МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГБОУ ВПО «Брянский государственный технический университет»

Факультет Энергетики и Электроники

Кафедра «Промышленная теплоэнергетика»

Курсовая работа

по дисциплине

«Нагнетатели и тепловые двигатели»

«Тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата, выбор дымососа и дутьевого вентилятора для котла ДЕ-10-14ГМ »

Студентка группы 09-ПТЭ

Труфанова И.Ю.

__________________

Преподаватель

Анисин А.К.

__________________

Брянск 2012

Техническое задание

Произвести тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата

· Паропроизводительность на рабочем режиме 10 т/ч

· Рабочее избыточное давление пара 1,4 МПа

· Состояние пара насыщенный

· Температура питательной воды 100˚С

· Внутренний диаметр барабанов 1000 мм

· Расположение труб конвективного пучка коридорное

· Диаметр и толщина стенки экранных и

конвективных труб, мм 51х2,5

Содержание

Введение.......................................................................................................... 4

Техническое описание котла ДЕ-10-14ГМ...........................................................5

Сведения о топке и горелке котла ДЕ-10-14ГМ..................................................8

1. Тепловой расчет парового котельного агрегата.............................................9

1.1. Топливо, состав и количество продуктов горения, их теплосодержание. 9

1.2. Тепловой расчет топки.............................................................. ....17

1.3. Расчет газоходов.......................................................................... 18

1.3.1. Расчет первого газохода..............................................................19

1.3.2. Расчет второго газохода..............................................................21

1.3.3. Расчет третьего газохода.............................................................24

1.3.4.Расчет четвертого газохода. .......................................................27

1.4. Расчет водяного экономайзера..................................................... 29

2. Аэродинамический расчет котельного агрегата..................................... 31

2.1. Расчет общего сопротивления котла............................................ 31

2.2. Газовый тракт................................................................................ 35

2.3. Расчет сопротивления газового тракта........................................ 37

2.4. Расчет дымовой трубы и выбор дымососа.................................. 38

2.5. Дымосос..................................................................................... ....39

2.6. Подбор дымососа.................................................................................40

2.7. Воздушный тракт................................................................................42

2.8. Расчет сопротивления воздушного тракта.........................................43



2.9.Выбор дутьевого вентилятора.............................................................43

2.10. Подбор вентилятора..............................................................................44

Трубопроводы, арматура котла............................................................................44

Водяные экономайзеры.........................................................................................47

Деаэрация……………………………………………………………………….48

Продувка.................................................................................................................49

Заключение.............................................................................................................51

Список используемой литературы.......................................................................52

Введение

В данной курсовой работе проводится тепловой расчет котла ДЕ-10-14ГМ. Котел двухбарабанный вертикально-водотрубный, предназначен для выработки насыщенного и перегретого пара используемого для технических нужд промышленных предприятий, на теплоснабжение систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Основным оборудованием установки является топочная камера, экранные и конвективные поверхности нагрева, водяной экономайзер. Топочная камера предназначена для организации процесса горения топлива. Основными частями котла являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой задний и боковой экран, образующие топочную камеру, которая располагается сбоку от конвективного пучка.

В водном пространстве верхнего барабана находится питательная труба и направляющие щиты, в паровом объеме - сепараторное устройство. В нижнем барабане расположено устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубкидля спуска воды.

Поверхности нагрева в зависимости от передачи им тепла различают на экранные (лучевоспринимающие) и конвективные. Первые располагаются в топочной камере по периметру и образуют канал, в котором установлен конвективный пучок. Продукты сгорания, образуясь в камере сгорания (топке) пройдя через конвективный пучок, попадают в экономайзер расположенный позади котла. Водяной экономайзер предназначен для утилизации тепла, которое не было воспринято котлом и последующего возвращения его в котел с помощью питательной воды.



В качестве топлива используется природный газ.

Таблица 2.

Определение расхода топлива

Расчетный часовой расход топлива:

1.2. Тепловой расчет топки

1.Площадь ограждающих поверхностей топкиH ст =47,698м 2

2.Общая лучевоспринимающая поверхность нагрева топки H л =39,02м 2 .

3.Расчет теплообмена в топке:

Полезное тепловыделение в топке:

Ккал/нм 3

34654 кДж/кг.

На I диаграмме по прямой, построенной при значении коэффициента избытка воздуха α т =1,15 при найденном теплосодержании I тг =8286,55 ккал/м 3 находим температуру горения: тг =1780 оС.

Для определения температуры на выходе из топки составляем таблицу №3.

Таблица 3.

Расчет температуры газов на выходе из топки

Наименование величин Расчетные данные Результаты
Объем топочного пространства V т, м 2 По 17,14
Общая площадь ограждающих поверхностей Н ст, м 2 П.п. 1.2.1 47,698
Эффективная толщина излучающего слоя S, м S=3,6 1,29
Лучевоспринимающая поверхность нагрева Н л, м 2 принято 39,02
Степень экранирования топки ψ Ψ=Н л /Н ст =39,02/47,698 0,83
Положение максимума температур X Рис. 1 X=h 1 /h 2 =600/1375 0,44
Значение коэффициента m Табл.
Суммарная поглощательная способность трехатомных газов , м*ата r n S= 0,337
Температура газов на выходе из топки Принимаем с последующим уточнением
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами к г Рис. IV.1. 0,7
Коэффициент ослабления лучей топочной средой к К= К г r п =0,7·0,337 0,235
Сила поглощения запыленным потоком газов, Кр=К г r п ·s=0,235·1,29 0,304
Степень черноты несветящейся части пламени, а нс а нс =1-e -kps =1-e -0, 304 0,26
Степень черноты факела, а ф а ф =а нс (1-m)=0,26(1-0) 0,26
Условный коэффициент загрязнения лучевоспринимающей поверхности нагрева =0,8 0,8
Произведение ψ 0,664
Тепловыделение в топке 1м 2 ограждающих её поверхностей, ккал/м 2 (540121кДж/м 2 ч)
Постоянные величины расчетного коэффициента М А=0,52 Б=0,3
Расчетный коэффициент М М=А-БX=0,52-0,3 0,388
Температура дымовых газов на выходе из топки , о С Номограмма рис.IV.4. (1114 по
Энтальпия дымовых газов на выходе из топки , ккал/нм 3 Рис. 1. 4800,4 (20075,3кДж/кг)
Тепло переданное излучением в топке Q л, ккал/нм 3 3425,1 (14324 кДж/кг)
Тепловое напряжение топочного объема Q/V Т, ккал/м 3 (1526176 кДж/кг)

Температура газов на выходе из топки оказалась почти равной предварительно принятой; не превышает допустимых норм и тепловое напряжение объема топочного пространства, следовательно, расчет теплообмена в топке произведен верно.


Расчет газоходов

Определим основные конструктивные характеристики газохода и поместим их в таблицу 4.

Таблица 4

Основные конструктивные характеристики газоходов

Наименование величин Усл. обозн. Ед. изм. Формула или источник I ый газоход II ой газоход
1 ая часть 2 ая часть 1 ая часть 2 ая часть
Высота газохода минимальная максимальная эффективная а min a max a э мм мм мм По чертежу
Ширина газохода B мм По чертежу
Число труб поперек газохода Z 1 - По чертежу
Диаметр труб D мм По чертежу
Площадь сечения газохода F I м 2 По чертежу 1,1 0,986 0,703 0,544
Эффективная толщина излучающего слоя S м 2 По чертежу 0,165 0,165 0,165 0,165
Шаги труб продольный поперечный S 1 S 2 мм мм По чертежу
Поверхность нагрева газохода H г м 2 По чертежу 35,75 28,38 17,03 11,92

1.3.1. Расчет первого газохода

Задаемся двумя значениями температуры дымовых газов на выходе из первой части первого газохода = 750 С 0 и = 600 С 0 и проводим для этих значений температур два параллельных расчета. Все необходимые расчетные данные располагаем в таблице 5. Расчёт первой части производим при .

Приращением значения коэффициента избытка воздуха пренебрегаем, т.е. .

Таблица 5.

Тепловой расчет первого газохода

Результаты при t T
750 C о 600 С о
1. Температура дымовых газов перед первым газоходом C Из расчета t T
2. Теплосодержание дымовых газов перед первым газоходом Табл.5 Н Т 4800,4 (20099,3 кДж/м 3) 4800,4 (20099,3 кДж/м 3)
3. Температура дымовых газов за первым газоходом Задаем -
4. Теплосодержание дымовых газов за первым газоходом Табл. 5 - (14078 кДж/м 3) (10977 кДж/м 3)
5. Тепловосприятие первого газохода по уравнению теплового баланса Q Б jBр(I ’ 1 -I 1 ’’ +DI В) 0,9825·742·(4800,4-3360+0) 0,9825·742·(4800,4-2494,6+0) 1,05·10 6 (4,39·10 6 кДж/ч) 1,59·10 6 (6,66·10 6 кДж/ч)
Dt ср 723,4 620,2
7. Средняя температура дымовых газов. t ср
8. Средняя скорость дымовых газов. w ch м/c 9,83 9,21
9. Значение коэффициента теплоотдачи конвекцией. a к 0,98·1,03·53,8 0,98·1,03·52,5 54,3 52,9
10. Суммарная поглощательная способность трехатомных газов. p n S м.ат. r n S 0,26·0,165 0,043 0,043
11. Значение коэф. ослабления лучей трехатомными газами. k г - - 2,94 3,04
12. Значение коэф. ослабления лучей трехатомными газами. kp n S м.ат. k г r n S 2,94·0,043 3,04·0,043 0,126 0,130
13. Степень черноты газового потока. a - - 0,04 0,05
14. Значение коэф. загрязнения по поверхности нагрева. e Таблица. - 0,005 0,005
15. Температура наружной поверхности загрязненной стенки. t ст (194,1+0,005· Q Б)/24 340,9 416,4
16. Значение коэффициента теплоотдачи излучением незапыленного потока. a л . 125 · 0,04 · 0,96 87 · 0,05 · 0,94 4,032 4,089
17.Значение коэф. омывания газохода дымовыми газами. w - [ 1, cтр.143] 0,9 0,9
18. Значение коэф. теплоотдачи в первом газоходе к т 41,8 40,07
19.Тепловосприятие первого газохода по ур-ю Т-пр Q т 41,8·35,75·723,4 41,07·35,75·620,2 1,11·10 6 (4,65·10 6 кДж/ч) 0,7 ·10 6 (2,73 ·10 6 кДж/ч)

По значениям Q Б и Q Т строим вспомогательный график (рис. 5) и определяем температуру газов на выходе из первого газохода.

Рис.5.

Температура газов на выходе из первого газохода, равная = 738 ⁰С, является и температурой дымовых газов при входе во второй газоход.

Расчет второго газохода

Задаемся двумя значениями температуры дымовых газов на выходе из второго газохода = 600 С 0 и = 500 С 0 и проводим для этих значений температур два параллельных расчета. Все необходимые расчетные данные располагаем в таблице 6. Расчёт второго газохода производим при .


Таблица 6.

Тепловой расчет второго газохода

Результаты при t T
600 C о 500 С о
1. Температура дымовых газов перед вторым газоходом C Из расчета t T
2. Теплосодержание дымовых газов перед вторым газоходом Табл.5 Н Т 13743 кДж/м 3 13743 кДж/м 3
3. Температура дымовых газов за вторым газоходом Задаем -
4. Теплосодержание дымовых газов за вторым газоходом Табл. 5 - 11242 кДж/м 3 9149 кДж/м 3
5. Тепловосприятие второго газохода по уравнению теплового баланса Q Б jBр(I ’ 2 -I 2 ’’ +DI В) 0,9825·742·(3280- +0.1·9,4·0,32·30) 0,443·10 6 1,85*10 6 кДж/ч 0,786 ·10 6 3,29*10 6 кДж/ч
6. Средний температурный напор Dt ср 471,6 413,6
ν ср
w ch м/c 9,36 8,86
a к 0,98·1,05·52 0,98·1,05·50 53,5 51,45
p n S м.ат. r n S 0,24·0,165 0,04 0,04
11. Значение коэф. ослабления лучей трехатомными газами k г - -­­­­ 3,5 3,7
kp n S м.ат. k г r n S 3,5·0,04 3,7·0,04 0,14 0,148
a - - 0,051 0,06
14. Значение коэф-та загрязнения по поверхности нагрева e Таблица. - 0,005 0,005
t ст (194,1+0,005· Q Б)/20
a л . 70 · 0,051 · 0,98 60 · 0,06 · 0,97 3,5 3,49
17.Значение коэф. омывания газохода дымовыми газами w - [ 1, cтр.143] 0,9 0,9
18. Значение коэф. теплоотдачи во втором газоходе к т
19.Тепловосприятие второго газохода по уравнению Т-пр Q т 41·28,38·471,6 40·28,38·413,6 0,54·10 6 (2,26·10 6 кДж/ч) 0,469 ·10 6 (1,96 ·10 6 кДж/ч)

По значениям Q Б и Q Т строим вспомогательный график (рис. 6) и определяем температуру газов на выходе из второго газохода.


Температура газов на выходе из второго газохода, равная = 572 ⁰С, является и температурой дымовых газов при входе в третий газоход.

Расчет третьего газохода производим при значении коэффициента избытка воздуха .

Расчет третьего газохода

Задаемся двумя значениями температуры дымовых газов на выходе из третьего газохода = 300 С 0 и = 400 С 0 и проводим для этих значений температур два параллельных расчета. Все необходимые расчетные данные располагаем в таблице 7.

Таблица 7.

Тепловой расчет третьего газохода

Результаты при t T
500 C о 300 С о
1. Температура дымовых газов перед третьем газоходом Из расчета первого газохода -
2. Теплосодержание дымовых газов перед третьем газоходом Табл. 5 - 10558 кДж/м 3 10558 кДж/м 3
3. Температура дымовых газов за третьем газоходом Задаем -
4.Теплосодержание дымовых газов за третьем газоходом Табл. 5 - 9322кДж/м 3 5447 кДж/м 3
5. Тепловосприятие третьего газохода по уравнению теплового баланс. Q Б jBр(Н 2 -Н 2 +DН) 0,9825·742·(2520-2225+0.1·9,98·0,32·30) 0,9825·742·(2520-1300 +0.1·9,98·0,32·30) 0,215,*10 6 0,9*10 6 кДж/ч 0,889*10 6 3,72*10 6 кДж/ч
6. Средний температурный напор Dt ср 340,6 213,8
7. Средняя температура дымовых газов t ср
8. Средняя скорость дымовых газов w ch м/c 12,1 10,6
9. Значение коэффициента теплоотдачи конвекцией a к 0,92·1,04·64 0,92·1,07·56 61,2 55,1
10. Суммарная поглощательная способность трехатомных газов p n S м.ат. r n S 0,227·0,165 0,037 0,037
11. Значение коэффициента ослабления лучей трехатомными газами k г - - 3,7 4,15
12. Суммарная сила поглощения газовым потоком kp n S м.ат. k г r n S 3,7*0,037 4,15*0,037 0,137 0,15
13. Степень черноты газового потока a - - 0,06 0,08
14. Значение коэффициента загрязнения по поверхности нагрева e - 0,005 0,005
15. Температура наружной поверхности загрязненной стенки t ст (194,1+0,005· Q Б)/12
16. Значение коэф. теплоотдачи излучением незапыленного потока a л 62 · 0,06 · 0,97 55 · 0,08 · 0,90 3,6 3,96
17. Значение коэф. омывания газохода дымовыми газами w - [ 1, cтр.143] - 0,9 0,9
18. Значение коэф. теплоотдачи в третьем газоходе к т 45,79 42,24
19.Тепловосприя-тие третьего газохода по уравнению Т-пр Q т 45,79·17,03·340,6 42,24·17,03·213,8 0,26*10 6 1,08*10 6 кДж/ч 0,32*10 6 1,34*10 6 кДж/ч

По значениям Q Б и Q Т строим вспомогательный график (рис. 7) и определяем температуру газов на выходе из третьего газохода.

48,7 46,9 19.Тепловосприя-тие четвертого газохода по уравнению Т-пр Q т 48,7·11,92·257,5 46,9·11,92·142,9 0,149*10 6 0,62*106 кДж/ч 0,8*10 6 3,53*10 6 кДж/ч

По значениям Q Б и Q Т строим вспомогательный график (рис. 8) и определяем температуру газов на выходе из четвертого газохода.


Температура газов на выходе из чет

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 20 0 С, 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 Н 2 , метан СН 4 , другие углеводородные соединения С m Н n , сероводород H 2 S и негорючие газы, двуокись углерода СО 2 , кислород О 2 , азот N 2 и незначительное количество водяных паров Н 2 О. Индексы m и n при С и Н характеризуют соединения различных углеводородов.

Состав газообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н 2 + С m Н n + H 2 S+ СО 2 + О 2 + N 2 =100%.

Негорючую часть – балласт – составляет азот и двуокись углерода СО 2 .

Состав влажного газообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н 2 + С m Н n + H 2 S+ СО 2 + О 2 + N 2 + Н 2 О =100%.

Теплота сгорания 1м 3 сухого природного газа при нормальных условиях для большинства отечественных месторождений составляет 33,29 35,87 МДж/м 3 (7946 – 8560 ккал/м 3).

Характеристика газообразного топлива газопровода Гоголево – Полтава:

С 4 Н 10 = 0,1

Q н р =31 000.

ρ i c =0,789 кг/м 3 .

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 q 3 , 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 10 0 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 120 0 до 130 0 С. Выбираем температуру уходящих газов 120 0 .

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 Р изб = 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 20 0 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 t ух.г. = 170 0 С.

3. Расчетная часть.

3.1. Конструктивные характеристики котлоагрегата:

При сжигании газа

Параметры

Давление, МПа (кгс/м 2)

Температура пара:

Насыщенный

Перегретый

Площадь поверхностей нагрева (м 2)

Радиационной

Конвективной

Объем топочной камеры (м 3)

Полная поверхность стен топки (м 2)

Лучевоспринимающая поверхность нагрева (м 3)

Удельная нагрузка лучевоспринимающей поверхности нагрева при сжигании газа (м 2)

Габаритные размеры котлоагрегата с лестницами и площадками (мм):

КПД (%) при сжигании газа

Тип топочного устройства: газомазутная (ГМ) горелка

Комплектация ГМ котлов:

1. Водяной экономайзер ЭП

2. Дымосос ДМ (об/мин)

3. Вентилятор ВДН (об/мин)

3.2. Расчет объемов продуктов сгорания.

1. Характеристика энергетического топлива:

а) вид топлива: газ газопровода Гоголево-Полтава;

б) состав топлива: С Н 4 = 85,8

С 4 Н 10 = 0,1

С 5 Н 12 и более тяжелые равны 0.

Низкая теплота сгорания сухого газа:

Q н р =31 000.

Плотность при 0 0 С и 760 мм рт.ст.:

ρ i c =0,789 кг/м 3 .

Паропроизводительность 10,0 т/ч.

Насыщенный пар.

Температура питательной воды 100 0 С.

2. Коэффициент избытка воздуха 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.

V 0 = 0,0476;

V 0 = 0,0476[(1 +) * 85,8 + (2 +) * 0,2 + (3 +) * 0,1 + (4 +) * 0,1]= 0, 0476 =8,26 (м 3 /м 3);

4. Определяем объем трехатомных газов (м 3 /м 3).

V RO = 0,01 (СО 2 + СО + Н 2 S +∑m * С m Н n);

V RO = 0,01(0,1 + [ 1 * 85,8 + 2 * 0,2 + 3 * 0,1 + 4 * 0,1]) = (86,9 + 0,1) * 0,01 = 0,87 (м 3 /м 3);

5. Определяем теоретический объем азота в продуктах сгорания.

V N = 0.79 V 0 + ;

V N = 0.79 * 8,26 + = 6,66 (м 3);

6. Определяем теоретический объем водяных паров м 3 /м 3 .

V 0 HO = 0,01(H 2 S + H 2 + ∑ + 0,124 d г. тл) + 0,0161*V 0 ;

V 0 HO = 0,01 (* 85,8 + * 0,2 + * 0,1 + * 0,1) + 0,0161* 8,26 = =1,864 (м 3 /м 3)

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

а ) доля присосов воздуха в газоходах

Δ топки - Δ т = 0,05

Δ I конвективного пучка - Δ I к.п. = 0,05

Δ II конвективного пучка - Δ II к.п = 0,1

Δ экономайзера - Δ эк. = 0,1

б) коэффициент избытка воздуха за газоходами:

Для топки: =1,1 + 0,05

Для I конвективного пучка: = 1,15 + 0,05 = 1,2

Для II конвективного пучка: = 1,2 + 0,1 = 1,3

Для экономайзера: = 1,3 + 0,1 = 1,4.

в ) средний коэффициент избытка воздуха в газоходах:

Для топки = 1,125;

Для Iк.п. = 1,175;

Для IIк.п. = 1,25;

Для экономайзера, = 1,35.

8.Определяем избыточное количество воздуха для каждого газохода, м 3 /м 3.

V в изб = V о (-1);

Для топки: V в изб..т =8,26 * 0,125 = 1,033 (м 3 /м 3);

Для I к.п. V в изб I кп =8,26 * 0,175 = 1,446 (м 3 /м 3);

Для II к.п. V в изб II кп =8,26 * 0,25 = 2,064 (м 3 /м 3);

Для экономайзера V в изб.экон. = 8,26 * 0,35 = 2,89 (м 3 /м 3).

9. Определяем действительный объем азота в продуктах сгорания по газоходам, м 3 /м 3 .

V N =V 0 N +(*V 0

Для топки V N т = 6,66 + (1,125 - 1)*8,26 = 7,69 (м 3 /м 3);

Для I к.п. V I кп N =6,66 + (1,175 - 1)*8,26 = 8,11 (м 3 /м 3);

Для II к.п V II кп N =6,66 + (1,25 - 1)*8,26 = 8,73 (м 3 /м 3);

Для экономайзера V экон. N =6,66 + (1,35 - 1)*8,26 = 9,55 (м 3 /м 3).

10. Определяем действительный объем водяных паров в продуктах сгорания по газоходам, м 3 /м 3 .

V HO = V HO 0 + 0,0161 (V 0 ;

Для топки V Н О т =1,864 + 0,0161*(1,125 - 1)*8,26 = 1,881 (м 3 /м 3)

Для I к.п V I кп Н О =1,864 + 0,0161*(1,175 - 1)*8,26 = 1,887 (м 3 /м 3)

Для II к.п V II кп Н О =1,864 + 0,0161*(1,25 - 1)*8,26 = 1,897 (м 3 /м 3)

Для экономайзера V экон Н О =1,864+0,0161*(1,35 - 1)*8,26= 1,911 (м 3 /м 3).

11.Определяем действительные суммарные объемы продуктов сгорания по газоходам, м 3 /м 3 .

V г = V RO + V N +V HO ;

Для топки V г т =0,87 + 7,69 + 1,881 = 10,441 (м 3 /м 3)

Для I к.п V I кп г = 0,87 + 8,11 + 1,887 = 10,867 (м 3 /м 3)

Для II к.п V II кп г = 0,87 + 8,73 + 1,897 = 11,497 (м 3 /м 3)

Для экономайзера V экон г = 0,87 + 9,55 + 1,911 = 12,331 (м 3 /м 3)

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

r RO = ; r НО = ; r n = r RO + r HO .

Для топки r RO = = =0,083 ;

r НО = = = 0,18 ;

r n = r RO + r HO .= 0,083 + 0,18 = 0,263

Для I к.п r RO = = =0,08 ;

r НО = = = 0,17 ;

r n = r RO + r HO .= 0,08 + 0,17 = 0,25

Для II к.п r RO = = =0,076 ;

r НО = = = 0,165 ;

r n = r RO + r HO .= 0,076 + 0,165 = 0,241

Для экономайзера r RO = = =0,071 ;

r НО = = = 0,155 ;

r n = r RO + r HO .= 0,071 + 0,155 = 0,226

13. Результаты расчетов сводим в таблицу.

Объемы продуктов сгорания. Табл.1

Величина и расчетная формула

Размерность

Теоретические объемы

V 0 = …; V RO =…; V 0 N =…; V HO 0 =…

экономай

Коэф-т избытка воздуха за газоходом

Величина присосов в газоходах

Средний к-т избытка воздуха в газоходах

Полный объем продуктов сгорания в газоходах

Объемная доля трехатомных газов в газоходах r RO

Объемная доля водяных паров по газоходам r HO

Суммарная объемная доля r n = r RO + r HO

3.2. Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания.

1). Вычисляем энтальпию теоретического объема воздуха для диапазона температур от 100 до 2000 о С; кДж/м 3.

I 0 в = V о (с) в

где с - энтальпия 1 м 3 воздуха, (кДж/м 3) принимается для каждой выбранной температуры.

2. Вычисляем энтальпию теоретического объема продуктов сгорания в диапазоне температур от 100 0 С до 2000 0 С по формуле:

I 0 г = V RO I RO + V N I N +V HO I HO .

где: V RO , V N , V HO – объемы трехатомных газов, теоретический объем азота и водяного пара;

I RO , I N ,I HO – энтальпии трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров принимаем для каждой выбранной температуры. Табл.3


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

I в изб = (- 1)* I 0 в.

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

Поверхность нагрева

температура после поверхности нагрева

Топочная

камера

α =1,125-1=

1 газоход




2 газоход

α =1,25-1=

экономайзер

α =1,35-1=


3.3. 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/м 3 .

Q р р = Q р н +Q в.вн., где

Q р н – низшая теплота сгорания сухой массы газа из характеристики топлива.

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

Q р р = Q р н = 31000, (кДж/м 3).

2. Определяем потерю теплоты с уходящими газами:

где - энтальпия уходящих газов при t ух - температуре уходящих газов.

Коэффициент избытка воздуха на выходе из котлоагрегата.

Энтальпия холодного воздуха при t хв = 30 0 С.

39,8*V 0 =39,8 * 8,26 = 328,75.

t ух = 120 0 С;

q 2 = = =5,02.

3. Определяем потерю теплоты от химического недожога.

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

5. Определяем потерю тепла от наружного охлаждения (%)

6. Определяем полезную мощность парового котла.

Q пг = D (ί пн - ί пв) + * (ί кв - ί пв),

где D – расход пара, кг/с

ί пп =- энтальпия перегретого пара или ί нп – энтальпия насыщенного пара

ί пв =- энтальпия питательной воды

ί кв = энтальпия котловой воды

Р – процент продувки, %

ί пв = t пв *с пв = t пв * 4,19=100*4,19=419; (кДж/кг)

ί пп = 2927,4

ί нп = 2802,1

Р = 3% * D = 0,083

Q пг = D (ί пн - ί пв) + * (ί кв - ί пв)= 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 (%).

η бр = 100 - (q 2 +q 3 +q 4 + q 5) = 100 – (5,02 + 0,5 + 1,7) = 92,78.

8. Определяем расход топлива, м 3/ с.

В пг = .100 = = 0,23

9. Определяем расчетный расход топлива, м 3/ с.

В р = В пг. =0,23

10. Определяем коэффициент сохранения теплоты.

1 - = =0,98.

3.4. Расчет топочной камеры .

1. При поверочном расчете топки необходимы следующие данные:

V т – объем топочной камеры, V т = 17,2

F ст – полная площадь поверхности стен топки, F ст = 41,46

H л – площадь лучевоспринимающей поверхности, Н л = 38,95.

Степень экранирования топки:

2.Определяем полезное тепловыделение в топке:

Q в / - теплота воздуха, определяется по формуле:

Q в / = = 1,1 *328,75= 361,63

Q т = Q р р= 29805,43.

3. Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов: =хξ.

х = 0,8; ξ=0,65;

Хξ=0,8 * 0,65 = 0,52.

4. Определяем эффективную толщину излучающего слоя (м):

S = 3,6 = 3,6 * 1,5.

5. Определяем коэффициент ослабления лучей:

k = k г r n + k c .

где k г – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяем по формуле:

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

r н о – доля водяных паров в объеме продуктов сгорания в топке.

r НО =0,18; r n = 0,263

Р n = r n * Р, где Р = 0,1

Р n = r n * Р= 0,263 * 0,1 = 0,0263

k г = = = 8,96.

k c – коэффициент ослабления лучей статистыми частицами

k c = 0,3 (2-) * ;

Величина

k c = 0,3 (2-) * = = =1,075;

k = k г r n + k c = 8,96 * 0,263 + 1,075 = 3,43

6. Определяем степень черноты факела.

а ф = m a св + (1- m) а г, где

m – коэффициент, характеризующий долю топочного объема,

a св = 1-е -(k г r + k с) Р S =1-е -3,43*0,1*1,5 =0,4

a г =1-е - k г r Р S =1-е -8,96*0,263*0,1*1,5 =0,298

а ф = m* a св + (1-m)* a г =0,5 * 0,4 + (1-0,5) * 0,298=0,349;

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

М = 0,54-0,2 Хm, где Хm = = =0,177

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

8.Определяем среднюю суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1м 3 газа при нормальных условиях.

15950 при 1000 0 С

Т а = 1700 + 273 = 1973 0 К

VC ср = = 19,79

9. Определяем степень черноты топки.

а т = 0,51

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

3.5. Расчет первого конвективного пучка .

1. Определяем площадь поверхности нагрева конвективного пучка

n=328, где n – количество труб.

n I к.п. =225 n II к.п. =103

Iк.п. = 0,69 IIк.п. = 0,31

Н II к.п. =116*0,31= 36 м 2

Н I к.п. =116-36=80 м 2

2. Определяем относительный продольный и поперечный шаги.

σ 1 = 1,96 σ 2 = 2,16

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

F m .сеч = =0,41 (м 2)

4. 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

5. Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания; кДж/м 3 .

I / I к.п. = =16826

Q б = φ (I / - I // + I 0 пр).

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

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

6. Вычисляем расчетную температуру потока продуктов сгорания.

для Θ // 1 =800 = =908,5

для Θ // 1 =700 = =858,5

7. Определяем температурный напор.

Δt = Θ-t к; t к = 194,7 0 С – температура конденсата.

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

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

8. Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева.

для Θ // 1 =800 ω г = =6,6;

для Θ // 1 =700 ω г = =6,3 .

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

с s =1; с я =0,94; r н о I к.п. =0,17

для Θ // 1 =800 =45 =1,01 =45*0,94*1*1,01=42,72;

для Θ // 2 =700 =42 =1,03 =42*0,94*1*1,03=40,66

ххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххх

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

k*p*s = (k г r n + k зл μ)ps.

Для газов k зл = 0, формула примет вид: k*p*s = k г r n ps.

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

s – толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков определяется по формуле: s = 0,9*d* ; м

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

для Θ // 1 ; k г =

для Θ // 2 ; k г =

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

Рассчитываем k*p*s = k г r n 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 =

11. Определяем коэффициент теплоотдачи, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева при сжигании газа:

= *а *с г,

где а - степень черноты,

Коэффициент теплоотдачи по номограмме (приложение 9).

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

T ст принимаем 200 0С, для двух температур: Θ // 1 ; Θ // 2 ;

Рассчитываем:

= *а * с г.

для Θ // 1 ; =

для Θ // 2 ; =

12. Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

где - коэффициент использования, для поперечно омываемых пучков

1; для сложно омываемых =0,95.

для Θ // 1 ; =

для Θ // 2 ; =

13. Определяем количество тепла, воспринятое твердой поверхностью нагрева на 1м 3 сжигаемого газового топлива для двух температур:

Для этого определяем температурный напор как среднелогармфмическую разность температур.

где - большая разность температур продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости при противотоке

Меньшая разность температуры продуктов сгорания и нагреваемой жидкости.

Вычисляем коэффициент теплопередачи

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

для Θ // 1 ;

для Θ // 2 ;

Определяем Q т =

для Θ // 1 ; Q т =

для Θ // 2 ; Q т =

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

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

Расчет водяного экономайзера.

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

При t ух = 120-130 0 С (для газового топлива).

Q б = φ*(I / эк - I эк // + I 0 хв).

2. Определяем энтальпию воды после экономайзера

где В р – расход топлива;

D – паропроизводительность к/а, кг/с

ί эк / = ί n вэк

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

Большая разность температур продуктов сгорания и нагреваемой среды, 0 С.

= Θ / эк – t // эк =

= Θ // эк - t / эк =

4. Определяем скорость продуктов сгорания в экономайзере, м/с.

ω г = В р *V г *(Θ ср +273),

В р – расход топлива

V г –объем газов в экономайзере (из табл.1)

5. Определяем коэффициент теплоотдачи.

к = к н *с =

6. Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера, м 2.

7. По полученной площади устанавливаем его конструктивные характеристики.

Общее число труб n = =

Число рядов труб m = ,

где Z – число труб в ряду.

Список литературы:

1. 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

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


Котёл ДЕ-10-14ГМ-О – паровой котёл, основными элементами которого являются верхний и нижний барабаны, топка, образованная экранированными стенками, с горелкой и пучок вертикальных труб между барабанами.

Трубы перегородки правого бокового экрана, образующего также под и потолок топочной камеры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана котла ДЕ-10-14ГМ-О привариваются к верхнему и нижнему коллекторам. Трубы фронтового экрана котла привариваются к коллекторам.

Поперечное сечение топочной камеры для всех котлов одинаково. Глубина топочной камеры увеличивается с повышением паропроизводительности котлов.

В водяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба и труба для ввода фосфатов, в паровом объёме – сепарационное устройство. В нижнем барабане размещаются устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды, труба непрерывной продувки у котла ДЕ-10-14ГМ-О.

Топочная камера отделена от конвективного пучка газоплотной перегородкой, в задней части которой расположено окно для входа газов в пучок. Перегородка изготовлена из плотно поставленных и сваренных между собой труб. При входе в барабаны трубы разводятся в два ряда. Вертикальная часть перегородки уплотняется вваренными между трубами металлическими проставками. Конвективный пучок образован коридорно-расположенными вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах.

Исполнение заднего экрана топки возможно в двух вариантах:

Трубы заднего экрана топки привариваются к верхнему и нижнему коллекторам экрана, которые в свою очередь, привариваются к верхнему и нижнему барабанам. Концы коллекторов заднего экрана со стороны, противоположной барабанам, соединяются не обогреваемой рециркуляционной трубой. Для защиты рециркуляционных труб и коллекторов от теплового излучения в конце топочной камеры устанавливаются две трубы, присоединённые к барабанам вальцовкой.

С-образные трубы, образующие задний экран топки и присоединённые к барабанам вальцовкой.

Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективных пучках котла ДЕ-10-14ГМ-О устанавливаются продольные ступенчатые перегородки, а также изменяется ширина пучка. Дымовые газы проходят по всему сечению конвективного пучка и выходят через переднюю стенку в газовый короб, который размещен над топочной камерой. Далее через газовый короб дымовые газы проходят к экономайзеру, размещенному сзади котла.

Котёл ДЕ-10-14ГМ-О выполнен с одноступенчатой схемой испарения.

Контуры боковых экранов и конвективного пучка котла ДЕ-10-14ГМ-О замкнуты непосредственно на барабаны. Контуры заднего экрана котла ДЕ-10-14ГМ-О (Е-10-1,4ГМ) и фронтового экрана соединяются с барабаном через промежуточные коллекторы: нижний – раздающий (горизонтальный) и верхний – собирающий (наклонный). Концы промежуточных коллекторов со стороны, противоположённой барабанам, объединены необогреваемой рециркуляционной трубой.

В качестве первичных сепарационных устройств используются установленные в верхнем барабане отбойные щиты и направляющие козырьки, обеспечивающие подачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств, применяются дырчатый лист и жалюзийный сепаратор.

Пароперегреватель котла ДЕ-10-14ГМ-О выполнен змеевиковым из труб диаметром 32х3мм.

Для сжигания топочного мазута и природного газа на котёл ДЕ-10-14ГМ-О устанавливается газомазутная горелка ГМ.

Основными узлами горелки являются:

Газовая часть, лопаточный аппарат для завихрения воздуха, форсуночный узел с основной и резервной паромеханической форсункой.

Котёл ДЕ-10-14ГМ-О комплектуется необходимым количеством арматуры и контрольно-измерительными приборами.

Перевод парового котла ДЕ-10-14ГМ-О в водогрейный режим позволяет, кроме повышения производительности котельных установок и уменьшения затрат на собственные нужды, связанные с эксплуатацией питательных насосов, теплообменников сетевой воды и оборудования непрерывной продувки, а также сокращения расходов на подготовку воды, существенно снижать расход топлива.

Среднеэксплуатационный КПД котла ДЕ-10-14ГМ-О, использованного в качестве водогрейного, повышается на 2,0-2,5%.

Котёл ДЕ-10-14ГМ-О поставляется заказчику одним транспортабельным блоком (блок в обшивке и изоляции установленной горелкой. Возможно исполнение со встроенным экономайзером) в комплекте с КИП, арматурой и гарнитурой в пределах котла, лестницами и площадками, пароперегревателем (по дополнительному договору).

Газомазутный вертикально-водотрубный котёл, предназначенный для выработки насыщенного или перегретого до 225 °С пара, используемого на технологические нужды, отполение, вентиляцию и горячее водоснабжение. Отличительной особенностью котла, как и всей серии паровых котлов ДЕ, является расположение топочной камеры сбоку конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах.

Общий вид котла ДЕ-10-14 ГМ-О Базовая и дополнительная комплектации котла ДЕ-10-14 ГМ-О Описание и принципы работы парового котла ДЕ-10-14 ГМ-О

Котлы типа ДЕ (Е) состоят из верхнего и нижнего барабанов, трубной системы и комплектующих. В качестве хвостовых поверхностей нагрева применяются стальные или чугунные экономайзеры. Котлы могут комплектоваться как отечественными, так и импортными горелками. Котлы типа ДЕ могут оборудоваться системой очистки поверхностей нагрева.

Для всех типоразмеров котлов внутренний диаметр верхнего и нижнего барабанов составляет 1000 мм. Поперечное сечение топочной камеры также одинаково для всех котлов. Однако, глубина топочной камеры увеличивается с повышением паропроизводительности котлов.

Топочная камера котлов ДЕ размещается сбоку от конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Топочный блок образуется конвективным пучком, фронтовым, боковым и задним экранами. Конвективный пучок отделен от топочной камеры газоплотной перегородкой, в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Для поддержания необходимого уровня скорости газов в конвективных пучках устанавливаются продольные ступенчатые перегородки, изменяется ширина пучка. Дымовые газы, проходя по всему сечению конвективного пучка, выходят через переднюю стенку в газовый короб, который размещён над топочной камерой, и по нему проходят к расположенному сзади котла экономайзеру.

В водяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба и труба для ввода сульфатов, в паровом объёме – сепарационные устройства. В нижнем барабане размещаются устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды, перфорированные трубы непрерывной продувки.

В котлах типа ДЕ применена схема одноступенчатого испарения. Вода циркулирует следующим образом: питательная подогретая вода подается в верхний барабан под уровень воды. В нижний барабан вода поступает по экранным трубам. Из нижнего барабана вода поступает в конвективный пучок, под нагревом превращаясь в пароводяную смесь, поднимается в верхний барабан.

На верхнем барабане котла устанавливается следующая арматура: главная паровая задвижка, клапаны для отбора проб пара, отбора пара на собственные нужды. Каждый котел снабжен манометром, двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным клапаном. Для удобства обслуживания котлы ДЕ оснащаются лестницами и площадками.

Технические характеристики ДЕ-10-14 ГМ-О
Показатель Значение
Тип котла Паровой
Вид расчетного топлива Газ, Жидкое топливо
Паропроизводительность, т/ч 10
Рабочее (избыточное) давление теплоносителя на выходе, МПа (кгс/см 2) 1,3(13,0)
Температура пара на выходе, °С насыщ. 194
Температура питательной воды, °С 100
Расчетный КПД (топливо газ), % 93
Расчетный КПД (топливо жидкое), % 91
Расход расчетного топлива (топливо газ) , кг/ч (м3/ч - для газа и жидкого топлива) 710
Расход расчетного топлива (топливо жидкое) , кг/ч (м3/ч - для газа и жидкого топлива) 671
Габариты транспортабельного блока, LxBxH, мм 5710х3030х4028
Габариты компоновки, LxBxH, мм 6530х4050х5050
Масса транспортабельного блока котла, кг 16680
Вид поставки В сборе (транспортабельный блок котла)

Оформить заказ

Заказать

НАЗНАЧЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ

Котлы ДЕ - двухбарабанные, вертикально-водо­трубные предназначены для выра­ботки насыщенного или слабоперегретого пара, используемого на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Основные технические характеристики котла ДЕ-10-14ГМО приведены в таблице.

Цена
4 070 000 руб.

Технические характеристики моделей Котел ДЕ-10-14ГМО
Паропроизводительность, т/ч 10
Рабочее давление (избыточное) пара на выходе, МПа (кг/см?) 1,3 (13)
Температура перегретого пара на выходе, ?С 194
Температура питательной воды, ?С 100
Расчетный КПД (газ), % 93
Расчетный КПД (мазут), % 91
Расход расчетного топлива (газ), м?/ч 710
Расход расчетного топлива (мазут), м?/ч 671
Общая поверхность нагрева котла, м? 151
Поверхность нагрева пароперегревателя -
Водяной объем котла, м? 8.4
Паровой объем котла, м? 2.0
Запас воды в водоуказательном стекле по макс. уровню, мин 4.8
Общее количество труб конвективного пучка, шт 330
Габариты транспортабельного блока, ДхШхВ, мм 5710х3030х4028
Габариты компоновки, ДхШхВ, мм 6530х4050х5050
Длина котла (с лестницами и площадками), мм 5048
Ширина котла, мм 4300
Высота котла, мм 5050
Масса транспортабельного блока котла, кг 16680
Масса котла в объеме заводской поставки, кг 17680
Базовая комплектация в сборе Блок котла в обшивке и изоляции, лестницы, площадки, горелка ГМ-7
Дополнительная комплектация:
Экономайзер БВЭС-III-2
Экономайзер ЭБ2-236
Вентилятор ВДН-10-1000
Дымосос ДН-10-1500
Ящик №1 (Арматура для котла ДЕ-10-14ГМО)
Ящик №2 (Приборы безопасности для котла ДЕ-10-14ГМО)

ОПИСАНИЕ ИЗДЕЛИЯ

Топочная камера котлов размещается сбоку от конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубами, разваль­цованными в верхнем и нижнем барабанах. Шири­на топочной камеры по осям боковых экранных труб одинакова для всех котлов - 1790 мм. Глуби­на топочной камеры: 1930 - 6960 мм. Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру.

Трубы газоплотной перегородки и правого бокового экрана, образующего также под и потолок топочной каме­ры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана приварива­ются к верхнему и нижнему коллекторам Ф 159х6 мм. Трубы фронтового экрана котла ДЕ-10-14ГМО привариваются к коллекторам Ф 159х6 мм.

Во всех типоразмерах котлов ДЕ диаметр верхнего и нижнего барабанов 1000 мм. Расстояние между осями барабанов 2750 мм (максимально возможное по условиям транспортировки блока по железной до­роге). Длина цилиндрической части барабанов котла производительностью

10 т/ч - 4500 мм. Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днище каждого из них имеются лазовые затворы. Изготов­ляются барабаны для котлов с рабочим абсолютным давлением 1,4 и 2,4 МПа (14 и 24 кгс/см 2) из стального листа по ГОСТ 5520-79 из стали марок 16ГС и 09Г2С ГОСТ 19281-89 и имеют толщину стенки, соответственно 13 и 22 мм.

В водяном пространстве верхнего барабана на­ходятся питательная труба и труба для ввода фос­фатов, в паровом объеме - сепарационные устрой­ства. В нижнем барабане размещается устройство для парового прогрева воды в барабане при рас­топке и патрубки для спуска воды, у котлов про­изводительностью 10 т/ч - труба непре­рывной продувки.

Котлы паропроизводительностью 10 т/ч выполнены с одноступенчатой схемой испарения.

Конвективный пучок отделен от топочной каме­ры газоплотной перегородкой, в задней части кото­рой имеется окно для входа газов в пучок. Перего­родка выполнена из вплотную поставленных с ша­гом 5 = 55 мм и сваренных между собой труб Ф 51х2,5 мм. При вводе в барабаны и трубы они разводятся в два ряда. Места разводки уплотня­ются металлическими проставками и шамотобетоном. Конвективный пучок образован коридорно расположенными вертикальными трубами Ф 51 х 2,5 мм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана 90 мм, попе­речный шаг 110 мм (за исключением среднего, рав­ного 120 мм).

Для поддержания необходимого уровня скорос­тей газов в конвективных пучках котлов производительностью 4,0; 6,5; 10 т/ч устанавливаются продольные ступенчатые перегородки, а также из­меняется ширина пучка (890 мм у котлов произво­дительностью 4 и 6,5 т/ч и 1000 мм у котлов про­изводительностью 10 т/ч). Дымовые газы проходят по всему сечению конвективного пучка и выходят через переднюю стенку в газовый короб, который размещен над топочной камерой, и по нему проходят к расположенному сзади котла экономайзеру.

Все типоразмеры котлов имеют одинаковую циркуляционную схему. Контуры боковых экранов и конвективного пучка всех типоразмеров котлов замкнуты непосредствен­но на барабаны; контуры заднего экрана всех кот­лов и фронтового экрана котлов производитель­ностью 4; 6,5 и 10 т/ч соединяются с барабаном через промежуточные коллекторы: нижний - раз­дающий (горизонтальный) и верхний - собираю­щий (наклонный). Концы промежуточных коллек­торов со стороны противоположной барабанам объ­единены необогреваемой рециркуляционной трубой Ф 76 х 3,5 мм.

В качестве первичных сепарационных устройств первой ступени испарения используются установ­ленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепа­рационных устройств первой ступени котла ДЕ-10-14ГМО применяется горизонталь­ный жалюзийный сепаратор и дырчатый лист. Сепарационными устройствами второй ступени испа­рения являются продольные щиты, обеспечиваю­щие движение пароводяной смеси сначала на то­рец, а затем вдоль барабана к поперечной перего­родке, разделяющей отсеки. Отсеки ступенчатого испарения сообщаются между собой по пару через окно над поперечной перегородкой, а по воде — через подпиточную трубу Ф 89 - 108 мм, располо­женную в водяном объеме.

Пароперегреватель котлов производительностью 4,0; 6,5 и 10 т/ч выполнен змеевиковым из труб Ф 32 x 3 мм.

Плотное экранирование боковых стен (относи­тельный шаг труб а=1,08), потолка и пода топоч­ной камеры позволяют на котлах применить лег­кую изоляцию в два - три слоя изоляционных плит общей толщиной 100 мм, укладываемую на слой шамотобетона по сетке толщиной 15-20 мм. Об­муровка фронтовой и задней стен выполняется по типу облегченной обмуровки котлов ДКВР (шамотобетон) толщиной 65 мм и изоляционных плит общей толщиной 100 мм - для котлов ДЕ-10-14ГМО.

Обмуровка задней стены состоит из слоя ша­мотного кирпича толщиной 65 мм и нескольких слоев изоляционных плит толщиной 200 мм; общая толщина обмуровки составляет 265 мм. Для умень­шения присосов в газовый тракт котла снаружи изоляция покрывается металлической листовой об­шивкой толщиной 2 мм, которая приварена к об­вязочному каркасу. Раскроенные листы обшивки поставляются заводом пакетами. Применение натрубной обмуровки при плотном шаге труб позво­ляет улучшить динамические характеристики кот­лов и значительно уменьшить потери тепла в окру­жающую среду, а также потери при пусках и ос­тановах.

В качестве хвостовых поверхностей нагрева котлов применяются проверенные длительным опы­том эксплуатации стандартные чугунные экономай­зеры ЭБ.

Котлы оборудованы стационарными обдувочными аппаратами, расположенными с левой стороны котла. Для обдувки котлов используется насыщен­ный или перегретый пар с давлением не менее 0,7 МПа (7 кгс/см 2).

Все котлы имеют опорную раму, на которую передается масса элементов котла, работающих под давлением, масса котловой воды, а также мас­са обвязочного каркаса, натрубной обмуровки и обшивки. Неподвижными опорами котлов являют­ся передние опоры нижнего барабана. Средняя и задние опоры нижнего барабана - подвижные и имеют овальные отверстия для болтов, которыми крепятся к опорной раме на период транспорти­ровки.

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

Номинальная паропроизводительность и пара­метры пара, соответствующие ГОСТ 3619-89,

обеспечиваются при температуре питательной воды­ 100°С при сжигании топлив: природного газа с удельной теплотой сгорания 29300 - 36000 кДж/кг (7000 - 8600 ккал/м 3) и мазута марок 40 и 100 по ГОСТ 10588-75.

Диапазон регулирования от 20 до 100% от но­минальной паропроизводительности. Допускается кратковременная работа с нагрузкой 110% от но­минальной паропроизводительности. Поддержание температуры перегрева у котлов с пароперегрева­телями обеспечивается в диапазоне нагрузок 70-100%

Котлы ДЕ-10-14ГМО могут работать в диапазоне давлений 0,7-1,4 МПа (7-14 кгс/см 2). С уменьшением рабочего давления КПД котла не уменьшается.

В котельных, предназначенных для производ­ства насыщенного пара без предъявления жестких требований к его качеству, паропроизводительность котлов типа ДЕ при пониженном до 0,7 МПа (7 кгс/см 2) давлений может быть принята такой же, как и при давлении 1,4 МПа (14 кгс/см 2).

Для котлов типа Е (ДЕ) пропускная способ­ность предохранительных клапанов соответствует номинальной производительности котла при абсо­лютном давлении не ниже 0,8 МПа (8 кгс/см 2). В случае, если соединенное с котлом теплоиспользующее оборудование имеет предельное рабочее дав­ление меньше указанных выше величин, для защи­ты этого оборудования следует установить на нем дополнительные предохранительные клапаны. При работе на пониженном давлении предохранитель­ные клапаны на котле и дополнительные предохра­нительные клапаны, устанавливаемые на оборудо­вании, должны быть отрегулированы на фактичес­кое рабочее давление.

С понижением давления в котлах до 0,7 МПа (7 кгс/см 2) изменений в комплектации котлов эко­номайзерами производить не требуется, так как в этом случае недогрев воды в питательных эконо­майзерах до температуры насыщения пара в котле составляет более 20° С, что удовлетворяет требова­ниям правил Ростехнадзора.

Поставляются котлы в собранном виде одним транспортабельным блоком, включающим в себя верхний и нижний барабаны с внутрибарабанными устройствами, трубную систему экранов и кон­вективного пучка (в случае необходимости паро­перегреватель), опорную раму, обвязочный каркас, обшивку, изоляцию, горелку.