Коаксиальный дымоход для газового котла – назначение, устройство, монтаж, температура дымохода газового котла,расстояние, установка,коаксиальная труба для газового котла, коаксиальные дымоходы, что та

Коаксиальный дымоход для газового котла - назначение, устройство, монтаж, температура дымохода газового котла,расстояние, установка,коаксиальная труба для газового котла, коаксиальные дымоходы, что та Анемометр

3. Температура горения

В теплотехнике различаются следующие температуры горения газов: жаропроизводительность, калориметрическую, теоретическую и действительную (расчетную). Жаропроизводительность tж — максимальная температура продуктов полного сгорания газа в адиабатических условиях с коэффициентом избытка воздуха α = 1,0 и при температуре газа и воздуха, равной 0°C:

tж = Qн /(ΣVcp) (8.11)

где Qн — низшая теплота сгорания газа, кДж/м3; ΣVcp — сумма произведений объемов диоксида углерода, водяного пара и азота, образовавшихся при сгорании 1 м3 газа (м3/м3), и их средних объемных теплоемкостей при постоянном давлении в пределах температур от 0°С до tж (кДж/(м3•°С).

В силу непостоянства теплоемкости газов жаропроизводительность определяется методом последовательных приближений. В качестве начального параметра берется ее значение для природного газа (≈2000°С), при α = 1,0 определяются объемы компонентов продуктов сгорания, по табл. 8.

3 находится их средняя теплоемкость и затем по формуле (8.11) считается жаропроизводительность газа. Если в результате подсчета она окажется ниже или выше принятой, то задается другая температура и расчет повторяется. Жаропроизводительность распространенных простых и сложных газов при их горении в сухом воздухе приведена в табл. 8.4. При сжигании газа в атмосферном воздухе, содержащем около 1 вес. % влаги, жаропроизводительность снижается на 25–30°С.

Калориметрическая температура горения tK — температура, определяемая без учета диссоциации водяных паров и диоксида углерода, но с учетом фактической начальной температуры газа и воздуха. Она отличается от жаропроизводительности tж тем, что температура газа и воздуха, а также коэффициент избытка воздуха α принимаются по их действительным значениям. Определить tK можно по формуле:

tК = (Qн qфиз)/(ΣVcp) (8.12)

где qфиз — теплосодержание (физическая теплота) газа и воздуха, отсчитываемое от 0°С, кДж/м3.

Природные и сжиженные углеводородные газы перед сжиганием обычно не нагревают, и их объем по сравнению с объемом воздуха, идущего на горение, невелик. Поэтому при определении калориметрической температуры теплосодержание газов можно не учитывать. При сжигании газов с низкой теплотой сгорания (генераторные, доменные и др.) их теплосодержание (в особенности нагретых до сжигания) оказывает весьма существенное влияние на калориметрическую температуру.

Зависимость калориметрической температуры природного газа среднего состава в воздухе с температурой 0°С и влажностью 1% от коэффициента избытка воздуха а приведена в табл. 8.5, для сжиженного углеводородного газа при его сжигании в сухом воздухе — в табл. 8.7. Данными табл. 8.5–8.

7 можно с достаточной точностью руководствоваться при установлении калориметрической температуры горения других природных газов, сравнительно близких по составу, и углеводородных газов практически любого состава. При необходимости получить высокую температуру при сжигании газов с малыми коэффициентами избытка воздуха, а также для повышения КПД печей, на практике подогревают воздух, что приводит к росту калориметрической температуры (см. табл. 8.6).

Теоретическая температура горения tT — максимальная температура, определяемая аналогично калориметрической tK, но с поправкой на эндотермические (требующие теплоты) реакции диссоциации диоксида углерода и водяного пара, идущие с увеличением объема:

СО2 ‹–› СО 0,5О2 — 283 мДж/моль (8.13)

Н2О ‹–› Н2 0,5О2 — 242 мДж/моль (8.14) При высоких температурах диссоциация может привести к образованию атомарного водорода, кислорода и гидроксильных групп ОН. Кроме того, при сжигании газа всегда образуется некоторое количество оксида азота. Все эти реакции эндотермичны и приводят к снижению температуры горения. Теоретическая температура горения может быть определена по следующей формуле:

tT = (Qн qфиз – qдис)/(ΣVcp) (8.15)

где qдис — суммарные затраты теплоты на диссоциацию СО2 и Н2О в продуктах сгорания, кДж/м3; ΣVcp — сумма произведения объема и средней теплоемкости продуктов сгорания с учетом диссоциации на 1 м3 газа.

Как видно из табл. 8.8, при температуре до 1600°С степень диссоциации может не учитываться, и теоретическую температуру горения может принять равной калориметрической. При более высокой температуре степень диссоциации может существенно снижать температуру в рабочем пространстве.

На практике особой необходимости в этом нет, теоретическую температуру горения необходимо определять только для высокотемпературных печей, работающих на предварительно нагретом воздухе (например, мартеновских). Для котельных установок в этом нужды нет.

Действительная (расчетная) температура продуктов сгорания tд — температура, которая достигается в ­реальных условиях в самой горячей точке факела. Она ниже теоретической и зависит от потерь теплоты в окружающую среду, степени отдачи теплоты из зоны горения излучением, растянутости процесса горения во времени и др.

Действительные усредненные температуры в топках печей и котлов определяются по тепловому балансу или приближенно по теоретической или калориметрической температуре горения в зависимости от температуры в топках с введением в них экспериментально установленных поправочных коэффициентов:

Про анемометры:  Ошибка P0120: датчик положения дроссельной заслонки, неисправность цепи

tд = tтη (8.16)

где η— т.н. пирометрический коэффициент, укладывающийся в пределах: – для качественно выполненных термических и нагревательных печей с теплоизоляцией — 0,75–0,85; – для герметичных печей без теплоизоляции — 0,70–0,75; – для экранированных топок котлов — 0,60–0,75.

В практике надо знать не только приведенные выше адиабатные температуры горения, но и максимальные температуры, возникающие в пламени. Их приближенные значения обычно устанавливают экспериментально методами спектрографии. Максимальные температуры, возникающие в свободном пламени на расстоянии 5–10 мм от вершины конусного фронта горения, приведены в табл. 8.9.

Таблица 8.3. Средняя объемная теплоемкость газов, кДж/(м3•°С)

Температура, °СCO2N2O2COCh5h3h3O (водяные пары)воздух
сухойвлажный на 1 м3 сухого газа
1,59811,29701,30871,30621,57081,28521,49901,29911,3230
1001,71861,29911,32091,30621,65901,29781,51031,30451,3285
2001,80181,30451,33981,31461,77241,30201,52671,31421,3360
3001,87701,31121,36081,32301,89841,30621,54731,32171,3465
4001,98581,32131,38221,33562,02861,31041,57041,33351,3587
5002,00301,33271,40241,34822,15041,31041,59431,34691,3787
6002,05591,34531,42171,36502,27641,31461,61951,36121,3873
7002,10341,35871,35491,37762,38981,31881,64641,37551,4020
8002,14621,37171,45491,39442,50321,32301,67371,38891,4158
9002,18571,38571,46921,40702,60401,33141,70101,40201,4293
10002,22101,39651,48221,41962,70481,33561,72831,41411,4419
11002,25251,40871,49021,43222,79301,33981,75561,42631,4545
12002,28191,41961,50631,44482,88121,34821,78251,43721,4658
13002,30791,43051,51541,45321,35661,80851,44821,4771
14002,33231,44061,52501,46581,36501,83411,45821,4876
15002,35451,45031,53431,47421,38181,85851,46751,4973
16002,37511,45871,54271,88241,47631,5065
17002,39441,46711,55111,90551,48431,5149
18002,41251,47461,55901,92781,49181,5225
19002,42891,48221,56661,96981,49941,5305
20002,44941,48891,57371,50781,96941,53761,5376
21002,45911,49521,58091,9891
22002,47251,50111,59432,0252
2300
2,48601,50701,59432,0252
24002,49771,51661,60022,0389
25002,50911,51751,60452,0593

Таблица 8.4. Жаропроизводительность газов в сухом воздухе

Простой газЖаропроизводительность, °ССложный газ усредненного составаПриближенная жаропроизводительность, °С
Водород2235Природный газовых месторождений2040
Оксид углерода2370Природный нефтяных месторождений2080
Метан2043Коксовый2120
Этан2097Высокотемпературной перегонки сланцев1980
Пропан2110Парокислородного дутья под давлением2050
Бутан2118Генераторный из жирных углей1750
Пентан2119Генераторный паровоздушного дутья из тощих топлив1670
Этилен2284Сжиженный (50% С3Н4 50% С4Н10)2115
Ацетилен2620Водяной2210

Таблица 8.5. Калориметрическая и теоретическая температуры горения природного газа в воздухе с t = 0°С и влажностью 1%* в зависимости от коэффициента избытка воздуха α

Коэффициент избытка воздуха αКалориметрическая температура горения tк, °СТеоретическая температура горения tт, °СКоэффициент избытка воздуха αКалориметрическая температура горения tк, °С
1,0202219201,331620
1,02199019001,361600
1,03197018801,401570
1,05194018701,431540
1,06192018601,461510
1,08190018501,501470
1,10188018401,531440
1,12185018201,571410
1,14182017901,611380
1,16180017701,661350
1,18178017601,711320
1,20176017501,761290
1,2217301,821260
1,2517001,871230
1,2816701,941200
1,3016502,001170

Таблица 8.6. Калориметрическая температура горения природного газа tк, °С, в зависимости от коэффициента избытка сухого воздуха и его температуры (округленные значения)

Коэффициент избытка воздуха αТемпература сухого воздуха, °С
20100200300400500600700800
0,5138014301500154516801680174018101860
0,6161016501715178018401900196020222150
0,7173017801840191519702040210022002250
0,8188019402022206021302200226023302390
0,9198020302090215022202290236024202500
1,0205021202200225023202385245025102560
1,2181018601930200020702140220022802350
1,4161016601740180028701950203021002160
1,6145015101560164017301800186019502030
1,8132013701460152015901670174018301920
2,0122012701360142014901570164017201820
Про анемометры:  Приложение. Санитарные правила СП 2.6.1.3247-15 "Гигиенические требования к размещению, устройству, оборудованию и эксплуатации радоновых лабораторий, отделений радонотерапии" | ГАРАНТ

Таблица 8.7. Калориметрическая температура горения tк технического пропана в сухом воздухе с t = 0°С в зависимости от коэффициента избытка воздуха α

Коэффициент избытка воздуха αКалориметрическая температура горения tк, °СКоэффициент избытка воздуха αКалориметрическая температура горения tк, °С
1,021101,451580
1,0220801,481560
1,0420501,501540
1,0520301,551500
1,0720221,601470
1,1019701,651430
1,1219501,701390
1,1519101,751360
1,2018401,801340
1,2517801,851300
1,2717501,901270
1,3017301,951240
1,3516702,001210
1,4016302,101170

Таблица 8.8. Степень диссоциации водяного пара h3O и диоксида углерода CO2 в зависимости от парциального давления

Температура, °СПарциальное давление, МПа
0,0040,0060,0080,0100,0120,0140,0160,0180,0200,0250,0300,040
Водяной пар h3O
16000,850,750,650,600,580,560,540,520,500,480,460,42
17001,451,271,161,081,020,950,900,850,80,760,730,67
18002,402,101,901,801,701,601,531,461,401,301,251,15
19004,053,603,253,02,852,702,652,502,402,202,101,9
20005,755,054,604,304,03,803,553,503,403,152,952,65
21008,557,506,806,356,05,705,455,255,104,804,554,10
220012,310,89,909,908,808,357,957,657,406,906,505,90
230016,015,013,712,912,211,611,110,710,49,69,18,4
240022,520,018,417,216,315,615,014,413,913,012,211,2
250028,525,623,522,120,920,019,318,618,016,815,914,6
300070,666,763,861,659,658,056,555,454,351,950,047,0
Диоксид углерода CO2
15000,50,50,50,50,50,50,40,40,40,40,4
16002,01,81,61,51,451,41,351,31,251,21,1
17003,83,33,02,82,62,52,42,32,22,01,9
18006,35,55,04,64,44,24,03,83,73,53,3
190010,18,98,17,67,26,86,56,36,15,65,3
200016,514,613,412,511,811,210,810,410,09,48,8
210023,921,319,618,317,316,515,915,314,913,913,1
220035,131,529,227,526,125,024,123,322,621,220,1
230044,740,737,935,934,332,931,830,930,028,226,9
240056,051,848,846,544,643,141,840,639,637,535,8
250066,362,259,356,955,053,452,050,749,747,345,4
300094,993,993,192,391,790,690,189,688,587,686,8

Таблица 8.9. Максимальные температуры, возникающие в свободном пламени, °С

ГазГазовоздушная смесь, близкая по составу к стехиометрическойГазокиcлородная смесь
h320452660
CO21002920
Ch518702740
C2H61890
C3H819202780
C4h201890
C2h323203000

fas.su

Рд 34.11.307-86 методика выполнения измерений температуры уходящих газов в энергетических котлах (с изменением n 1) от 20 марта 1986 –

РД 34.11.307-86*
_______________
* Обозначение методики.
Измененная редакция, Изм. N 1.

Группа Е09

МЕТОДИКА
ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ТЕМПЕРАТУР УХОДЯЩИХ ГАЗОВ
В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛАХ

Срок действия с 01.01.87 г.
до 01.01.2002 г.
_______________________
Срок действия методики.
Измененная редакция, Изм. N 1

О дате окончания действия см. ярлык “Примечания”. –
Примечание изготовителя базы данных.

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом им. Ф.Э.Дзержинского (ВТИ), предприятием Южтехэнерго Производственного объединения по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей

Про анемометры:  Звуки горелки СКАЧАТЬ и слушать онлайн

ИСПОЛНИТЕЛИ В.Н.Фомина, Э.К.Ринкус, С.Ш.Пинтов, С.А.Островский (ВТИ), В.А.Гадяк (Южтехэнерго)

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 20.03.86 г.

Заместитель начальника Д.Я.Шамараков

ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ

ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Заместителем начальника Главтехуправления А.П.Берсеневым 17.09.1991 г. с 01.01.92     

Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных

1.1. Настоящая Методика предназначена для применения при проектировании и эксплуатации систем измерения температуры уходящих газов () энергетических котлов на ТЭС.

Результаты измерения подлежат использованию при ведении технологического режима и расчете технико-экономических показателей работы котла при стационарной нагрузке.

1.2. На измерения в нестационарных режимах работы котлов (при пуске, останове) норма точности измерений не устанавливается. Результаты измерений по данной Методике в этих режимах могут использоваться лишь как оценочные без регламентации показателей точности.

2.1. Под температурой уходящих газов понимается средневзвешенная по полю скоростей газов температура в балансовом сечении газохода, расположенном за последней по ходу газов поверхностью нагрева – воздухоподогревателем.

2.2. В связи с использованием для оценки потерь с уходящими газами () измерения и коэффициента избытка воздуха в газах () проводятся в одном и том же балансовом сечении.

2.3. На газовых, газомазутных и пылеугольных (с сухим золоулавливанием) котлах балансовое сечение расположено за дымососом, где неравномерность поля температур газов по данным измерений составляет не более 2 К (°С). В пылеугольных котлах с мокрыми скрубберами балансовое сечение расположено в газоходе между воздухоподогревателем и скруббером в сечении с наиболее равномерным полем температур газов, выбор и тарировка которого производятся в соответствии с ГОСТ 12.3.018-79. Сведения об установке датчиков в балансовых сечениях приведены в разд.5.

2.4. Измерение производится в условиях омывания датчика запыленным газовым потоком. При сжигании сернистых топлив газы, омывающие датчик, агрессивны (содержат ). Реальные значения на действующих газовых и газомазутных котлах достигают около 443 К (170 °С). На пылеугольных котлах уровень в ряде случаев достигает около 473 К (200 °С) и выше (котлы на сланцах и высоковлажных бурых углях имеют 493 К).

2.5. Климатические условия эксплуатации в месте расположения датчиков характеризуются следующими показателями:

– температурой окружающего воздуха от 243 до 313 К (от -30 до 40 °С);

– влажностью окружающего воздуха до 96%;

– наличием токопроводящей пыли;

– содержанием в дымовых газах Коаксиальный дымоход для газового котла - назначение, устройство, монтаж, температура дымохода газового котла,расстояние, установка,коаксиальная труба для газового котла, коаксиальные дымоходы, что та.

В месте расположения измерительных приборов:

– температура окружающего воздуха составляет от 278 до 308 К (от 5 до 35 °С);

– влажность окружающего воздуха не превышает 80%.

2.6. Предел суммарной абсолютной погрешности измерения для газовых, газомазутных и пылеугольных котлов с сухим золоулавливанием устанавливается на уровне

Коаксиальный дымоход для газового котла - назначение, устройство, монтаж, температура дымохода газового котла,расстояние, установка,коаксиальная труба для газового котла, коаксиальные дымоходы, что та К (°C).

Предел суммарной абсолютной погрешности измерения для пылеугольных котлов с мокрыми скрубберами, а также для котлов с 473 К (200 °С) устанавливается на. уровне

Коаксиальный дымоход для газового котла - назначение, устройство, монтаж, температура дымохода газового котла,расстояние, установка,коаксиальная труба для газового котла, коаксиальные дымоходы, что та К (°C).

3.1. Температура уходящих газов измеряется контактным методом в одной (контрольной) точке сечения газохода, если его ширина не превышает 6 м. При большой ширине газохода измерения проводятся в двух точках газохода – с правой и левой стороны.

3.2. Для измерения рекомендуются стандартные средства измерения температуры, приведенные в приложении 1.

Допускается применение иных средств измерений, включая информационно-измерительные системы (ИИС), обеспечивающих требуемую точность измерения в оговоренных условиях эксплуатации.

3.3. Для рекомендуемых стандартных средств измерения предел суммарной абсолютной погрешности измерения составляет ±3 К (°С) при считывании показаний со шкалы и ±4 К (°С) при автоматической регистрации (с учетом влияния внешних факторов при доверительной вероятности =0,95).

4.1. При использовании рекомендуемых по п.3.2 средств измерения должны быть обеспечены рабочие условия их применения по техническим описаниям на ТСП-0879 (ТУ 25-02.792288-80) и КCM-4 (ТУ 25.05.1290-78) или КСМ-2 (ТУ 25-05-1821-75). Нормальными считаются условия, оговоренные в тех же технических описаниях.

4.2. При применении иных средств измерения рабочие условия принимаются в пределах по пп.2.4, 2.5. Нормальными считаются условия, оговоренные в НТД на эксплуатацию средств измерения.

4.3. Монтаж средств измерения должен быть выполнен в соответствии с НТД на использованные средства измерений.

4.4. Система измерений должна быть принята в эксплуатацию согласно РД 34.35.412-88 “Правила приемки в эксплуатацию из монтажа и наладки средств управления технологическими процессами”.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.1. Установка первичных преобразователей:

Оцените статью
Анемометры
Добавить комментарий

Adblock
detector