86362

Расчет теплогенерирующей установки

Курсовая

Энергетика

Теплогенерирующие установки – совокупность устройств и механизмов, для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого пара. Тепловая энергия, производимая человеком из первичных источников ( органическое и ядерное топливо, солнечная и геотермальная энергия, горючие и тепловые отходы промышленных производств)

Русский

2015-04-05

356 KB

7 чел.

ИСХОДНЫЕ  ДАННЫЕ

  1.  Тип котла:                                                                       ДЕ - 10 - 14 ГМ                            

       

  1.  Вид топлива:                                                                  природный газ; мазут

 

            3.   Производительность  котла:                                               Дк = 10т/ч

            4.   Рабочее давление котла:                                                      Рк =1.4 МПа

 

            5.   Температура перегретого пара:                                          t п.п = 200о  С

            6.   Температура питательной воды:                                         t п.в =100 о С

            7.   Значение непрерывной продувки:                                       Р = 5 %

            8.   Температура холодного воздуха:                                         t х.в = 30 о С

ВВЕДЕНИЕ

 Теплогенерирующие установки – совокупность устройств и механизмов, для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого пара. Тепловая энергия, производимая человеком из первичных источников  ( органическое и ядерное топливо, солнечная и геотермальная энергия, горючие и тепловые отходы промышленных производств), в основном используется для получения электрической энергии на тепловых электростанциях , для технологических нужд промышленных предприятий, для отопления горячего водоснабжения жилых и общественных зданий. Причем около 80%  энергии производится за счет сжигания органических видов топлива ,запасы которого исчерпаемы, их запас на Земле оценивается (при прежних темпах потребления) на 200-300 лет (в большей степени твердого топлива). Стоимость энергоносителей непрерывно растет. В связи с этим,  Республика Молдова, как и многие другие страны мира, установила прерогативы своего энергетического развития. Главный пункт – экономное и рациональное использование всех топливно-энергетических ресурсов во всех отраслях национальной экономики, т.к. Молдова  практически не обладает своими природными запасами органического и ядерного топлива, необходимые для народного хозяйства страны энергоносители импортируются ( более 90 %), на что тратится более 55% годового бюджета республики. Активная энергосберегающая политика, которая задана основными направлениями развития энергетики РМ во всех звеньях экономики проводится на сегодняшний день в меру существующих возможностей: энергетические системы переводятся с жидкого на газообразное топливо( что кроме прочего уменьшает количество вредных выбросов в атмосферу и улучшает экологическую обстановку в республике; происходит децентрализация теплоснабжения в районных центрах и применение котельных малой мощности, ввиду нынешнего состояния большинства сетей, снижает потери тепла при доставке его потребителю; внедряются установки, потребляющие для выработки тепла отходы производств; в условиях сложившихся цен на традиционные энергоносители. Экономическую выгоду может принести внедрение теплогенерирующих установок на солнечной, геотермической и др. нетрадиционной для использования на сегодняшний день энергии. Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и доставляющие ее потребителю в виде водяного пара , горячей воды и  подогретого воздуха называют системами теплоснабжения. В зависимости от мощности систем и числа потребителей, получающих от них тепловую энергию, системы теплоснабжения подразделяют на централизованные и децентрализованные.

      Централизованные – если единичная мощность включенных в нее ТГУ  равна или превышает 58 МВт. Если меньше 58 МВт, то система называется
децентрализованной.

      В централизованных системах теплоснабжения энергия производится либо мощных комбинированных установках, производящих как тепловую, так и электрическую энергию ( теплоэлектроцентрали – ТЭЦ ), либо в крупных установках, производящих только тепловую энергию, называемых районными тепловыми станциями или котельными.

    В децентрализованных системах теплоснабжения тепловая энергия производится теплогенераторами  мощностью 1 – 10 МВт.  К этим системам относятся и системы поквартирного отопления, оборудованные газовыми котлами мощностью 5 – 25 кВт.    

           

Характеристика котлов ДЕ паропроизводительностью  10 -14 т/ч

    Газомазутные вертикально-водотрубные паровые котлы типа ДЕ паропроизводительностью 4; 10; 16; 25 т/ч предназначены для выработки насыщенного или слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции, горячего водоснабжения. Давление пара – 1,4 МПа.

    Основные составные части: фронтальный, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру; верхний и нижний барабаны; конвективный пучок.

    Топочная камера котлов размещена с боку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Ширина топочной камеры по осям боковых экранов труб одинакова для всех котлов – 1790 мм. Глубина топочной камеры котла зависит от его паропроизводительности ( 1930 – 6960).

       Трубы перегородки и парового бокового экрана, образующего также под и потолок топочной камеры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны d = 1000 мм. Для ремонта барабанов в переднем и заднем днище установлены лазовые затворы. Концы труб заднего экрана приварены к верхнему и нижнему коллекторам d = 159*6 мм.

    Трубы фронтального экрана котлов с D = 4; 6.5; 10 т/ч приварены к коллекторам d = 159*6 мм; с D = 16; 25 т/ч – развальцованы в верхнем и нижнем барабанах.

    Топочная камера отделена от конвективного пучка глухой мембранной стенкой из труб сваренными между ними приставками. Продукты сгорания из топочной камеры через окно, расположенное с левой стороны, направляются в конвективную поверхность нагрева. У котлов паропроизводительностью от 4 до 10 т/ч конвективная часть разделена продольной перегородкой на две. Продукты сгорания в конвективном газоходе сначала направляются от задней стены котла к фронтовой, а затем, повернув на 180  в обратном направлении. Отвод продуктов сгорания производится со стороны задней стенки через окно, к которому присоединяется газоход, направляющий их в водяной экономайзер.  

Продукты сгорания в конвективной части в один ход омывают поверхность нагрева, двигаясь от задней стены к фронтовой. Возврат продуктов сгорания к задней стене котла производится по газоход, расположенному над топочной камерой с выводом продуктов сгорания вверх, что способствует удобному размещению экономайзера.  

    Во всех котлах серии ДЕ предусмотрено ступенчатое испарение. Во вторую ступень испарения выделена часть труб конвективного пучка. Общим опускным звеном всех контуров первой ступени испарения являются последние трубы конвективного пучка. Опускные трубы второй ступени вынесены за пределы газохода.

     В верхней части фронтовой стены установлены два предохранительных взрывных клапана ( один – топочной камеры, другой – конвективного газохода).

    В водяном пространстве верхнего барабана – питательная труба и труба для ввода фосфатов в паровом объеме сепаративного устройства.

    В нижем барабане размещаются устройства для парового подогрева воды в барабане при растопке; труба непрерывной продувки; патрубок для спуска воды.

    На котлах данного типа устанавливаются горелки ГМ. Котлы серии  ДЕ имеют высокую степень заводской готовности, что повышает эффективность их монтажа.

    К недостаткам котла можно отнести несколько повышенные аэродинамичес- кие сопротивления и расход энергии на тягу, повышенную загрязняемость конвективных пучков при работе на жидком топливе.

    В качестве хвостовых поверхностей нагрева котлов применяют стандартные чугунные экономайзеры из труб ВТИ.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ

    Согласно задания, топливо – природный газ из газопровода Саушино-Лог –Волгоград. Его рабочий состав берем из справочника по котельным установкам малой производительности  К.Ф. Роддатис  ( таблица 2.9 ) в % по объему:

метан               CH4      - 96.1 %

этан                  C2H6     - 0.7 %

пропан             C3H8      - 0.1%

бутан                C4H10    - 0.1 %

пентан              C5H12    -  0 %

азот                    N2        -  2.8 %

углекислота      CO2      - 0,2 %   

Низшая теплота сгорания топлива Qрн   = 35.13 МДж/нм3 

Плотность нормального кубометра газа    ρ = 0.741 кг/нм3

    При сжигании газообразного топлива применяют топочные устройства камерного типа полностью экранированного.

    Для обеспечения полного сжигания топлива в топочный объем вводят воздуха больше, чем требуется расчетом химических реакций. Дополнительное количество вводимого воздуха оценивается коэффициентом избытка воздуха αт, равному отношению количества воздуха, введенного в топочный объем, к теоретически необходимому. Для полного сгорания 1 кг ( 1 м3 ) топлива αт зависит от вида сжигаемого топлива, его качества, условий и параметров топливоподготовки, метода сжигания, конструкции топочного устройства. В нашем случае различаем αт ( топки), αк ( конвективной  части ), αэ ( на входе в экономайзер ), αэ ( на выходе из экономайзера ).

  α по пути газового тракта увеличивается. В соответствии с норм. Документами принимаем αт = 1.1

  Определяем коэффициент избытка воздуха:

- в конвективной части: αк= αт + Δα =1,1 + 0,1=1,2

- на входе в экономайзер: α’э= αк + Δα =1,2 + 0,1=1,3

- на выходе из экономайзера: α’’э= α’э + Δα =1,3 + 0,1=1,4

- теоретический объем воздуха, необходимый для горения:

V0 =0,0476*[0,5СО + 0,5Н2 + 1,55Н2S + Σ (m + n/4)Cm Нn-O2];

V0 =0,0476*[(1+1)96.1 + (2+6/4)0.7 + (3+2)0.1 + (4+10/4)0.1]= 9,32

- теоретический объем трехатомных газов:

 V0RO =0.01(CO2 + CO + H2S + ΣmCmHn)

V0RO =0,01(0.2+96.1+2*0.7+3*0.1+4*0.1)= 0.98

- теоретический объём двухатомных газов:

V0R == V0N= 0.79V0  +  0.01N2

V0R =0,79*9.32+ 0,01*2.8=7.39

теоретический объём водяных паров:

VminH O = 0.01( H2 +H2S + Σn/2 CmHn + 0.124d ) + 0.016 V0, где d – влагосодержание.

d =10

VminH O =0,01(2*96.1+3*0.7+4*0.1+5*0.1+0,124*10)+0,016*9.32=2.11

определяем объем избыточного воздуха для разных пунктов котельного агрегата:

                                                  ΔV = ( α-1 )*V0

а) при αт =1,1                       ΔV= (1,1-1)* 9,32=0.923

б) при αк =1,2                      ΔV= (1,2-1)* 9,32=1.864

в) при α’э =1,3                      ΔV= (1,3-1)* 9,32=2.796

г) при α’’э =1,4                      ΔV= (1,1-1)* 9,32=3.728

Составляем таблицу № 1, в которую вносим все подсчитанные величины, а также значение объемных долей газов, находящихся в продуктах сгорания.  

                      

СОСТАВ И КОЛИЧЕСТВО ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

                                                                                                                                Таблица № 1

п/п

Наименование

величин

Формула расчета

Ед.

изм.

Коэффициент избытка

Воздуха

αт=1.1

αк=1,2

αэ’=1,3

αэ’’=1,4

1

Теор-й объем возду- ха необход. для горения

V0=,0476*[0,5СО + 0,5Н2 + 1,55Н2S + Σ(m + n/4)Cm Нn-O2]

9,32

9,32

9,32

9,32

2

Величина ( α-1 )

α- 1

0.1

0.2

0.3

0.4

3

Объём избыточного воздуха

  ΔV = ( α-1 )*V0

0,923

1,864

2,796

3,728

4

Избыточный объём водяных паров

0.016( α-1)V0

0,014

0,0298

0,045

0,0596

5

Теоретический объём 3х атомных газов

V0RO2=0.01(CO2+CO+

+H2S+ ΣmCmHn)

0.98

0.98

0.98

0.98

6

Теоретический объём 2х атомных газов

V0R2= V0N= 0.79V0 + 0.01N2

7,39

7,39

7,39

7,39

7

Теоретический объём водяных паров

VminH O= 0.01(H2+H2S

+En/2CmHn+0.124d)+

+0.016V0

2,11

2,11

2,11

2,11

8  

Действ. объём сухих газов

Vcr = V0RO + V0N +ΔV

9,293

10,23

11,17

12,098

9

Действ. объём водяных паров

VH O = VminH O+0.016*

*(α-1)V0 

2,12

2,14

2,15

2,17

10

Общий объем дымовых газов

ΣV = Vcr + VH O

11,42

12,37

13,325

14,27

11

Объемная доля

3х  атомных газов

 r RO = VRO / ΣV

0,086

0,079

0,074

0,069

12

Объемная доля водя

ных паров

r  H2 O = VH O / ΣV

0,186

0,17

0,16

0,152

13

Общая объемная доля 3х атомных  газов

r n =  RO  +   H O

0,272

0,249

0,234

0,221

14

Температура точки росы

tт.р = f (PH O =   H O )

оС

115,79

116,22

116,32

116,48

ТЕПЛОСОДЕРЖАНИЕ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

 

     Для подсчета величин теплосодержания дымовых газов и воздуха в отдельных частях котельного агрегата и для построения I- Θ диаграммы задаемся следующими температурами газов и воздуха:

   

при αт=1,1

при αк =1,2

при αэ =1,3

при αэ = 1,4

ТЕПЛОСОДЕРЖАНИЕ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ                                               ЗНАЧЕНИЯ ТЕМПЕРАТУР И КОЭФФИЦИЕНТА ИЗБЫТКА ВОЗДУХА

                                                                                                                       Таблица № 2

toC

Трехатомные газы

Двухатомные

газы

Водяные пары

Избыточный воздух

Σ(Vi*Ci)

Теплосодерж. прод. сгор.

VRO

CRO2

VRO*

*CRO

VR2

CR2

VR*

*CR

Vmin

CH 

Vmin*

CH O

ΔV

СВ

Vх* Св

(Vi Ci) Θ

αт =1,1

2000

0,98

2,422

2,373

7,39

1,483

10,96

2,11

1,963

4,142

0,923

1,530

1,412

18,886

37772

800

0,98

2,131

2,088

7,39

1,367

10,10

2,11

1,668

3,519

0,923

1,410

1,301

17,01

13608

αк =1,2

1000

0,98

2,204

2,16

7,39

1,392

10,29

2,11

1,723

3,636

1,864

1,435

2,675

18,758

18758

400

0,98

1,93

1,891

7,39

1,316

9,725

2,11

1,562

3,296

1,864

1,350

2,516

17,428

6971,2

αэ =1,3

500

0,98

1,989

1,949

7,39

1,328

9,814

2,11

1,590

3,355

2,796

1,365

3,817

18,935

9467,5

200

0,98

1,796

1,76

7,39

1,300

9,607

2,11

1,522

3,211

2,796

1,330

3,719

18,297

3659,4

αэ =1,4

300

0,98

1,871

1,834

7,39

1,307

9,659

2,11

1,542

3,254

3,728

1,343

5,006

19,753

5325,9

100

0,98

1,713

1,679

7,39

1,296

9,577

2,11

1,505

3,176

3,728

1,325

4,940

19372

1937,2

                                

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТОПКИ

1. Определение площади ограждающей поверхности топки:

а) боковые стены: Fбок = Fбок + Fбок = a1 h1 + a2 h2

                               Fбок =4,06*2,9+4,06*2=19,89 М2

б) задняя стена: Fз.с = b*( h1 + h2)/2

                           Fз.с =1,78(2,9+2)/2=4,36 М2

в) передняя стена: Fп.с = Fз.с – Пd2/4

                               Fп.с = 4,36-3,14*12 /4=3,58 М2

г) потолок и под: Fпот  =  Fпод = a1b   

                             Fпот =4,06*1,78=7,23 М2

д) общая площадь ограждающих поверхностей:

   Fобщ = Fбок + Fз.с + Fп.с + Fпот + Fпод

   Fобщ =19,89+4,36+3,58+7,23+7,23=42,29 М2

Установив по справочной литературе  таб. 2.9 Эстеркин «Котельные установки» принимаем Fобщ =   41,47 М2     

2. Определение лучевоспринимающей радиационной поверхности нагрева

  По таблице 2.9 Эстеркин Р.И « Котельные установки» Нл = 38,96

 

3. Расчет теплообмена топки. Полезное тепловыделение в топке.

При αт=1,1

Qт = Qн (100-qз)/100 + αтV0Свtв

Qт =35.12*103*(100-1,5)/100+1,1*9,32*1,34*30=3460.7  кДж/нм3

4. По I- Θ диаграмме определяем θт.г;  θт.г = 1850оС;

 

ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ТЕПЛОГЕНЕРАТОРА

    

     Целью составления баланса теплокотельного агрегата является определение КПД и расхода топлива котельного агрегата.

     Расчет КПД проводится в обратной последовательности, начиная с уравнения теплового баланса, представляющего собой равенство теплоты, приведенной в котельный агрегат и теплоты,  вышедшей из него.

       Qd = Q1+ Q2 + Q3  + Q4 + Q5 + Q6, где

Qd – располагаемая введенная теплота (теплота сгорания топлива);

Q1 – полезная теплота, произведенная котлоагрегатом;

Q2;Q3;Q4;Q5;Q6 – тепловые потери:

Q2 – с дымовыми газами на выходе из котла;

Q3 – через неполное сгорание топлива ( химический недожог );

Q4 – механический недожог ( к газ. топливу не относится );

Q5 – в окружающую среду через ограждающие стены;

Q6 - теплосодержание в продуктах сгорания ( к газ. топливу не относится ).

Разделим выше указанное уравнение на Qр и умножим на 100 :

 

100 = (Q1|Qр)100 + (Q2/Qр)100 +… + (Q6/Qр)100  или

100 = q1 + q2 + … + q6

для газового топлива: 100 = q1 + q2 + q3 + q5

где q2;q3;q5 – потери тепла, выраженные в %

 ηбр = ( Q1/Qр )100 = q1 – термодинамическое КПД котла или    ηбр = 100 – ( q2 + q3 + q5 ) 

     

Потери тепла с продуктами сгорания на выходе из котла q2:

q2 = (Iу.г – Iв) *100 /Qнр, где

Iв – энтальпия холодного воздуха при расчетной тем-ре холодного воздуха, определяется по формуле:

Iв = α”э* V0 Св tв 

где теплоемкость воздуха Св = 1,34

Iв = 1,4*9,32*1,34*30 = 524,52 кДж/нм3

Qнр=35,13*103 Дж

тогда q2 = (2500 524,52)*100/ 35,13*103  

q2 =5,62%

 

Iу.г – энтальпия уходящих газов. Находим ее по I- Θ диаграмме при тем-ре уходящих газов Iу.г = 2500  Дж

Потери тепла с химическим недожогом q3 принимаем в зависимости от типа топки, типа топлива и способа его сжигания ( по табл. 6А, стр.64 ):

q3 = 2 %

Потери тепла в  окружающую среду через ограждающие поверхности принимаем в зависимости от паропроизводительности котла ( по табл.4.5. стр 50 Эстеркин Р.И « Котельные установки»):

q5 = 1,63 %;

Величина КПД котельной установки:     ηбр = 100 – (5,62 + 2 + 1,63) = 91,25%

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВА

Расчетный часовой расход топлива определяется уравнением :

                               Вр = ( Dп * i )/( Qнрбр )100, где

 – номинальная производительность котла ; Dн = 10000кг/ч

Qнр =35,13*103 Дж/кг

Определение полного восприятия воды и пара в котельном агрегате, отнесенного к 1 кг насыщенного пара:

 

                               Δi = ( i п.п – iп.в ) + Рп.р/100*( iкв – iпв), где

iпп =2805 кДж/кг – энтальпия перегретого пара

iкв = 826 кДж/кг – энтальпия котловой воды

iпв = 420,766 кДж/кг энтальпия питательной воды

Δi = ( 2805-420,766) + (5/100) * ( 826 - 420,766) = 3202,19 кДж/кг

Вр = ( 10000 * 3202,19 )*100 / ( 35130* 91,25 ) = 846,62

РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРЫ ГАЗОВ НА ВЫХОДЕ ИЗ ТОПКИ

                                                                                                                              Таблица № 3

Наименование величины

Расчетная формула

Расчет

Резу-

Льтат

1

2

3

4

5

6

7

1

Площадь бок. огра жден. пов-ей топки с 1ой стороны

Fбс/2

м2

Fбс / 2

2

Объем топочного пространства

Vт

м3

( Fбс / 2 )b

17,14

3

Общая площадь ограж. пов-ти

Fобщ

м2

Чертеж с уточн. в спр. лит-ре

41,47

4

Эффективная толщина излучаю- щего слоя

S

м

3.6*( Vт / Fобщ )

3,6*(17,14/41,47)

1,49

5

Лучевоспринимающая поверхность нагрева

Нп

м2

Табл. 2.9 Эстер- кин «Котель- ные установки»

38,96

6

Степень экранир-я топки

ψ

----

Ψ = Нп / Fобщ

0,94

7

Положение max. температур

х

----

Х = hr / hт

------

-----

8

Значение коэф-та

m

Табл. 6.5 метод. указания

------

0,5

9

Суммарная поглощаю щая способностиь 3х атом. газов

PnS

МПа

rnS

0,272*1,49

0,405

10

Тем-ра газов на выхо де из топки

θт

оС

Принимается из диапазона 1050-1250

-----

1250

11

Значение коэф-та ослабления лучей 3хатом. газами

Kг

Рис. 6.3 метод. указан. 66 А

2,13

12

Коэф-т ослабления лучей сажистыми частицами

Кс

0.3(2-αт)(1.6*

т/1000 – 0.5)* *Срр

1,34

13

Коэф-т ослабления лучей

К

1/м*МПа

Kr rn + Kc

1,92

14

Сила поглощающего потока радиацион. Газов

К*S

1/МПа

К*S

2,86

15

Степень черноты светящ. части факела

aсв

1–е- ( K r *r + Kc) *  

Pn*s

1-e-(2,13*0,272+1,34)*0,4

0,54

16

Cтепень черноты не свет. частиц 3хатом. Газов

ar

1-e- K  r  *r * Pn*s

1-e-(2,13*0,272*0,4)

0,21

17

Степень черноты факела

aф

M*aсв+(1-m) ar

0,39

18

Значение условн.коэф. загрязнения лучевосп. Повер-ти нагрева

φ

----------

Принимается φ = 1 – q5/100

0,98

19

Тепловыделение в топке на 1 м2 ограж. поверхности

кДж /М2

ВрQт/Fобщ*3600

846,6*35,13*103/41,47*3600

199,2

20

Постоян. величины А и В.

Коэф. позиции max. тем-ры в топке

М

А – В*х

0,54-0,2*0,46

0,48

Тем-ра газов на выходе из топки

Θ’’т

оС

По рис. 5.7 Эстеркин Р.И «К.У»

1330

22

Теплосодержание газов на выходе из топки

Iт

кДж

По    I- Θ диаграмме

24000

23

Теплота переданная излучением в топке

Qп

кДж

φ ( Qт – I’’т )

0,98(35,13*103-24000)

10907

24

Тепловое напряжение

Топочного объема

Q/Vт

кДж /м3

Вр*Qрн/Vт *3600

846,62*41450/17,14*3600

569

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ( КОНСТРУКТИВНЫЕ ) ГАЗОХОДА

                                                                                                                              Таблица № 4 а

Наименование величины

   Услов.

обознач.

Расчетные формлы

Результат

общий вид

числовые значения

Поверхность нагрева, м2

Н1

n*π*d*l

240*3,14*0,051*2

76,87

Число рядов труб вдоль оси котла

Z1

44

Число рядов труб поперек оси котла

Z2

6

Диаметр труб, мм

D

51*2,5

Расчетный шаг труб поперечный, мм

S1

110

Расчетный шаг труб продольный, мм

S2

90

Площадь сечения прохождения газов, м2

F1

a*b –z1*b*d

0,41

Эффективная толщина излучающего слоя

S

( 1,87( S1+S2)/d-      - 4.1 )

0,165

                                                                                                                                   Таблица № 4 б

Наименование величины

   Услов.

обознач.

Расчетные формлы

Результат

общий вид

числовые значения

Поверхность нагрева, м2

Н2

n*π*d*l

52,53

Число рядов труб вдоль оси котла

Z1

44

Число рядов труб поперек оси котла

Z2

4

Диаметр труб, мм

D

51*2,5

Расчетный шаг труб поперечный, мм

S1

110

Расчетный шаг труб продольный, мм

S2

90

Площадь сечения прохождения газов, м2

F2

a*b –z1*b*d

0,41

Эффективная толщина излучающего слоя

S

( 1,87( S1+S2)/d-      - 4.1 )

0,165

                                

                                

ТЕПЛООВОЙ РАСЧЕТ ГАЗОХОДА  I  газохода

                                                                                                                          Таблица № 5 а

Название величины

Услов. обознач.

Расчетная формула

Расчет

Результат при θ =

500

300

1

2

3

4

5

6

Тем-ра дымовых газов на входе в газоход,   С

Θ’1

Из табл. 3

----

1330

Теплосодержание дымовых газов перед газоходом, кДж/м3

I’1

По диаграм. I-θ

---

24000

Тем-ра дымовых газов на выходе из газохода,   С

Θ’’1

Принимаем

---

500

300

Теплосодержание дымовых газов за газоходом, кДж/м3

I’’

По диаграм. I-θ

---

6400

2200

Тепловосприятие газохода по ур-ю теп лового баланса, Вт

Qб

φ Вр (I-I+αкI0)* *0.287

αк=1,2-1,1

I0=39,8*Vo=398,87

3,45*106

4,38*106

Средний температур- ный напор

Δtср

Δt=( Θ’- Θ’’)/

/ln(Θ’- tH)/ (Θ’’- tH)

638

435

Средняя тем-ра дымовых газов

Θср

( Θ’ + Θ’’ ) / 2

915

815

Средняя скорость дымовых газов, м/с

Wср

BpΣV(Θср+273)/3600*

*F1*273

28,5

26,1

Коэф-т теплоотдачи конвекцией от проду ктов сгорания к пове рхности нагрева

αк

αлСzCфCs

рис.6.1 Эстеркин

135,9

128,6

Суммарная поглощ. способность 3хатом. газов

РnS

    rnS

0,04

Значение коэф-та ослабления лучей 3хатом. газами

Кr

рис.5.4 Эстеркин

---

10,5

12,8

Суммарная сила поглощающих газов потоками

КrPnS

     KrPnS

0,42

0,512

Степень черноты газового потока

а

Рис.5.6 Эстеркин

«Котельн.устан.»

---

0,33

0,4

Значение коэф-та за грязнения повер-ти нагрева

  ε

табл. 6.6 метод. указан 66 А

---

0,0043

Тем-ра наружной повер-ти загрязн. стенки,   С

tср

tn + ε * Qб

387

439,1

Значение коэф-та теплоотдачи излуч. незапыл. потока

αл

αn a Cr

25,24

18,8

Значение коэф-та омывания газохода дымовыми газами

ω

Принимаем в пределах 0.9 ÷ 1

---

0,95

Значение коэф-та теплоотдачи газохода

Кг

(W* αк+ αл)/

/1+ ε(W* αк+ αл)

92,8

87,8

Тепловосприятие газохода по ур-ю теплопередачи

Qт

  Кг Н Δ tср

92,8*76,87*638,4

4,55*106

2,93*106

                                                                     

ТЕПЛООВОЙ РАСЧЕТ ГАЗОХОДА  II  газохода

                                                                                                                          Таблица № 5 б

Название величины

Услов. обознач.

Расчетная формула

Расчет

Результат при θ =

400

200

1

2

3

4

5

6

Тем-ра дымовых газов на входе в газоход,   С

Θ’1

Из табл. 3

----

407,5

Теплосодержание дымовых газов перед газоходом, кДж/м3

I’1

По диаграм. I-θ

---

7000

Тем-ра дымовых газов на выходе из газохода,   С

Θ’’1

Принимаем

---

400

200

Теплосодержание дымовых газов за газоходом, кДж/м3

I’’

По диаграм. I-θ

---

7000

3000

Тепловосприятие газохода по ур-ю теп лового баланса, Вт

Qб

φ Вр (I-I+αкI0)* *0.287

αк=1,2-1,1

I0=39,8*Vo=398,87

0

0,92*106

Средний температур- ный напор

Δtср

Δt=( Θ’- Θ’’)/

/ln(Θ’- tH)/ (Θ’’- tH)

208

58

Средняя тем-ра дымовых газов

Θср

( Θ’ + Θ’’ ) / 2

404

304

Средняя скорость дымовых газов, м/с

Wср

BpΣV(Θср+273)/3600*

*F1*273

846,62*12,37(404+273)/

3600*0,41*273

17,6

15

Коэф-т теплоотдачи конвекцией от проду ктов сгорания к пове рхности нагрева

αк

αлСzCфCs

рис.6.1 Эстеркин

98*0,93*1,17*0,99

90*0,93*1,1*0,99

106

91

Суммарная поглощ. способность 3хатом. газов

РnS

    rnS

0,04

Значение коэф-та ослабления лучей 3хатом. газами

Кr

рис.5.4 Эстеркин

---

13,2

15

Суммарная сила поглощающих газов потоками

КrPnS

     KrPnS

0,5

0,6

Степень черноты газового потока

а

Рис.5.6 Эстеркин

«Котельн.устан.»

---

0,4

0,45

Значение коэф-та за грязнения повер-ти нагрева

  ε

табл. 6.6 метод. указан 66 А

---

0,0043

Тем-ра наружной повер-ти загрязн. стенки,   С

tср

tn + ε * Qб

194,1

269,4

Значение коэф-та теплоотдачи излуч. незапыл. потока

αл

αn a Cr

45

25

Значение коэф-та омывания газохода дымовыми газами

ω

Принимаем в пределах 0.9 ÷ 1

---

0,95

Значение коэф-та теплоотдачи газохода

Кг

(W* αк+ αл)/

/1+ ε(W* αк+ αл)

(0,95*106+25)/1+0,0043

(0,95*106+25)

84

81,6

Тепловосприятие газохода по ур-ю теплопередачи

Qт

  Кг Н Δ tср

84*52,53*208

81,6*52,53*58

0,92*106

0,25*106

РАСЧЕТ ВОДЯННОГО ЭКОНОМАЙЗЕРА

                                                                                                                           Таблица № 6

Наименование велличины

Услов.

обознач.

  Расчетные формулы

Результат

Общий вид

Численное значение           

1

2

3

4

5

Тем-ра дымовых газов перед экономайзером,   С

Θ’э

к* αк+tB(α’э- αк)]/ α

(287*1,2+30(1,3-1,2))/1,3

267,2

Теплосодержание дымовых газов перед  экономайзе ром,  кДж/м3 

I’э

По диаграмме I-Θ

---

5000

Тем-ра дымовых газов после эконо- майзера,   С

Θ’’э

Принимается 120÷140

---

140

Теплосодержание дымовых газов после экономайзера кДж/м3

I’’э

По диаграмме I-Θ

---

2900

Тепловосприятии в водяном экономай- зере,  Вт

Qэ

φ Вр (I’э - I’’э +ΔI’’B)* *0.278

ΔI’’B=Δα*Vo*tB=40.2

0,986*1260*(5500-

-2800+492) *0.278

0,5*106

Кол-во пит. воды, проходящей через экономайзер, кг/ч

Dэ

По заданию учитывая, что Dэ = D

---

1000

Тем-ра питат. воды перед экономайз., С   

t'э

Принимается

---

100

Тем-ра питат. воды на выходе из эконо майзера,   С

t'’э

(Qэ/ Dэ*4,19*0,278*

*μ)+ t'э

μ = 1.4 ÷ 1.5

μ=1,5

0.91*106/4000*4,19*0,278*1,5

117,9

Перепад тем-р насыщения и на выходе из эконом.,

tн –tэ   40

194,1-228,77

76,2

Средний  тем-ый напор,   С

 tср

[( Θ’э + Θ’’э ) / 2]-[ (t'э+ t'’э)/2]

(301+140)/2-(100+228,77)

94,6

Средняя тем-ра дымрвых газов,  С

Θср

( Θ’э + Θ’’э ) / 2

(301+140)/2

203,6

Средняя скорость дымовых газов в экономайзере,  м/с

Wср

Fэ= Fтр*m=3,14*0,0512*424/4=0,866

7,8

Коэф-т теплоотда чи, КЭ

Кэ

Рис.6.12 метод.указан.

Кэ = KN CV

21,42

Расчет поверхности нагрева, m2

Hэ

Qэ/ Кэ  tср

246,75

Количество труб в ряду

m

Принимается

6

Количество рядов труб

n

Нэ /  hэm

14

                                                                                                                              

Принимаем экономайзер из труб ВТИ с количеством труб в ряду m = 6  ; количество рядов n = 14     ; длина труб l = 2 м .


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

83579. Особливості ведення морської війни 38.73 KB
  Театром морської війни є внутрішні морські води територіальне море і відкрите море. До морської війни застосовні загальні правила сухопутної війни зокрема правила щодо заборони на певні засоби і методи. В правилах морської війни специфічними є правила для підводних човнів морської блокади бомбардувань і ін.
83580. Правова регламентація повітряної війни 34.96 KB
  Всі правила і норми що стосуються війни в цілому відносяться і до повітряної війни. Театром повітряної війни є повітряний простір над сухопутним і морським театрами воїни тобто над сухопутною територією воюючих над територіальним і відкритим морем. Повітряний простір над нейтральними державами театром війни бути не може.
83581. Захист цивільних об’єктів та культурних цінностей в період збройного конфлікту 37.56 KB
  Згідно з Додатковим протоколом І цивільні об’єкти не повинні бути об’єктом нападу або репресалій. До військових об\' єктів Протокол відносить такі об’єкти які через свій характер розташування призначення або використання роблять ефективний ї несок у військові дії і повне або часткове руйнування захоплення або нейтралізація яких при існуючих в даний момент обставинах надає явну військову перевагу ст. Отже об’єкти що не підпадають під вищенаведене визначення повинні розглядатися як цивільні і їх знищення є забороненим методом ведення...
83582. Закінчення війни і його міжнародно-правові наслідки 36.35 KB
  Розрізняють припинення стану війни і припинення військових дій. Припинення військових дій не завжди автоматично супроводжується припиненням стану війни. Перемир’я тимчасове припинення військових дій на умовах узгоджених воюючими сторонами. Подруге загальне перемир’я при певних обставинах наприклад якщо сторони в конфлікті формально не заявили про наявність стану війни між ними здатне не тільки призупинити військові дії але і привести до їх припинення.
83583. Поняття та принципи міжнародного повітряного права 32.8 KB
  Міжнародне повітряне право - це система міжнародно-правових норм, які регулюють відносини між суб\'єктами міжнародного права у зв\'язку з використанням повітряного простору та визначають його правовий режим.
83584. Міжнародна організація цивільної авіації 36.37 KB
  Міжнародна організація цивільної авіації ІКАО була створена відповідно до Конвенції про міжнародну цивільну авіацію 1944 р.: забезпечувати безпечний і впорядкований розвиток міжнародної цивільної авіації в усьому світі; заохочувати мистецтво конструювання й експлуатації повітряних суден у мирних цілях; заохочувати розвиток повітряних трас аеропортів і аеронавігаційних засобів для міжнародної цивільної авіації; задовольняти потреби народів світу у безпечному регулярному ефективному й економічному повітряному транспорті; запобігати...
83585. Правовий режим повітряного простору. Свобода повітря 37.43 KB
  Згідно з принципом свободи польотів у міжнародному повітряному просторі повітряні судна підпорядковуються в даній сфері юрисдикції держави прапору держави реєстрації Порядок реєстрації повітряних суден визначається внутрішнім правом. Держави зобов\'язані здійснювати контроль за відповідністю зареєстрованих в них повітряних суден вимогам безпеки польотів та за дотриманням ними міжнародних норм. Юрисдикція держави у власному повітряному просторі визначається її територіальним верховенством. Повітряний простір є частиною території держави.
83586. Боротьба з актами незаконного втручання у діяльність цивільної авіації 32.4 KB
  містить цілий ряд статей що відносяться до повітряного піратства під яким розуміють будьякий неправомірний акт насильства затримання що здійснюється в особистих цілях екіпажем або пасажирами приватного літального апарату. У міжнародному просторі урядові судна будьякої держави можуть захопити піратський літальний апарат заарештувати осіб що захопили його та віддати суду своєї держави. Будьяка держава зобов’язана або судити або видавати осіб що скоїли їх.
83587. Поняття і принципи міжнародного космічного права 35.11 KB
  Його основними джерелами є: Договір про принципи діяльності держав з дослідження та використання космічного простору включаючи Місяць та інші небесні тіла 1967 р. Угода про діяльність держав на Місяці та інших небесних тілах 1979 р. Принципи міжнародного космічного права закріплені у Договорі про принципи діяльності держав з дослідження та використання космічного простору включаючи Місяць та інші небесні тіла 1967 р. До них відносяться: дослідження та використання космосу на благо всього людства; рівне право всіх держав на дослідження та...