайзера.    18

13. Уточнение теплового баланса.          19

14. Расчет котельной установки          20

15. Выбор деаэраторов           21

16. Вывод             22

ПРИЛОЖЕНИЯ

таблица. 2.2  «Присосы воздуха в топках, газоходах и других частях котельной

установки, работающей под разряжением.»     23

рис. 2.25  «Номограмма для нахождения коэффициента ослабления кг для

несветящихся трехатомных газов»       24

рис. 2.28  «Номограмма для расчета теплообмена в камерных топках»   25

рис. 2.30  «Номограмма для определения коэффициента теплоотдачи

конвекцией αк при поперечном омывании пучков гладких

труб с коридорным расположением»      26

рис. К5  «Характеристики экономайзеров конструкции ВТИ»    27

таблица К10  «Паровые котлы серии ДКВР и ДЕ»      27

таблица К17  «Деаэраторы атмосферного давления»      28

рис. К3, К4  Вспомогательные графики для определения температуры

газов после газоходов        29

17. Библиографический список          30

18. Содержание            31