Паровой котел ДЕ 6,5-14 ГМ

kГ – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м*МПа)-1

Kps = kГ*rп*p*s

Kps300 =38,68*0,25*0,1*0,177=0,171

Kps200 =40,5*0,25*0,1*0,177=0,179

α300 =1-е- 0,171=0,157

α200 =1-е- 0,179=0,164

6.2.7 Определяем коэффициент теплоотдачи aЛ ,Вт/(м2К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

aЛ =aн*a*cГ

где: aн – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2К), определяем по номограмме рис.6.4 источник 1;

a –степень черноты

сГ - коэффициент, определяемый по рис. 6.4 источник 1

Для определения aн и коэффициента сГ вычисляем температуру загрязненной стенки tз , °С

tз=t+∆t

где: t – средняя температура окружающей среды, °С; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;

∆t – при сжигании газа принимаем равной 25 °С

tз=194,1+25=219,1

a300 н=42

a200 н=38

с300 Г=0,97

с200 Г=0,95

a300 Л=42*0,157*0,97=6,4

a200 Л=38*0,164*0,95=5,9

6.2.8 Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи a1, Вт/(м2К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

a1=ξ(aк+ aЛ)

где: ξ- коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного обмывания ее продуктами сгорания, частично протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон, для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1

a300 1=1(130,98+6,4)=137,38

a200 1=1(128,8+5,9)=134,7

6.2.9 Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2К),

К= a1*ψ

где: ψ – коэффициент тепловой эффективности, определяемый по таблице 6.2, источник 1, в зависимости вида сжигаемого топлива, принимаем равным ψ=

К300 = 0,9*137,38=123,64

К200 =0,9*134,7=121,23

6.2.10 Определяем количество теплоты QТ, кДж/кг, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 кг сжигаемого топлива

где: ∆t – температурный напор, °С, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева

6.2.11 По принятым двум значениям температуры , полученным двум значениям теплоты отданной продуктами сгорания Q300 Б=1383 и Q200 Б=3081 производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева, (рисунок 3).

Температура на выходе из конвективного пучка равна 256°С.

7. Тепловой расчет экономайзера.

Расчеты водяного экономайзера выполняем по формулам с источника 1.

7.1 По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты Qб, кДж/кг, которое должно отдать продукты сгорания при температуре уходящих газов

где: Н‘ – энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/кг

Н“ - энтальпия уходящих газов, кДж/кг

∆аэк – присос воздуха в экономайзер

Нопрс – энтальпия теоретического количества воздуха, кДж/кг

- коэффициент сохранения теплоты

0,974(4362,08-2816,86+0,1*386,06)=1542,6

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

где: h‘ – энтальпия воды на входе в экономайзер, кДжru

D – паропроизводительность котла, кг/с

Dпр –расход продувочной воды, кг/с

По энтальпии воды после экономайзера определяем температуру воды после экономайзера t“эк , °С

где: С – температура воды, кДж/(кг*К)

Температура воды на выходе из экономайзера на 92,1 °С ниже температуре кипения в барабане парогенератора.

К установке принимаем чугунный экономайзер.

Определяем температурный напор в экономайзере ∆t, °С

∆tб= 256-125=131°С

∆tб=155-100=55°С

где: ∆tб и ∆tм – большая и меньшая разница температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости, °С

Выбираем к установке

Чугунный экономайзер ВТИ с длиной труб 2000 мм; площадь поверхности нагреав с газовой стороны 2,95 м2; площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания 0,12 м2.

7.3 Определяем действительную скорость , м/c продуктов сгорания в экономайзере

где: - среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, °С

- площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2

= z1*Fтр

где: z1 – число труб в ряду; принимаем 4 труб

Fтр – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы, м2

Fэк = 4*0,12=0,48

7.4 Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2*К)

где: - коэффициент тепловой эффективности, принимается по таблице 6.9 источник 1,

- коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб

18,8*1,02=19,2

7.5 Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера Нэк , (м2)

7.6 определяем общее число труб n, экономайзера

где: НТР – площадь поверхности нагрева одной трубы, м2

≈ 44

7.7 Определяем число рядов труб m, в экономайзере

≈11

8. Аэродинамический расчет котла

Аэродинамический расчет котельной установки выполняем по формулам в соответствии с источником 1.

Аэродинамическое сопротивление на пути прохождения газов в газоходах котельной установки складывается из местных сопротивлений, зависящих от изменения сечений газоходов и их поворотов и из сопротивления, возникающего вследствие трения и вследствие сопротивления пучков труб.

Аэродинамическое сопротивление котельной установки ∆hк.у., Па, определяется по формуле:

∆hк.у=∆hт+∆hкп1+∆hкп2+∆hэк+∆hм.с

где: ∆hт – разряжение в топке, создаваемое дымососом, Па;

∆hкп1 – сопротивление первого конвективного пучка, Па;

∆hкп2 – сопротивление второго конвективного пучка, Па;

∆hэк – сопротивление экономайзера, Па;

∆hм.с – местные сопротивления, Па.

Разряжение в топке ∆hт, Па, принимаем равным

∆hт =30

Определяем сопротивление первого конвективного пучка ∆hкп1, Па

где: ρг – плотность дымовых газов в газоходе, кг/м2

где: ρо – плотность дымовых газов при 0°С, кг/м3

ρо = 1,34

Ѳг – средняя температура газов в первом конвективном пучке, °С

- скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

– коэффициент сопротивления первого конвективного пучка,

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

где: – значения, определяемые по номограмме,

0,58*0,87*0,43=0,22

0,22*26=5,7

Определяем сопротивление двух поворотов (под углом 90° и под углом 180°) в первом конвективном пучке , Па

где: – коэффициент сопротивления двух поворотов 90° и поворотом под углом 180°

Определяем сопротивление второго конвективного пучка ∆hкп2, Па

где: ρг – плотность дымовых газов в газоходе, кг/м2

где: ρо – плотность дымовых газов при 0°С, кг/м3

ρо = 1,34

Ѳг – средняя температура газов в втором конвективном пучке, °С

- скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

где: – значения, определяемые по номограмме,

0,36*1,32*0,4=0,2

0,2*26=5,2

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90° после второго конвективного пучка , Па

где: – коэффициент сопротивления двух поворотов 90°

Определяем сопротивление экономайзера ∆hэк, Па

где: n – число труб по ходу газов: n = 11

ρг – плотность дымовых газов в экономайзере, кг/м2

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90 , Па

где: – коэффициент местных сопротивлений под углом 90°

1*2+2=4

Определяем аэродинамическое сопротивление котельной установки ∆hк.у , Па

∆hк.у=448,6+30+243,28+64,64+88,88=845,4

9. Расчет и выбор тягодутьевых устройств

9.1 Расчет и выбор дымососа

Для котлов паропроизводительностью 1 тонна и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дымососы.

Определяем производительность дымососа Qр.д, м3/ч

Qр.д=β1*Vсекдым

где: β1 – коэффициент запаса при выборе дымососа по производительности;

β1=1,05

101080 – нормальное атмосферное давление, Па

Б – барометрическое давление в месте установки дымососа, Па

Vсекдым – количество дымовых газов от одного котла, м3/с

Vсекдым=

Qр.д=1,05*2,82 =2,97

Определяем расчетный полный напор дымососа Нр, Па

Нр= β2(∆hку -hс)

где: β2 – коэффициент запаса по напору

β2=1,1

Нр=1,1(845,4-164,8)=748,66

Определяем мощность электродвигателя для привода дымососа N, кВт

где: Qр.дым – производительность, м3/с

Ндым – напор, Па

– КПД дымососа, 0,83%

По таблице источника 2 выбираем подходящий по производительности Qр.д и напору Нр дымосос, выписываем его основные характеристики:

марка дымососа ДН-9

производительность, м3/ч 14,65*103

напор, кПа 1,78

КПД, % 83

марка электродвигателя 4А160S6

мощность, кВт 11

9.2 Расчет и выбор вентилятора

Для котлов паропроизводительностью от 1 тонны и выше рекомендуется устанавливать индивидуальные дутьевые вентиляторы.

Определяем производительность вентилятора ( количество холодного воздуха забираемого вентилятором) Qв, м3/с

где: Вр – расчетный расход топлива, кг/с

β1 – коэффициент запаса, равный 1,1

Определяем полный расчетный напор вентилятора Нр. в , Па

Нр.в= ∆hг+∆hв

где: ∆hг – сопротивление горелки, Па, принимаем ∆hг=1000 Па

∆hв – сопротивление воздуха, Па; принимаем 10% от сопротивления горелки принимаем ∆hв =100 Па

Нр.в=1000+100=1100

Определяем мощность для привода вентилятора Nдв , кВт

– КПД двигателя вентилятора, 0,83%

По таблице 14.1 источник 2 выбираем подходящий по производительности Qр и напору Нр.в вентилятор; выписываем его основные характеристики:

марка вентилятора ВДН-8

производительность, м3/ч 10,2*103

напор, кПа 2,19

КПД, % 83

марка электродвигателя 4А160S6

мощность, кВт 11

10. Расчет и выбор дымовой трубы

Определяем минимальную допустимую высоту трубы Н,м

где: ПДК – предельно допустимая концентрация вредного вещества, мг/м3.

А – коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности;

А=120

F – коэффициент, учитывающий скорость движения вредных веществ в атмосферном воздухе; принимаем по СН 369-74

F=1

∆t – разность температур продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и окружающего воздуха, К

∆t=120

MSO2-масса оксидов серы SO2 и SO3,г/с

MNO2-масса оксидов азота,г/с

MСO2-масса оксида углерода, выбрасываемой в атмосферу,г/с

Mз- масса летучей золы, г/с

V- объемный расход удаляемых продуктов сгорания, м3/c

Z –число дымовых труб.

Определяем выброс оксидов азота, рассчитанный по NO2 , (г/с)

МNO2=β1*К*Вр*Qрн(1- qн/100)(1 – β2r) β3,

где: β1 –безразмерный поправочный коэффициент, β1 = 0,85 , таблица 12,3, источник 1

β3 – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок β3 = 1, стр. 235, источник 1

r – степень рециркуляции, r = 0 , стр. 235, ситочник1

β2 – коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов, β2 =0,02 ,таблица 12.4, источник 1

К- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 ГДж теплоты сожженного условного топлива, кг/ГДж, определяется в зависимости от номинальной нагрузки котлов,

К=3,5(D/70)

D – паропроизводительность котла, D = 6,5

К=3,5(6,5/70)=0,325

МNO2=0,85*0,325*0,129*3*36,68(1- 0/100)(1 – 0,02*0) 1=3,9

Масса оксидов углерода МСО2,г/с, выбрасываемая в атмосферу, определяется как:

где: Сн-коэффициент, характеризующий выход СО при сжигании топлива;

β – поправочный коэффициент, учитывающий влияние режима горения на выход СО ( при нормативных значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки принимается β=1)

Определяем объемный расход продуктов сгорания через трубу от всех работающих котлов, м3/с

где: n – число котлов, установленных в котельной, шт, n=3

В – расход топлива одним котлом, м3/с, В=0,129

Определяем диаметр устья дымовой трубы Dвыхтр , м

где: ωвых – скорость продуктов сгорания на выходе из трубы. Принимаем равной 30 м/с, стр. 237 источник 1;

Принимаем стандартный диаметр устья дымовой трубы 1,2 м.

Для вычисления уточненной высоты дымовой трубы определяем значения коэффициентов f и vм:

Значение коэффициента m в зависимости от параметра 𝒇:

Безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра :

При >2 n=1

Минимальную высоту дымовой трубы во втором приближении определяют:

В соответствии со СНиП П-35-76 выбираем стандартную высоту дымовой трубы 30 метров.

Аэродинамическое сопротивление дымовой трубы определяют следующим образом.

Скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы wвых принимают равной значению, принятому в расчете минимально допустимой высоте трубы.

Определяют уменьшение температуры продуктов сгорания на 1 м трубы из за их охлаждения, °С:

Для кирпичных и железобетонных труб.

где: D- паропроизводительность всех котлов, кг/с.

Температура продуктов сгорания на выходе из трубы, °С:

tвых=tух - ∆t

где: tух – температура уходящих газов за котлами, °С.

tвых=155-0,17*30=149,9

Диаметр основания трубы,м:

Dосн =2Нтрi+

где: i = 0,02-0,03 конусность железобетонных и кирпичных труб; для стальных труб i=0;

Dосн =2*30*0,02+1,2=2,4

Средний диаметр дымовой трубы, м:

Dср=0,5(Dосн +)

Dср=0,5(2,4+1,2)=1,8

Средняя температура дымовых газов в трубе, °С:

tср = 0,5(tух+tвых)

tср = 0,5(155+149,9)=152,45

Площадь сечения дымовой трубы, рассчитанная по среднему диаметру, м2:

Fср=0,785(Dср)2

Fср=0,785(1,8)2=2,54

Средняя скорость газов в дымовой трубе, м/с:

Средняя плотность дымовых газов в трубе, кг/м3:

где: = 1,34 кг/м3- плотность дымовых газов среднего состава при нормальных физических условиях.

Потери давления на трение в дымовой трубе, Па:

где: значение коэффициента трения, для кирпичных труб применяется 0,04.

Потери давления на выходе из дымовой трубы, Па:

Суммарные потери давления в дымовой трубе равны:

Определяем самотягу дымовой трубы Нс, м:

Нс=9,81Н(1,2-

где: Н-высота дымовой трубы, м.

- плотность дымовых газов, кг/м3.

Нс=9,81*30(1,2-0,64)=164,8

11. Охрана окружающей среды

При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, звукового давления в близ лежащих районов и минимального потребления воды из природных источников.

В настоящее время разработаны предельно допустимые концентрации (ПДК) содержания вредных элементов в атмосфере. Это необходимо для установления безвредности определённых концентраций элементов для человека, животных и растений.

Основными элементами, загрязняющими атмосферный воздух, являются СО, оксид азота, оксид серы и твёрдые частицы. Основным источником выбросов СО является автомобильный транспорт, значительное место занимают и отопительные котельные, которые вырабатывают в атмосферу СО в двадцать раз больше, чем промышленные. Источником выбросов оксидов азота в первую очередь является котельные установки, на которые приходится более половины всех технологических выбросов. До 80% выбросов оксидов серы и около 50% твёрдых частиц также приходятся на долю выбросов котельных установок. Причём для выбросов твёрдых частиц малыми котельными значительна.

Существует четыре направления борьбы с загрязнителями приземной атмосферы:

1. оптимизация процесса сжигания топлива;

2. очистка топлива от элементов, образующихся при сжигании загрязняющих веществ;

3. очистка дымовых газов от загрязняющих веществ;

4. рассеивание загрязнителей в атмосферном воздухе.

Большое влияние на снижение вредных выбросов в атмосферу оказывает обеспечение процесса горения с оптимальным количеством воздуха. При неправильном забросе топлива или проникания через не плотности обмуровки воздух проходит через слой топлива по пути наименьшего сопротивления. В результате повышается химическая неполнота сгорания топлива, что приводит к повышению концентрации СО и сажи.

Установлено, что на оксид азота влияет не производительность котла, а тепловое напряжение топочного объема, от которого, в свою очередь зависит температурный уровень в топке. Снижение выбросов оксидов азота можно обеспечить при работе котлов с 50-60% загрузкой. Зависимость оксидов азота определяется типом горелочного устройства и единичной теплопроизводительности котла. Радикальным методом для котла является замена устаревших конструкций горелок более современными.

Повышение КПД котла и снижение вредных выбросов достигается исключением цикличности в работе механизированной топки, что ликвидирует пик работы выбросов в период расгорания топлива.

Огромное значение в оздоровлении атмосферы имеет перевод малых отопительных котельных с твёрдого на жидкое, а в лучшем случае – на газообразное топливо.

На снижение выбросов влияют различные присадки к мазутам, которые получили широкое применение в энергетике, но практически не используются в промышленных и отопительных котельных, из-за отсутствия достаточного количества присадок и необходимого для их ввода оборудования. Основное действие присадок – повышение качества сжигания, снижение загрязнения и коррозии поверхностей нагрева.

Все котельные работающее на твёрдом топливе, должны быть оборудованы системой газоочистки. В качестве золоуловителей используются: блоки циклонов ЦТКИ; батарейные циклоны с коэффициентом очистки не ниже 85-92%.

Для рассеивания вредных выбросов в атмосферном воздухе используются дымовые трубы. Трубы обеспечивают распространение загрязняющих веществ в окружающем воздухе, тем самым снижают их опасное воздействие в приземной зоне. Дымовые трубы не снижают количество выбросов, а позволяют разбросать на большую площадь, уменьшая концентрацию. Это мероприятие должно использоваться после того когда, исчерпаны все возможные способы уменьшения выбросов загрязнителей. На эффективность рассеивания влияют следующие факторы: состояние атмосферы, скорость ветра, мощность выбросов их скорость и состав, высота дымовой трубы. Необходимым условием должно быть то, что скорость выхода дымовых газов было в два раза выше скорости ветра.

12. Энергосберегающие мероприятия

В настоящее время перед человечеством стоит одна из важнейших проблем – проблема экономного и рационального использования топливно-энергетических ресурсов.

Для уменьшения потерь тепла в котельных агрегатах и достижения расчетных значений КПД важное значение имеет содержание в чистоте поверхностей нагрева путем своевременной их очистки от наружных и внутренних загрязнений, качественное ведение топочных процессов и поддержание оптимальных значений коэффициента избытка воздуха, соблюдение установленного водного режима, содержание в исправности обмуровки и гарнитуры и т.д. Для определения и последующего анализа тепловых потерь рекомендуется проводить регулярные балансовые испытания котлов.

Так как КПД котлов меняется в зависимости от нагрузки, то на экономичность работы котельной влияют также режим работы котлов и распределение нагрузки между ними.

На тепловой экономичности котельных сказываются потери топлива при транспортировке и хранении, потери тепла от продувок и растопок и т.д. Экономное расходование топлива в котельных связано с уменьшением потерь тепла у потребителей в первую очередь путем улучшения технического состояния отопляемых зданий и сооружений. При эксплуатации котельной необходимо постоянно контролировать расходы топлива, тепла и пара, а также нормировать удельные расходы топлива.

Нормирование расхода тепла и топлива является важным фактором в рациональном планировании и использовании энергетических ресурсов. Обоснованные нормы расхода позволяют обеспечить необходимый технико-экономический контроль за состоянием использования топлива.

Под нормой расхода понимается количество условного топлива или тепла, которое расходуется совершенно исправным устройством, эксплуатированным с соблюдением нормальных параметров в соответствии с установленным технологическим режимом.

Удельные нормы расхода тепла и топлива устанавливаются в килограммах условного топлива или в гигакалориях.

Тепловая экономичность работы котельной за отчетный период оценивается по отношению действительно израсходованного количества к фактически выработанному котельной тепла.

Экономия тепла должна обусловливаться совершенствованием технологических процессов и эксплуатационных режимов.

Получение экономии за счет несоблюдения нормальных параметров теплоносителя или нарушения утвержденной технологии недопустимо.

Отсюда следуют выводы: за котлом устанавливается экономайзер для уменьшения потери тепла с уходящими газами. Для использования теплоты непрерывной продувки паровых котлов в котельных устанавливаются расширители и теплообменники непрерывной продувки.

Основными направлениями снижения себестоимости пара являются:

А) снижение удельного расхода топлива за счет повышения КПД агрегатов и исключения потерь топлива;

Б) уменьшение расхода энергии на собственные нужды парогенераторов путем устранения вредных сопротивлений в системе пылеприготовления, пароводяного и газовоздушного трактов, а также поддержание оптимального режима работы оборудования;

В) уменьшение численности обслуживающего персонала за счет комплексной механизации и автоматизации всех процессов;

Г) уменьшение первоначальной стоимости парогенераторных установок за счет уменьшения количества агрегатов при большей их единичной мощности, изготовления агрегатов на заводе укрупненными блоками, применения сборных строительных конструкций зданий и сооружений и т.д.

Е) применение рациональных конструкций топочных устройств, систем пылеприготовления и тягодутьевых установок, что снижает тепловые потери парогенераторов и расходы электроэнергии на собственные нужды.

Ж) использование более совершенных систем золоуловителей и в дальнейшем установок для очистки продуктов сгорания от окислов серы и азота, что дает возможность уменьшить вредные выбросы атмосферу.

З) дальнейшее развитие применения систем с ЦВМ для комплексной автоматизации работы парогенераторов, что способствует повышению их надежности и экономичности работы.

При использовании первых интеллектуальных приборов учёта автоматизация позволяет, кроме того, дистанционно производить их настройку и конфигурацию с учётом измерений характеристик измеряемых энергоносителей.

Одним из главных рычагов энергосбережения является:

1. организация учёта потребляемой энергии;

2. внедрение нормирования потребляемой энергии;

3. внедрение передовых технологий и материалов для производства продукции;

4. оптимальная загрузка работающих машин и механизмов;

5. грамотное руководство распределением нагрузки по времени суток и по времени года.

В настоящие время на энергосбережение в целом и развитие нетрадиционных источников энергии (гидроэнергетика, солнечная энергия, ветроэнергетика) направляется достаточно большой капитал.

В Республике Беларусь функционирует три ветроэнергетические установки, две из которых поставлены немецкой стороной, а третья сделана у нас.

Список используемых источников

1. «Котельные установки курсовое и дипломное проектирование» - Р. И. Эстеркин. Ленинград энергоатомиздат 1989.

2. «Промышленные парогенерирующие установки» - Р.И. Эстеркин. Ленинград Энергия 1980.

3. «Справочник по котельным установкам малой производительности» - К. Ф. Раддатис , А. Н. Полтарецкий.

4. «Теоретические основы теплотехники» - Ф. М. Костерев, В. И. Кушнырев. Москва, Энергия 1978.

5. «Основы проектирования котельных установок» - Ю. Л. Гусев. Москва 1973.

Страницы: 1, 2, 3, 4

МЕНЮ

Паровой котел ДЕ 6,5-14 ГМ