Рефетека.ру / Промышленность и пр-во

Реферат: Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

1.0. Введение

Тепловая энергия является одним из основных видов энергии, необходимых для обеспечения жизнедеятельности человека. Тепловую энергию в основном используют для получения электрической энергии, для технологических нужд предприятий различного назначения, для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.

Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и обеспечивающих ее доставку потребителю в виде водяного пара или горячей воды, называют системами теплоснабжения.

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

Системы теплоснабжения являются важнейшей составляющей энергетического хозяйства страны. Важнейшим звеном единой системы энерготеплоснабжения служат котельные (теплогенерирующие) установки – совокупность узлов и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара или горячей воды. В качестве первичных источников энергии для теплогенерирующих установок используют органическое и ядерное топливо, солнечную и геотермальную энергию, горючие и тепловые отходы промышленных предприятий. По своему агрегатному состоянию все виды органического топлива разделяют на твердое, жидкое и газообразное. Основной вид газообразного топлива – природный газ, доля потребления которого в общей структуре потребления топлива котельными установками достигает в настоящее время 55% и имеет тенденцию к сохранению этого значения на достаточно длительную перспективу. Поэтому эффективное использование этого важнейшего источника теплоты в теплогенерирующих установках является важной составной частью крупнейшей народнохозяйственной задачи по экономии топливно-энергетических ресурсов.

Природный газ, являясь универсальным и экономичным видом топлива, способствует повышению производительности труда, улучшению производственного комфорта, созданию нового высокоэффективного оборудования и технологических процессов, снижению удельных расходов топлива. Квалифицированное сжигание газа защищает от загрязнения воздушный бассейн промышленных объектов и населенных пунктов.

Снижение удельных расходов газа на единицу конечной продукции достигается применением новых технологических процессов и более экономичного оборудования.

Газифицированные котельные агрегаты, использующие современные конструкции газогорелочных устройств, наиболее рационально сжигающих газ, автоматизация процессов горения способствуют обеспечению энергосбережения.

2.0. Технологическая часть.

2.1. Краткое описание парогенератора ДЕ-10-14 ГМ.

Газомазутные вертикально-водотрубные паровые котлы типа ДЕ-10т/ч предназначены для выработки насыщенного и слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Топочная камера котлов размещается с боку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Ширина топочной камеры по осям боковых экранных труб одинакова для всех котлов – 1790мм.

Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру.

Трубы парового бокового экрана, образующего также пол и потолок топочной камеры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана приваривают к верхнему и нижнему коллекторам диаметром 159х6мм. Трубы фронтового экрана котлов паропроизводительностью 10 т/ч приварены к коллекторам диаметром 159х6мм.

В водяном пространстве верхнего барабана находится питательная труба и труба для ввода фосфатов, в паровом объеме – сепарационные устройства. В нижнем барабане размещают перфорированные трубы для продувки, устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды.

На котле предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая – из нижнего коллектора заднего экрана, если задний экран имеет коллектор, если нет – периодическая продувка совмещена с непрерывной, осуществляемой из фронтового днища нижнего барабана.

Котел выполнен с одноступенчатой схемой испарения. Опускным звеном циркуляционных контуров являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка.

Конвективный пучок от топочной камеры отделен газоплотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Перегородка выполнена из вплотную поставленных (S=55 мм) и сваренных между собой труб диаметром 51х2,5 мм. При вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда. Места разводки уплотняют металлическими проставками и шамотобетоном.

Конвективный пучок образован коридорно расположенными вертикальными трубами диаметром 51х2,5 мм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана 90 мм, поперечный 110 мм. Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективных пучках котлов устанавливают продольные чугунные или ступенчатые стальные перегородки. Выход дымовых газов из котлов осуществляется через окно, расположенное на задней стенки котла.

Все типоразмеры котлов имеют одинаковую циркуляционную схему. Контуры заднего экрана всех котлов и фронтового экрана котлов соединяют с барабаном через промежуточные коллекторы: нижний – раздающий (горизонтальный) и верхний – собирающий (наклонный). Концы промежуточных коллекторов со стороны, противоположенной барабанам, объединены необогреваемой рециркуляционной трубой диаметром 76х3,5 мм.

В качестве первичных сепарационных устройств 1-й ступени испарения используют установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств 1-й ступени котла используют горизонтальный жалюзийный сепаратор и дырчатый лист.

Пароперегреватель котлов выполнен змеевиковым из труб диаметром 32х3 мм. Плотное экранирование боковых стен, потолка и пола топочной камеры позволяет на котлах применить легкую изоляцию в два-три слоя изоляционных плит общей толщиной 15-20 мм. Обмуровку фронтовой и задней стенок выполняют по типу облегченной обмуровки: кирпич шамотный толщиной 65 мм и изоляционные плиты общей толщиной 100 мм.

Каждый котел ДЕ снабжен двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольный. На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливают на верхнем барабане котла, и любой из них может быть выбран как контрольным. На котлах с пароперегревателем контрольным клапаном является клапан выходного коллектора перегревателя.

С понижением давления в котлах до 0,7 МПа изменений в комплектации котлов экономайзерами не требуется, так как подогрев воды в питательных экономайзерах до температуры насыщения пара в котле составляет более 200С, что удовлетворяет требованиям правил Госгортехнадзора России.

Средний срок службы котлов между капитальными ремонтами при числе часов использования установленной мощности 2500 – 3 года, средний срок службы до списания – 20 лет.

2.2. Характеристика топлива.

Газ – высококачественное топливо, обладающее целым рядом преимуществ перед твердым топливом (отсутствие золы, высокая теплота сгорания, удобство транспортирования и сжигания, возможность автоматизации рабочих процессов). Температура факела при сжигании газа выше, чем при сжигании твердого топлива, а это приводит к повышению теплоотдачи в топке, позволяет уменьшить коэффициент избытка воздуха и снизить температуру уходящих газов и продуктов сгорания на выходе из топки и повысить КПД котла.

КПД котла на газообразном топливе при рабочих равных условиях выше КПД котла на твердом топливе на величину потерь теплоты от механической неполноты сгорания, т.е. без каких-либо затрат он может быть повышен на 3 – 10 %.

Газообразное топливо делится на природное и искусственное и представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество водяных паров, а иногда пыли и смолы. Под составом топлива понимают состав его сухой газообразной части.

Наиболее распространенное газообразное топливо – это природный газ, обладающий высокой теплотой сгорания. Основной природных газов является метан, содержание которого в газе 76,7 – 98% . Другие газообразные соединения углеводородов входят в состав газа от 0,1 до 4,5 %.

В состав горючих газов входят: водород Н2, метан СН4, другие углеводородные соединения СmНn, сероводород H2S и негорючие газы, двуокись углерода СО2, кислород О2, азот N2 и незначительное количество водяных паров Н2О. Индексы m и n при С и Н характеризуют соединения различных углеводородов.

Состав газообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н2+Парогенератор ДЕ-10-14ГМСmНn+ H2S+ СО2+ О2+ N2=100%.

Негорючую часть – балласт – составляет азот и двуокись углерода СО2.

Состав влажного газообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н2+Парогенератор ДЕ-10-14ГМСmНn+ H2S+ СО2+ О2+ N2+ Н2О =100%.

Теплота сгорания 1м3 сухого природного газа при нормальных условиях для большинства отечественных месторождений составляет 33,29 35,87 МДж/м3 (7946 – 8560 ккал/м3).

Характеристика газообразного топлива газопровода Гоголево – Полтава:

С Н4 = 85,8

С2 Н6 = 0,2

С3 Н8 = 0,1

С4 Н10 = 0,1

С5 Н12 и более тяжелые равны 0.

N2 = 13,7

СО2 = 0,1

Низкая теплота сгорания сухого газа:

Qнр =31 000.

Плотность при 00С и 760 мм рт.ст.:

Парогенератор ДЕ-10-14ГМQнр =31 000

ρic=0,789 кг/м3.

2.3. Выбор топочного устройства.

Камерные топки представляют собой устройства, в которых топливо горит в объеме топочной камеры в виде факела. В зависимости от вида топлива они бывают: пылеугольные и топки для сжигания жидкого и газообразного топлива.

В топках промышленных парогенераторов и водогрейных котлов главным образом используется природный газ. Подготовка газа к его сжиганию производится в газогорелочном устройстве. Газогорелочные устройства в зависимости от способа перемещения в них газа с воздухом принято разделять на горелки полного предварительного смешивания, диффузионные и частичного предварительного смешивания. В горелках полного предварительного смешивания газ и воздух перед поступлением в топку предварительно полностью перемешивается в необходимых для горения количествах и после этого готовая газовоздушная смесь поступает в топку. В диффузионных горелках газ и воздух в необходимых для горения количествах раздельно подаются в топку и процесс перемешивания их протекает одновременно с процессом горения. В горелках частичного предварительного смешивания только часть воздуха, необходимого для горения, перемешивается с газом, а остальной подается непосредственно в топочную камеру как встречный.

Способ перемешивания газа с воздухом для горения, оказывает существенное влияние на устойчивость фронта пламени и характер факела, выдаваемого горелкой. Под устойчивостью фронта пламени понимают процесс, при котором обеспечивается непрерывное и самопроизвольное воспламенение новых порций газовоздушной смеси, выходящей из горелок. Характер факела, выдаваемого горелками полного предварительного смешивания, заметно отличается от факела диффузионных горелок. При горении газовоздушной смеси протекает сравнительно кроткопламенный процесс с образованием лучепрозрачных продуктов сгорания.

К газовым горелкам предъявляется ряд требований: простота и дешевизна конструкций, широкий диапазон устойчивой и экономичной работы, возможность сжигания газа с низким коэффициентом избытка воздуха α, без потерь тепла от химического пережога q3, приемлемая длина факела, отсутствие шума, удобство обслуживания, простота автоматики.

Надежная и экономичная работа парогенераторов зависит от правильного выбора и компоновки горелочных устройств. Работа горелочных устройств рассматривается в зависимости от конструкции топочной камеры мощности котлоагрегата.

На парогенераторе ДЕ – 10 – 14 ГМ устанавливаем горелки с предварительной газификацией топлива. ГМП – газомазутная предварительного смешивания. Применяется при резервном жидком топливе, является комбинированной газомазутной горелкой. Газовая часть состоит из газовыпускных отверстий, расположенных на торцевой части газового ствола. ГМП бывают: вихревые, с паромеханическими форсунками – состоит из паромеханической форсунки и двухзонного направляющего аппарата и газовой камеры с выпускными отверстиями. Регулирование мощности производится изменением давления перед форсункой. Конструкции горелок отличаются друг от друга типом воздухонаправляющего устройства. Цифра в шифре горелки указывает ее полезную теплопроизводительность.

2.4. Обоснование выбранной температуры уходящих газов.

Выбор температуры уходящих газов производится на основании технико-экономического расчета по условию оптимального использования топлива и расхода металла на хвостовые поверхности нагрева. Во избежание низкой температурной коррозии при температурах металла ниже температуры точки росы, приходится выбирать повышенные температуры уходящих газов. По сравнению с экономичной выгодой или принимать специальные меры по защите воздухоподогревателя температура металлической стенки следует принимать на 100 выше температуры точки росы.

Для парогенераторов низкого давления с хвостовыми поверхностями нагрева температуру уходящих газов следует принимать в зависимости от топлива используемого в котлоагрегате. При сжигании природного рекомендуемая температура уходящих газов от 1200 до 1300С. Выбираем температуру уходящих газов 1200.

2.5.Выбор хвостовых поверхностей нагрева.

Водяной экономайзер служит для нагрева питательной воды за счет тепла уходящих газов. Он состоит из труб небольшого диаметра и по его этому поверхность их нагрева является недорогой и компактной. Водяной экономайзер устанавливается двух видов: чугунный и стальной. К установки принимаем чугунный экономайзер, т.к. они применяются в котлах средней и большой мощности на Ризб = 1,4 МПа. Чугунные экономайзеры собираются на месте монтажа из ребристых труб и деталей. Трубы изготавливаются двух размеров: 2м и 3м. в горизонтальном ряду устанавливаются от 2 до 9 труб. Блоки устанавливаются одноколенные и двухколенные. Несколько горизонтальных рядов труб (до 8) образуют группы, которые компонуют одну колонну или две раздельные металлической перегородкой. Температура нагрева воды на выходе из экономайзера должна быть ниже температуры насыщения при данном давлении, не менее чем на 200 С, во избежание парообразования в экономайзере и гидравлического удара между пролетами предусматривают разрыв высотой 550-600 мм, для помещения оборудованных устройств, осмотра и ремонта экономайзера. Для нагрева питательной и питьевой воды.

Выбор температуры уходящих газов. В практических условиях не всегда удается выбрать нам выгодную температуру уходящих газов на основе сопоставления различных вариантов. Тогда остается один путь задаться этой температурой.

Для котельных агрегатов с Д меньше либо равно 12 т/ч, оборудование хвостовой поверхности нагрева, температуру уходящих газов при сжигании природного газа tух.г. = 1700С.

3. Расчетная часть.

3.1. Конструктивные характеристики котлоагрегата:

Параметры
1. Давление, МПа (кгс/м2) 1,39 (14)
2.

Температура пара:

Насыщенный

Перегретый

194

225

3.

Площадь поверхностей нагрева (м2)

Радиационной

Конвективной

40

116

4. Объем топочной камеры (м3) 17,2
5.

Удельная нагрузка топочного объема (КВт/м3)

При сжигании газа

435
6. Полная поверхность стен топки (м2) 41,46
7. Лучевоспринимающая поверхность нагрева (м3) 38,95
8. Удельная нагрузка лучевоспринимающей поверхности нагрева при сжигании газа (м2) 88,5
9.

Габаритные размеры котлоагрегата с лестницами и площадками (мм):

Длина

Ширина

Высота

6478

4300

5050

10. КПД (%) при сжигании газа 92,04
11. Тип топочного устройства: газомазутная (ГМ) горелка ГМ-7
12.

Комплектация ГМ котлов:

Водяной экономайзер ЭП

Дымосос ДМ (об/мин)

Вентилятор ВДН (об/мин)

2-236

1000

10 1000

3.2. Расчет объемов продуктов сгорания.

1. Характеристика энергетического топлива:

а) вид топлива: газ газопровода Гоголево-Полтава;

б) состав топлива: С Н4 = 85,8

С2 Н6 = 0,2

С3 Н8 = 0,1

С4 Н10 = 0,1

С5 Н12 и более тяжелые равны 0.

N2 = 13,7

СО2 = 0,1

Низкая теплота сгорания сухого газа:

Qнр =31 000.

Плотность при 00С и 760 мм рт.ст.:

Парогенератор ДЕ-10-14ГМQнр =31 000

ρic=0,789 кг/м3.

Паропроизводительность 10,0 т/ч.

Насыщенный пар.

Температура питательной воды 1000С.

2. Коэффициент избытка воздуха Парогенератор ДЕ-10-14ГМ принимается в зависимости от вида и способа сжигания топлива.

При сжигании газового топлива принимаем α=1,1.

3. Определяем теоретический объем воздуха, необходимого для полного сгорания газового топлива.

V0 = 0,0476[0,5СО + 0,5СО + 0,5Н2 + 1,5Н2S+∑(m + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ)Cm Hn – O2 ];

V0 = 0,0476[(1 + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ) * 85,8 + (2 + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ) * 0,2 + (3 + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ) * 0,1 + (4 + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ) * 0,1]= 0, 0476 [171,6 +0,7 + 0,5 + 0,65]=8,26 (м3/м3);

4. Определяем объем трехатомных газов (м3/м3).

VROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ = 0,01 (СО2 + СО + Н2S +∑m * Сm Нn );

VROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ = 0,01(0,1 + [ 1 * 85,8 + 2 * 0,2 + 3 * 0,1 + 4 * 0,1]) = (86,9 + 0,1) * 0,01 = 0,87 (м3/м3);

5. Определяем теоретический объем азота в продуктах сгорания.

VПарогенератор ДЕ-10-14ГМNПарогенератор ДЕ-10-14ГМ = 0.79 V0 + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ;Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

VПарогенератор ДЕ-10-14ГМNПарогенератор ДЕ-10-14ГМ = 0.79 * 8,26 + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ = 6,66 (м3);

6. Определяем теоретический объем водяных паров м3 /м3.

V0HПарогенератор ДЕ-10-14ГМO = 0,01(H2S + H2 + ∑Парогенератор ДЕ-10-14ГМ + 0,124 d г.тл) + 0,0161*V0;

V0HПарогенератор ДЕ-10-14ГМO = 0,01 (Парогенератор ДЕ-10-14ГМ* 85,8 + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ* 0,2 + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ* 0,1 + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ* 0,1) + 0,0161* 8,26 = =1,864 (м3 /м3)

7. Определяем средний коэффициент избытка воздуха в газоходах с учетом присосов воздуха по газоходам в следующем порядке:

а) доля присосов воздуха в газоходах

ΔПарогенератор ДЕ-10-14ГМтопки - ΔПарогенератор ДЕ-10-14ГМт = 0,05

ΔПарогенератор ДЕ-10-14ГМ I конвективного пучка - ΔПарогенератор ДЕ-10-14ГМ Iк.п. = 0,05

ΔПарогенератор ДЕ-10-14ГМ II конвективного пучка - ΔПарогенератор ДЕ-10-14ГМ IIк.п = 0,1

ΔПарогенератор ДЕ-10-14ГМ экономайзера - ΔПарогенератор ДЕ-10-14ГМэк. = 0,1

б) коэффициент избытка воздуха за газоходами:

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

Для топки: Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=1,1 + 0,05

Для I конвективного пучка: Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 1,15 + 0,05 = 1,2

Для II конвективного пучка: Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 1,2 + 0,1 = 1,3

Для экономайзера: Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 1,3 + 0,1 = 1,4.

в) средний коэффициент избытка воздуха в газоходах:

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

Для топки Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ1,125;

Для Iк.п . Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ1,175;

Для IIк.п . Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ1,25;

Для экономайзера, Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ1,35.

8.Определяем избыточное количество воздуха для каждого газохода, м3/м3.

Vв изб = Vо (Парогенератор ДЕ-10-14ГМ -1);

Для топки: Vв изб..т =8,26 * 0,125 = 1,033 (м3/м3);

Для I к.п. Vв изб I кп =8,26 * 0,175 = 1,446 (м3/м3);

Для II к.п. Vв изб II кп =8,26 * 0,25 = 2,064 (м3/м3);

Для экономайзера Vв изб.экон.= 8,26 * 0,35 = 2,89 (м3/м3).

9. Определяем действительный объем азота в продуктах сгорания по газоходам, м3/м3.

VNПарогенератор ДЕ-10-14ГМ =V0NПарогенератор ДЕ-10-14ГМ +(Парогенератор ДЕ-10-14ГМ*V0

Для топки VNПарогенератор ДЕ-10-14ГМт= 6,66 + (1,125 - 1)*8,26 = 7,69 (м3/м3);

Для I к.п. VIкп NПарогенератор ДЕ-10-14ГМ=6,66 + (1,175 - 1)*8,26 = 8,11 (м3/м3);

Для II к.п V IIкп NПарогенератор ДЕ-10-14ГМ=6,66 + (1,25 - 1)*8,26 = 8,73 (м3/м3);

Для экономайзера Vэкон. NПарогенератор ДЕ-10-14ГМ=6,66 + (1,35 - 1)*8,26 = 9,55 (м3/м3).

10. Определяем действительный объем водяных паров в продуктах сгорания по газоходам, м3/м3.

VHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO = VHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO 0+ 0,0161 (Парогенератор ДЕ-10-14ГМ V0;

Для топки VНПарогенератор ДЕ-10-14ГМОт=1,864 + 0,0161*(1,125 - 1)*8,26 = 1,881 (м3/м3)

Для I к.п VIкп НПарогенератор ДЕ-10-14ГМО=1,864 + 0,0161*(1,175 - 1)*8,26 = 1,887 (м3/м3)

Для II к.п VIIкп НПарогенератор ДЕ-10-14ГМО=1,864 + 0,0161*(1,25 - 1)*8,26 = 1,897 (м3/м3)

Для экономайзера Vэкон НПарогенератор ДЕ-10-14ГМО=1,864+0,0161*(1,35 - 1)*8,26= 1,911 (м3/м3).

11.Определяем действительные суммарные объемы продуктов сгорания по газоходам, м3/м3.

Vг = VROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ+ VNПарогенератор ДЕ-10-14ГМ +VHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO ;

Для топки Vгт =0,87 + 7,69 + 1,881 = 10,441 (м3/м3)

Для I к.п VIкп г= 0,87 + 8,11 + 1,887 = 10,867 (м3/м3)

Для II к.п VIIкп г= 0,87 + 8,73 + 1,897 = 11,497 (м3/м3)

Для экономайзера Vэкон г= 0,87 + 9,55 + 1,911 = 12,331 (м3/м3)

12. Определяем объемные доли трехатомных газов и водяных паров, а также суммарную объемную долю для каждого газохода:

rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ= Парогенератор ДЕ-10-14ГМ; rНПарогенератор ДЕ-10-14ГМО = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ ; r n = rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ+ rHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO.

Для топки rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ= Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=0,083 ;

Парогенератор ДЕ-10-14ГМО = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 0,18 ;

r n = rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ+ rHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO.= 0,083 + 0,18 = 0,263

Для I к.п rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ= Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=0,08 ;

Парогенератор ДЕ-10-14ГМО = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 0,17 ;

r n = rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ+ rHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO.= 0,08 + 0,17 = 0,25

Для II к.п rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ= Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=0,076 ;

Парогенератор ДЕ-10-14ГМО = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 0,165 ;

r n = rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ+ rHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO.= 0,076 + 0,165 = 0,241

Для экономайзера rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ= Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=0,071 ;

Парогенератор ДЕ-10-14ГМО = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 0,155 ;

r n = rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ+ rHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO.= 0,071 + 0,155 = 0,226

13. Результаты расчетов сводим в таблицу.

Объемы продуктов сгорания. Табл.1

Табл.1

Величина и расчетная формула Размерность Теоретические объемы

V0= …; VROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ=…; V0NПарогенератор ДЕ-10-14ГМ=…; VHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO 0=…

топка I к.п II к.п

экономай

зер

Коэф-т избытка воздуха за газоходом Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

1,15 1,2 1,3 1,4

Величина присосов в газоходах Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

0,05 0,05 0,1 0,1

Средний к-т избытка воздуха в газоходах Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

1,125 1,175 1,25 1,35

Полный объем продуктов сгорания в газоходах Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

м3/м3 10,441 10,867 11,497 12,331

Объемная доля трехатомных газов в газоходах rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ

0,083 0,08 0,076 0,071

Объемная доля водяных паров по газоходам r HПарогенератор ДЕ-10-14ГМO

0,18 0,17 0,165 0,155

Суммарная объемная доля rn = rROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ + rHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO

0,263 0,25 0,241 0,226

3.2. Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания.

1). Вычисляем энтальпию теоретического объема воздуха для диапазона температур от 100 до 2000оС; кДж/м3.

I0 в = Vо (сПарогенератор ДЕ-10-14ГМ

где сПарогенератор ДЕ-10-14ГМ - энтальпия 1 м3 воздуха, (кДж/м3) принимается для каждой выбранной температуры.

Табл. 2.

100 8,26 132,7 1096
200 8,26 267,1 2206
300 8,26 404 3337
400 8,26 543,5 4489
500 8,26 686,3 5669
600 8,26 832,4 6876
700 8,26 982,8 8118
800 8,26 1134 9367
900 8,26 1285,2 10616
1000 8,26 1440,6 11899
1100 8,26 1600,2 13218
1200 8,26 1759,8 14536
1300 8,26 1919,4 15854
1400 8,26 2083,2 17207
1500 8,26 2247 18560
1600 8,26 2410,8 19913
1700 8,26 2574,6 21266
1800 8,26 2738,4 22619
1900 8,26 2906,4 24007
2000 8,26 3074,4 25395

2. Вычисляем энтальпию теоретического объема продуктов сгорания в диапазоне температур от 1000С до 20000С по формуле:

I0г = VROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ IROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ+ VNПарогенератор ДЕ-10-14ГМ INПарогенератор ДЕ-10-14ГМ+VHПарогенератор ДЕ-10-14ГМOI HПарогенератор ДЕ-10-14ГМO.

где: VROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ , VNПарогенератор ДЕ-10-14ГМ , VHПарогенератор ДЕ-10-14ГМO – объемы трехатомных газов, теоретический объем азота и водяного пара;

IROПарогенератор ДЕ-10-14ГМ, INПарогенератор ДЕ-10-14ГМ,I HПарогенератор ДЕ-10-14ГМO – энтальпии трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров принимаем для каждой выбранной температуры. Табл.3

100 0,87 170,5 6,66 130,2 1,864 151,2 1297
200 0,87 358,7 6,66 260,8 1,864 305,3 2618
300 0,87 560,7 6,66 393,1 1,864 464,1 3971
400 0,87 774,5 6,66 528,4 1,864 628,3 5364
500 0,87 999,6 6,66 666,1 1,864 797,2 6792
600 0,87 1226,4 6,66 806,4 1,864 970,2 8246
700 0,87 1465,8 6,66 949,2 1,864 1150,8 9742
800 0,87 1709,4 6,66 1096,2 1,864 1339,8 11285
900 0,87 1957,2 6,66 1247,4 1,864 1528,8 12860
1000 0,87 2209,2 6,66 1398,6 1,864 1730,4 14462
1100 0,87 2465,4 6,66 1549,8 1,864 1932 16068
1200 0,87 2725,8 6,66 1701 1,864 2137,8 17685
1300 0,87 2986,2 6,66 1856,4 1,864 2352 19346
1400 0,87 3250,8 6,66 2016 1,864 2506,2 20926
1500 0,87 3515,4 6,66 2171,4 1,864 2788,8 22718
1600 0,87 3780 6,66 2331 1,864 3011,4 24426
1700 0,87 4048,8 6,66 2490,6 1,864 3238,2 26146
1800 0,87 4317,6 6,66 2650,2 1,864 3469,2 27873
1900 0,87 4586,4 6,66 2814 1,864 3700,2 29629
2000 0,87 4859,4 6,66 2973,6 1,864 3939,6 31375

3. Вычисляем энтальпию избыточного воздуха для диапазона температур и для каждого газохода.

Iвизб = (Парогенератор ДЕ-10-14ГМ- 1)* I0в.

Результаты расчета энтальпий продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 4. Табл.4

Поверхность нагрева температура после поверхности нагрева
2000 25395 31375 3174 34550
1900 24007 29629 3001 32629
1800 22619 27873 2827 30701
1700 21266 26146 2658 28804
Топочная 1600 19913 24426 2489 26915
камера 1500 18560 22718 2320 25038
α=1,125-1= 1400 17207 20926 2151 23077
=0,125 1300 15854 19346 1982 21328
1200 14536 17685 1817 19502
1100 13218 16068 1652 17720
1000 11899 14462 1487 15950
900 10616 12860 1327 14187
800 9367 11285 1171 12456
1 газоход 1000 11899 14462 2082 16545
α=1,175-1= 900 10616 12860 1858 14718
=0,175 800 9367 11285 1639 12924
700 8118 9742 1421 11163
600 6876 8246 1203 9449
500 5669 6792 992 7784
2 газоход 700 8118 9742 2029 11771
α=1,25-1= 600 6876 8246 1719 9965
=0,25 500 5669 6792 1417 8209
400 4489 5364 1122 6486
300 3337 3971 834 4805
Водяной 400 4489 5364 1571 6935
экономайзер 300 3337 3971 1168 5139
α=1,35-1= 200 2206 2618 772 3390
=0,35 100 1096 1297 384 1681

Расчет теплового баланса котлоагрегата.

При тепловом расчете парового котла тепловой баланс составляется для определения КПД брутто и расчетного расхода топлива.

1. Определяем располагаемую теплоту, кДж/м3.

Qрр = Qрн +Qв.вн., где

Qрн – низшая теплота сгорания сухой массы газа из характеристики топлива.

Qв.вн. – теплота, внесенная в котлоагрегат с воздухом при подогреве его вне к/а, (при расчете газового топлива не учитывается).

Qрр = Qрн = 31000, (кДж/м3).

2. Определяем потерю теплоты с уходящими газами:

q2 = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ,

где Парогенератор ДЕ-10-14ГМ- энтальпия уходящих газов при tух- температуре уходящих газов.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ- коэффициент избытка воздуха на выходе из котлоагрегата.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ-энтальпия холодного воздуха при tхв = 300С.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 39,8*V0=39,8 * 8,26 = 328,75.

tух = 1200С;

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ*120=2017,2

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=1,4

q2 = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=5,02.

3. Определяем потерю теплоты от химического недожога.

q3 = 0,5.

4. Определяем потерю теплоты от механического недожога q4 = . При сжигании газового топлива q4 = 0.

5. Определяем потерю тепла от наружного охлаждения (%)

q5 =1,7

6. Определяем полезную мощность парового котла.

Qпг = D (ίпн - ίпв) + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ* (ίкв - ίпв ),

где D – расход пара, кг/с

ίпп =- энтальпия перегретого пара или ίнп – энтальпия насыщенного пара

ίпв =- энтальпия питательной воды

ίкв = энтальпия котловой воды

Р – процент продувки, %

ίпв = tпв *спв = tпв *4,19=100*4,19=419; (кДж/кг)

ίпп = 2927,4

ίнп = 2802,1

ίкв = 807,6

D = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=2,78

Р = 3% * D = 0,083

Qпг = D (ίпн - ίпв) + Парогенератор ДЕ-10-14ГМ* (ίкв - ίпв )= 2,78(2802,1 – 419) + 0,083(807,6–419)=

= 6625,02 + 32,25 = 6657,27

.

7.Определяем КПД брутто парового котла из уравнения обратного теплового баланса (%).

ηбр = 100 - (q2 +q 3 +q4 + q5) = 100 – (5,02 + 0,5 + 1,7) = 92,78.

8. Определяем расход топлива, м3/с.

Впг = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ.100 = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 0,23

9. Определяем расчетный расход топлива, м3/с.

Вр = Впг.=0,23

10. Определяем коэффициент сохранения теплоты.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 1 - Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=0,98.

Расчет топочной камеры.

При поверочном расчете топки необходимы следующие данные:

Vт – объем топочной камеры, Vт = 17,2

Fст – полная площадь поверхности стен топки, Fст = 41,46

Hл – площадь лучевоспринимающей поверхности, Нл = 38,95.

Степень экранирования топки:

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ0,94

2.Определяем полезное тепловыделение в топке:

Qт = QррПарогенератор ДЕ-10-14ГМ

Qв/ - теплота воздуха, определяется по формуле:

Qв/ = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 1,1 *328,75= 361,63

Qт = QррПарогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ29805,43.

Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов: Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=хξ.

х = 0,8; ξ=0,65;

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=хξ=0,8 * 0,65 = 0,52.

G=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ1,76

Определяем эффективную толщину излучающего слоя (м):

S = 3,6 Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= 3,6 * Парогенератор ДЕ-10-14ГМ1,5.

Определяем коэффициент ослабления лучей:

k = kг rn + kc.

где kг – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяем по формуле:

kг = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ.

rn – суммарная объемная доля трехатомных газов и водяных паров в топке,

Парогенератор ДЕ-10-14ГМо – доля водяных паров в объеме продуктов сгорания в топке.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМО=0,18; rn= 0,263

Рn = rn * Р, где Р = 0,1

Рn = rn * Р= 0,263 * 0,1 = 0,0263

kг = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ = =Парогенератор ДЕ-10-14ГМ8,96.

kc – коэффициент ослабления лучей статистыми частицами

kc = 0,3 (2-Парогенератор ДЕ-10-14ГМ) * Парогенератор ДЕ-10-14ГМ;

Величина Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=2,59

kc = 0,3 (2-Парогенератор ДЕ-10-14ГМ) * Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= =Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=1,075;

k = kг rn + kc= 8,96 * 0,263 + 1,075 = 3,43

6. Определяем степень черноты факела.

аф = m aсв+(1- m ) аг, где

m – коэффициент, характеризующий долю топочного объема ,

aсв= 1-е-( kг rПарогенератор ДЕ-10-14ГМ + kс) РS=1-е-3,43*0,1*1,5=0,4

aг =1-е-kг rПарогенератор ДЕ-10-14ГМ РS=1-е-8,96*0,263*0,1*1,5=0,298

аф = m* aсв+ (1-m )* aг=0,5 * 0,4 + (1-0,5) * 0,298=0,349;

Определяем коэффициент М, зависящий от положения максимума температуры пламени по высоте топки.

М = 0,54-0,2 Хm, где Хm = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ= Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=0,177

М = 0,54-0,2 Хm=0,54 - 0,2 * 0,177 = 0,5

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

VCср = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ = 15950 при 10000С

Та = 1700 + 273 = 19730К

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=12730К

VCср = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ19,79

9. Определяем степень черноты топки.

ат = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ0,51

10. Определяем действительную температуру на выходе из топки по формуле:

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ 

=Парогенератор ДЕ-10-14ГМПарогенератор ДЕ-10-14ГМ=1017

3.5. Расчет первого конвективного пучка.

Определяем площадь поверхности нагрева конвективного пучка

Н= 116

n=328, где n – количество труб.

n Iк.п.=225 n IIк.п.=103

Iк.п. = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ0,69 IIк.п. = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ0,31

НIIк.п.=116*0,31= 36 м2

НIк.п.=116-36=80 м2

Определяем относительный продольный и поперечный шаги.

σ1 = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ1,96 σ2 = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ2,16

Определяем площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания при поперечном омывании гладких труб.

Fm.сеч = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=0,41 (м2)

Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после газохода. В дальнейшем весь расчет ведем для двух предварительно принятых температур.

Θ//1кп =800

Θ//1кп =700

Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания; кДж/м3.

I/Iк.п.=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=16826

Qб = φ (I/ - I// +Парогенератор ДЕ-10-14ГМI0пр).

Θ//1кп=800 ; Qб =0,98(16826 – 12924 + 0,05*328,75)=3840,07

Θ//1кп =700; Qб =0,98(16826 – 11163 + 0,05*328,75)=5565,85

Вычисляем расчетную температуру потока продуктов сгорания.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ 

для Θ//1=800 Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=908,5

для Θ//1=700 Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=858,5

7. Определяем температурный напор.

Δt = Θ-tк; tк = 194,70С – температура конденсата.

для Θ//1=800; Δt = Θ-tк=908,5 - 194,7 =713,8;

для Θ//1=700; Δt = Θ-tк=858,5 – 194,7 = 663,8.

8. Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева.

ωг = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ.

для Θ//1=800 ωг = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=6,6;

для Θ//1=700 ωг = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=6,3.

9. Определяем коэффициент теплопередачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков труб.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

сs=1; ся=0,94; rнПарогенератор ДЕ-10-14ГМоIк.п.=0,17

для Θ//1=800 Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=45 Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=1,01 Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=45*0,94*1*1,01=42,72;

для Θ//2=700 Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=42 Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=1,03 Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=42*0,94*1*1,03=40,66

Вычисляем степень черноты газового потока по номограмме. При этом необходимо вычислить суммарную оптическую величину по формуле:

k*p*s = (kг rn + kзл μ)ps.

Для газов kзл = 0, формула примет вид: k*p*s = kг rn ps.

rn – суммарная объемная доля трехатомных газов (из табл.1)

s – толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков определяется по формуле: s = 0,9*d*Парогенератор ДЕ-10-14ГМ; м

kг – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле для двух температур

kг = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

для Θ//1; kг =

для Θ//2; kг =

Р – давление в топочной камере к/а, принимаем Р = 0,1мПа

Рассчитываем k*p*s = kг rn ps для двух температур

для Θ//1; k*p*s =

для Θ//2; k*p*s =

а – степень черноты газового потока по номограмме ( приложение8)

для Θ//1; а =

для Θ//2; а =

Определяем коэффициент теплоотдачи Парогенератор ДЕ-10-14ГМ, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева при сжигании газа:

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ =Парогенератор ДЕ-10-14ГМ*а*сг,

где а - степень черноты,

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ - коэффициент теплоотдачи по номограмме ( приложение 9).

сг – коэффициент определяется по приложению 9 в зависимости от температуры стенки.

Tст принимаем 2000С, для двух температур: Θ//1; Θ//2;

Рассчитываем:

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ*а * сг.

для Θ//1; Парогенератор ДЕ-10-14ГМ =

для Θ//2; Парогенератор ДЕ-10-14ГМ =

Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ*(Парогенератор ДЕ-10-14ГМ),

где Парогенератор ДЕ-10-14ГМ - коэффициент использования, для поперечно омываемых пучков

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=1; для сложно омываемых Парогенератор ДЕ-10-14ГМ=0,95.

для Θ//1; Парогенератор ДЕ-10-14ГМ =

для Θ//2; Парогенератор ДЕ-10-14ГМ =

Определяем количество тепла, воспринятое твердой поверхностью нагрева на 1м3 сжигаемого газового топлива для двух температур:

Qт = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

Для этого определяем температурный напор как среднелогармфмическую разность температур.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ;

где Парогенератор ДЕ-10-14ГМ - большая разность температур продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости при противотоке

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ - меньшая разность температуры продуктов сгорания и нагреваемой жидкости.

Вычисляем коэффициент теплопередачи

к = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ, где Парогенератор ДЕ-10-14ГМ - коэффициент тепловой эффективности определяем по приложению 10 в зависимости от вида топлива.

для Θ//1;

для Θ//2;

Определяем Qт = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

для Θ//1; Qт =

для Θ//2; Qт =

Производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева.

Θр// =

Для этого строится зависимость Q =f (Θ//); точка пересечения прямых дает температуру Θр//.

Расчет водяного экономайзера.

По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты, которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов.

При tух = 120-1300С ( для газового топлива).

Qб = φ*( I/эк - Iэк//+ Парогенератор ДЕ-10-14ГМI0хв).

Определяем энтальпию воды после экономайзера

ίэк// = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ,

где Вр – расход топлива;

D – паропроизводительность к/а, кг/с

ίэк/ = ί nвэк

В зависимости от направления движения воды и продуктов сгорания в экономайзере определяем температурный напор, 0С.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ - большая разность температур продуктов сгорания и нагреваемой среды, 0С.

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ = Θ/эк – t//эк =

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ = Θ//эк - t/эк =

Парогенератор ДЕ-10-14ГМt =

Определяем скорость продуктов сгорания в экономайзере, м/с.

ωг = Вр*Vг*(Θср+273),

Вр – расход топлива

Vг –объем газов в экономайзере (из табл.1)

Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

ωг =

Определяем коэффициент теплоотдачи.

к = кн*сПарогенератор ДЕ-10-14ГМ =

Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера, м2.

Нэк = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

По полученной площади устанавливаем его конструктивные характеристики.

Общее число труб n = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ =

Число рядов труб m = Парогенератор ДЕ-10-14ГМ,

где Z – число труб в ряду.

Список литературы

Борщов Д.Я. Устройство и эксплуатация отопительных котельных малой мощности: Учеб. пособие для проф.тех. училищ. – 2-е изд., испр. и доп. – М.: Стройиздат, 1989

Брюханов О.Н., Кузнецов В.А. Газифицированные котельные агрегаты: Учебник. – М.: ИНФРА – М, 2005

Рефетека ру refoteka@gmail.com