Тепловой баланс котла, Определяем потерю тепла с уходящими газами, Определяем потерю теплоты с уходящими газами q2, %,, Потери теплоты q3, q4, q5 принять согласно источнику 1., Потери с физическим теплом шлаков q6 % определить по формуле:, Определить к.п.д. брутто., Определим расход топлива, (кг/с и т/ч), подаваемого в топку котла:, Расчет топочной камеры, Определим полезное тепловыделение в топке,QТ (кДж/м3). – Паровой котел ДЕ 6,5-14 ГМ

3
Построение Н, Т-диаграммы

Расчёт энтальпий воздуха
и продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка
воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчёт производим для всего
возможного диапазона температур от 100 до 2200⁰C.

Определение энтальпий
воздуха и продуктов сгорания производим в последовательности, изложенной в
источнике [2].

Определяем энтальпию
теоретического объёма воздуха H⁰_в, кДж/м³, для всего выбранного диапазона
температур

H0в= V0 *(сJ)в,                                 (13)

где    (сJ)_в – энтальпия 1м³ воздуха,
кДж/м³[опред. По табл. 3.4 ист. 2].

V⁰ – теоретический объём воздуха,
необходимого для горения, м³/м³ [опред. По табл. 3.3 ист.
2].

Значение теоретического
объема воздуха для всего диапазона температур сводим в таблицу 2.

Определяем энтальпию
теоретического объёма продуктов сгорания H⁰_г,
кДж/м³, для всего выбранного диапазона температур

H⁰_г = V_RO2
(сJ)_RO2 V⁰_N2 (сJ)_N2 V⁰_H2O(сJ)_H2O,      (14)

где    (сJ)_RO2, (сJ)_N2, (сJ)_H2O– энтальпии 1м³ трёхатомных газов,
теоретического объёма азота, теоретического объёма водяных паров, кДж/ м³;

V_RO2, V⁰_N2, V⁰_H2O – объёмы трёхатомных газов, теоретические объёмы
азота и водяного пара, м³/м³ [ табл. 3.4].

Значение и определение
энтальпии теоретического объема продуктов сгорания для всего диапазона
температур сведены в таблицу3.

Определяем энтальпию
избыточного количества воздуха H^в_изб, кДж/м³, для всего
выбранного диапазона температур

Hвизб=(α–1) H0в.                                (15)

Определяем энтальпию
продуктов сгорания H, кДж/м³,
при коэффициенте избытка воздуха α
>1

H= H⁰_г
H^в_изб.                                  (16)

Значение и определение
продуктов сгорания для всего диапазона температур сводятся в таблицу 4.

Таблица 2 –
теплосодержание воздуха.

По результатам расчетов
выполняем построение графика зависимости энтальпий продуктов сгорания Н от
температуры Т.

4 Тепловой
баланс котла

Расчет теплового баланса
котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

При работе парового котла
вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты,
содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты.

Определяем потерю теплоты
с уходящими газами q₂, %

            (17)

Где Nuh – энтальпия дымовых газов в кДж/м3;

H⁰_х.в – энтальпия теоретического объёма
холодного воздуха, определяем при t_в = 30⁰С, кДж/м³;

a_ух – коэффициент избытка воздуха в
уходящих газах в сечении газохода после последней поверхности нагрева;

q₄ – потеря теплоты от механической неполноты горения,
%; для природного газа q₄ =0;

P P = относительная теплота сгорания топлива, в кДж/м3 .

Энтальпия теоретического
объема холодного воздуха H⁰_хв, кДж/м³, при температуре
30⁰С

H0хв =39,8 V0                            (18)

H0хв= 39,8 * 10,03 = 399,2

Определяем располагаемую
теплоту Q^р_р, кДж/м³, для газообразного топлива

Qрр = Qсн                                    (19)

Где sn – низшая теплота сгорания сухой массы газа, измеренная в кДж/м3,

Qрр=38380

Потеря теплоты от
химической неполноты сгорания топлива q₃, %,
обусловлена появлением в уходящих газах горючих газов СО, Н₂, СН₄.
По таблице 4.4 [2] q₃=0,5.

Потеря теплоты от
механической неполноты горения топлива q₄, %, наблюдается только при сжигании твердого топлива и
обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Для газа q₄ = 0 %.

Потеря теплоты от
наружного охлаждения q₅, %, обусловлена передачей теплоты от
обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру и для
парового котла определяется по формуле

q5= q5ном (Dном / D)                          (20)

где    q_5ном – потери теплоты от наружного
охлаждения при номинальной нагрузке парового котла, %; принимаем по таблице 4.5
[2] q_5ном =2,3;

D_ном – номинальная нагрузка парового
котла, т/ч;

D – расчетная нагрузка парового котла,
т/ч.

q5=2,3* 6,5/6,5 =2,3

Определяем КПД брутто η_бр, %, парового котла из уравнения
обратного теплового баланса

ηбр=100-(q2 q3 q4 q5 q6).          (21)

При сжигании
газообразного топлива уравнение примет вид

ηбр =100–(q2 q3 q5)                  

ηбр =100–(6,2 0,5 2,3)=91,0

Определяем полезную
мощность Q_пг, кВт, парового котла

Пг =Dн.п (hкипп – hпи) 0,01р

где    D_н.п – расход выработанного насыщенного
пара 1,8, кг/с;

h_н.п – энтальпия насыщенного пара определяется
из ист.4, 2789 кДж/кг;

h_п.в – энтальпия питательной воды ист.4,
820 кДж/кг;

р – непрерывная продувка
парового котла, 2,5 %;

h_кип – энтальпия кипящей воды в барабане
котла, 826 кДж/кг.

Q_пг =1,8 (2789 – 419) 0,01*2,5*1,8
(826– 419)=4284,3

Определяем расход топлива
В_пг, м³/с, подаваемого в топку парового котла из
уравнения прямого теплового баланса

В_пг = (Q_пг / (Q^р_р
* η_бр))100              (23)

В_пг = (4284,3/
(38380 *
91,0)) 100 =0,123

Определяем расчётный
расход топливаВ_р, м³/с

В_р =В_пг=
0,123

Определяем коэффициент
сохранения теплоты φ

               
(24)

φ = 1-2,3/(91,0 2,3) = 0,975

5 Расчет
топочной камеры

Расчёт топки производим
по формулам в соответствии с источником [2] в следующей последовательности.

Предварительно задаемся
температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры 1035⁰С.
Для принятой температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из
топки по таблице 2 – Энтальпии продуктов сгорания Н = ƒ (J), кДж/м³.

Подсчитываем полезное
тепловыделение в топке Q_т, кДж/м³

                
(25)

где    Q_в – теплота вносимая в топку с
воздухом, кДж/м³

Qт =38380 (100-0,5)/100 419,6=38607,6

Для паровых котлов, не
имеющих воздухоподогревателя, теплоту Q_в, кДж/м³,
определяем

Q_в =α˝_т
* H⁰_х.в.              (26)

Qв =1,05*399,2=419,16

Определяю коэффициент тепловой эффективности экранов

ψ = χ * ξ,                                   (27)

где    χ – угловой
коэффициент, т.е. отношение количества энергии, посылаемой на облучаемую
поверхность, к энергии излучения всей полусферической излучающей поверхности.
Угловой коэффициент показывает, какая часть полусферического лучистого потока,
испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависит от
формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене.
Значение χ определяется из рисунка 5.3 [2] ; χ=0,97;

ξ – коэффициент, учитывающий снижение
тепловосприятия экранных поверхностей нагрева вследствие их загрязнения
наружными отложениями или закрытия огнеупорной массой. Коэффициент загрязнения
принимается по таблице 5.1 [2]: ξ=0,67.

ψ = 0, 97*0, 67=0, 65

Определяем эффективную
толщину S, м, излучающего слоя

S=3,6Vт/Fст                               (28)

Где VT – объем камеры печи в M3

F_ст – поверхность стен топочной камеры,
м².

S=3, 6*11, 2/29, 97=1, 35

Определяем коэффициент k, (м·МПа)^–1 , ослабления
лучей. При сжигании газообразного топлива коэффициент ослабления лучей зависит
от коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами k_г и сажистыми частицами k_с

k = kг rп kс                              (29)

где    k_г – коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами,
(м·МПа)^–1;

r_п – суммарная объёмная доля трёхатомных газов; принимаю
по таблице 1;

k_с –коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами,
(м·МПа)^–1.

Коэффициент k_г, (м·МПа)^–1 , ослабления лучей трехатомными
газами определяю по формуле

          
(30)

P N-это частичное давление трех атомных газов, выраженных в MPA.

р – давление в топочной
камере котлоагрегата, для агрегатов, работающих без наддува принимаю р = 0,1
МПа;

T˝_т – абсолютная
температура на выходе из топочной камеры, К (равна принятой по предварительной
оценке).

Коэффициент k_с , (м·МПа)^–1, ослабления
лучей сажистыми частицами

Kс (31)

где С^р, Н^р–содержание
углерода и водорода в рабочей массе жидкого топлива, %.

При сжигании природного
газа

                                  
(32)

где С_mН_n
– процентное содержание входящих в состав природного газа углеводородных
соединений, %

k=8,75*0,257 1,147=3,43

Определяем степень
черноты факела а_ф.

Для газообразного топлива
степень черноты а_ф факела

аф =mасв (1– m) аг                   (33)

где    m –коэффициент, характеризующий долю
топочного объема, заполненного светящейся частью факела; принимаю по таблице
5.2 [2] m=0,12 при q_V=421 кВт/м³;

а_св – степень
черноты светящейся части факела;

а_г – степень
черноты несветящихся трёхатомных газов.

Значения а_св и
а_г определяю по формулам

асв=1 – е-(kг rп kс) р s                              (34)

а_г=1 – е
^{–kг rп р s}                                      
(35)

асв=1 – е-(3,43*0,1*1,35)=0,37

а_г=1 – е
^{–8,75*0,257*0,1*1,35}=0,259

а_ф
=0,12*0,37 (1-0,12)*0,257=0,274.

Определяем степень
черноты топки а_т для камерной топки при сжигании газа

                            
(36)

ат=0,274/(0,274 (1-0,274)*0,65)=0,36

Определяем среднюю
суммарную теплоёмкость V_с.ср, кДж/м³·К, продуктов
сгорания на 1 м^{3 газ}а при нормальных условиях

V_с.ср=(Q_т – H^″_т) / (Т_а –Т^″_т)               
(37)

где    Т_а –
теоретическая (адиабатная) температура горения, К; определяем по таблице 4 по
значению Q_т, равному энтальпии продуктов сгорания Н_а;
Т_а=2254, К.

Т^″_т
–температура (абсолютная) на выходе из топки,К;

H^″_т – энтальпия продуктов сгорания, кДж/м³;
определяем по таблице 4 при принятой на выходе из топки температуре;

T – здоровый тепловой поток печи, измеренный в KJ/M3.

Vср

Определяю действительную
температуру υ^″_т, ⁰С, на выходе из топки

υ″т =          
(38)

Полученная температура на
выходе из топки υ^″_т = 1033⁰С сравнивается с температурой, принятой
ранее, 1035⁰С. Расхождение между  полученной температурой υ^″_т, ⁰С, и ранее принятой на выходе из топки
не превышает ±100⁰С, расчет считается оконченным.

Определяем удельную
нагрузку топочного объема q_V, кВт/м³

q_V= В_рQ^р_н/V_т.                                  
(39)

qV=0,123*38380/11,2=421

6 Расчет
конвективных пучков

При расчете конвективных
поверхностей нагрева используем уравнение теплопередачи и уравнение теплового
баланса. Расчет выполняем для 1 м³ сжигаемого газа при нормальных
условиях.

Расчёт первого
конвективного пучка производим по формулам в соответствии с источником [2].

Предварительно принимаем
два значения температур после рассчитанного газохода υ^″ = 400⁰С и υ^″ = 300⁰С. Далее весь
расчет ведем для двух предварительно принятых температур.

Рассчитайте количество тепла B в KJ/M3, полученном путем сгорания.

Qб = φ (H′– H″ Δαк * H0прс)         (40)

где    H′ – энтальпия продуктов
сгорания перед поверхностью нагрева, кДж/м³;

H^″ – энтальпия продуктов сгорания после
рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м³;

Δα_к – присос воздуха в поверхность
нагрева;

H⁰_прс – энтальпия присосанного в
конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 30⁰С,
кДж/м³;

φ – коэффициент
сохранения теплоты.

Q400б = 0,975 (20239–7522 0,05*399,2) =12418

Q300б = 0,975 (20239–5574 0,05*399,2) =14317

Определяем расчётную
температуру потока υ, ⁰С,
продуктов сгорания в конвективной поверхности

                                   (41)

где    υ′ – температура продуктов
сгорания на входе в поверхность нагрева, ⁰С;

υ^″ – температура продуктов сгорания на
выходе из поверхности нагрева ⁰С.

υ 400=(1033 400) / 2=716,5

υ300=(1033 300) / 2=666,5

Определяем температурный
напор ∆t, ⁰С

∆t = υ – tк                                        (42)

где t_к –
температура охлаждающей среды, для парового котла принимаем равной температуре
кипения воды при давлении в котле, ⁰С.

∆t ⁴⁰⁰ =
716,5 – 194,1 = 522,4

∆t ³⁰⁰ =
666,5 – 194,1 = 472,4

Рассчитываем среднюю
скорость ω_г, м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева

            
(43)

где В_р –
расчетный расход топлива, м³/с;

F – площадь живого сечения для прохода
продуктов сгорания, м²;

V_г – объем продуктов сгорания на 1 м³
газообразного топлива, м³/м³;

υ – средняя расчетная температура
продуктов сгорания, ⁰С.  

Определяем коэффициент
теплоотдачи конвекцией α_к, Вт/(м²·К),
от продуктов сгорания к поверхности нагрева; при поперечном омывании коридорных
пучков

α_к = α_н с_zс_sс_ф                             
(44)

где α_н – коэффициент теплоотдачи, определяемый по номограмме
рис.6.1 [2] при поперечном омывании коридорных пучков, Вт/(м²·К); α_н⁴⁰⁰=95, α_н³⁰⁰= 91;

с_z – поправка на число рядов труб по
ходу продуктов сгорания; с_z⁴⁰⁰=1, с_z3⁰⁰=1;

Cs – поправка на расположение луча; cS400=1 и cS300=.

с_ф –
коэффициент, учитывающий влияние измерения физических параметров потока; с_ф⁴⁰⁰=1,09,
с_ф³⁰⁰=1,11.

α500к=95*1*1*1,09=103,5

α400к=91*1*1*1,11=101

Вычисляем степень черноты
газового потока. При этом вычисляем суммарную оптическую толщину

kрs = ( kг rп) ps                                (45)

K G означает коэффициент ослабления лучей трентальным газом.

р – давление в газоходе,
МПа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1.

Определяем толщину
излучающего слоя s,м, для гладкотрубных пучков

s =                (46)

s =

kрs 400 =34,69*0,253* 0,1*0,177=0,155

kрs 300 =35,59*0,253*0,1*0,177=0,159

Определяем коэффициент
теплоотдачи α_л, Вт/(м²·К), учитывающий передачу теплоты
излучением в конвективных поверхностях нагрева для незапыленного потока при
сжигании газообразного топлива

αл =αн а сг                                  (47)

где α_н – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м²·К),
определяем по номограмме на рис.6.4 [2];

А – черная степень;

с_г –
коэффициент, определяем по рис.6.4 [2].

Для определения α_н и коэффициент с_г определяем температуру t_з,
⁰С, загрязненной стенки

t_з = t
∆t                                          (48)

где t – средняя
температура окружающей среды, ⁰С; для паровых котлов принимаем
равной температуре насыщения при давлении в котле;

∆t – при сжигании
газообразного топлива принимаем равной 25⁰С.

t_з = 194,1
25 = 219,1

α400н =45; α300н =33

а⁴⁰⁰ = 0,14; а³⁰⁰
= 0,15

с_г⁴⁰⁰ =
0,98; с_г³⁰⁰ = 0,93

О БЪЯВЛЕНИЕ

αл 300 =33*0,15*0,93 = 4,7

Подсчитываем суммарный
коэффициент теплоотдачи α₁, Вт/(м²·К),
от продуктов сгорания к поверхности нагрева

α1 = ξ (αк αл)                                   (49)

где    ξ – коэффициент использования,
учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие
неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов
сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков
принимаем равным 1.

α1400 =1(103,5 6,4)=109,9

α1300 =1(101 4,7)=105,7

Вычисляем коэффициент
теплопередачи К, Вт/(м²·К)

К = α₁ ψ                                           
(50)

где    ψ – коэффициент тепловой
эффективности, определяемый из табл.6.2 [2]; принимаем равным 0,85.

К400 = 0,85*109,9 = 93,5

К300 = 0,85*105,7 = 89,8

Определяем количество
теплоты Q_т, кДж/м³, воспринятое поверхностью нагрева

             (51)

где    Δt – температурный напор, ⁰С,
определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева

              
(52)

По принятым двум
значениям температуры υ′
и υ^″ полученным двум значениям Q_б и Q_т производим графическую интерполяцию
для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева.
Температура υ^″ на выходе из первого конвективного
пучка равна 370⁰С.

Расчет второго
конвективного пучка производим по формулам в соответствии с источником [2]
аналогично первому конвективному пучку.

Предварительно принимаем
два значения температур после рассчитанного газохода υ″ =300⁰С и υ″ =200⁰С. Далее весь расчет ведем для
двух принятых температур.

Определяем теплоту Q_б ,кДж/м³, отданную продуктами сгорания по
формуле

Q_б= φ (H^′– H^″
Δα_к * H⁰_прс)

Q300б = 0,975 (7422–3945 0,1*399,2) =3897

Q200б = 0,975 (7422–5980 0,1*399,2) =1912

Определяем расчётную
температуру потока υ, ⁰С,
продуктов сгорания в конвективной поверхности по формуле

υ 300=(370 300) / 2=335

υ 200=(370 200) / 2=285

Определяем температурный
напор ∆t, ⁰С, по формуле (42)

∆t = υ – tк

∆t ³⁰⁰ =
335 – 194,1 = 140,9

∆t ²⁰⁰ =
285 – 194,1 = 90,9

Рассчитываем среднюю
скорость ω_г, м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева по
формуле

Определяем коэффициент
теплоотдачи конвекцией α_к, Вт/(м²·К),
от продуктов сгорания к поверхности нагрева; при поперечном омывании коридорных
пучков по формуле

αк = αн сzсsсф

αн300=73, αн200= 68

сz300=1, сz200=1

сs300=1, сs200=1

с_ф³⁰⁰=1,11,
с_ф²⁰⁰=1,15

α300к=73*1*1*1,11=81

α300к=68*1*1*1,15=78,2

Вычисляем степень черноты
газового потока. При этом вычисляем суммарную оптическую толщину по формуле

kрs = ( kг rп) ps

Определяем толщину
излучающего слоя s, м, для гладкотрубных пучков по формуле

s = 

s =

kрs 300 =40,6*0,236* 0,1*0,177=0,17

kрs 200 =42,5*0,236*0,1*0,177=0,18

Определяем коэффициент
теплоотдачи α_л, Вт/(м²·К), учитывающий передачу теплоты
излучением в конвективных поверхностях нагрева для

незапыленного потока при
сжигании газообразного топлива по формуле (47)

αл =αн а сг

Для определения α_н и коэффициент с_г определяем температуру t_з,
⁰С, загрязненной стенки по формуле

t_з = t
∆t

t_з = 194,1
25 = 219,1

α300н =33; α200н =26

а³⁰⁰ = 0,14; а²⁰⁰
= 0,15

с_г³⁰⁰ =
0,94; с_г²⁰⁰ = 0,9

О БЪЯВЛЕНИЕ

αл 200 =59*0,15*0,9 =3,6

Подсчитываем суммарный
коэффициент теплоотдачи α₁, Вт/(м²·К),
от продуктов сгорания к поверхности нагрева по формуле

α1 = ξ (αк αл)

α1300 =1(81 4,5)=85,5

α1200 =1(78,2 3,6)=81,7

Вычисляем коэффициент
теплопередачи К, Вт/(м²·К), по формуле

К = α1 ψ

К300 = 0,85*85,5 = 72,7

К300 = 0,85*81,7 = 69,5

Определяем количество
теплоты Q_т, кДж/м³, воспринятое поверхностью нагрева
по формуле

где    Δt – температурный напор, ⁰С,
определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева, определяемый
по формуле

По принятым двум
значениям температуры υ′
и υ^″ полученным двум значениям Q_б и Q_т производим графическую интерполяцию
для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева.
Температура υ^″ на выходе из второго конвективного
пучка равна 274.

7 Расчет
экономайзера

Расчёт водяного
экономайзера производим по формулам в соответствии с источником [2] .

Определяем теплоту
отданную продуктами сгорания Q_б, кДж/м³ при приятой
температуре уходящих газов

Q_б = φ
(H′ – H″ Δα _эк * H⁰_прс)            (53)

где    H′ – энтальпия продуктов
сгорания на входе в экономайзер, кДж/м³

H″ – энтальпия уходящих газов,
кДж/м³;

Всасывание воздуха в экономайзер, или эк;

H⁰_прс – энтальпия теоретического
количества воздуха, Дж/м³;

коэффициент сохранения теплоты

Qб =0,975 (5450–3150 0,1*399,2) =2339,9

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

            
(54)

где    h′_эк – энтальпия воды
на входе в экономайзер, кДж/кг;

D – паропроизводительность котла,
кг/с;

D PR = кг/с потребленной пищи.

По энтальпии воды после
экономайзера определяем температуру воды после экономайзера t″_эк,
⁰С.

t″эк = h″эк/с                                (55)

t″_эк =
575,2/4,19 = 137,3

В зависимости от
направления движения воды и продуктов сгорания определяем температурный напор
Δt, ⁰С

                                                                                                
Н, м

                                  
(56)

где    Δt_б и Δt_м – большая
и меньшая разности температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемой
жидкости, ⁰С

Выбираем к установке
чугунный экономайзер ВТИ с длиной труб 1500мм; площадью поверхности нагрева с
газовой стороны 2,18 м²; площадью живого сечения для прохода
продуктов сгорания F_тр=0,088 м².

Определяем действительную
скорость ω_г, м/с, продуктов сгорания в экономайзере

                        
(57)

где    υ_эк – среднеарифметическая температура
продуктов сгорания в экономайзере, ⁰С;

F_эк – площадь живого сечения для прохода
продуктов сгорания, м².

υэк =(274 150) / 2=212

Fэк = z1 Fтр                                 (58)

Z1 – число труб в ряду.

Fэк =5*0,088 = 0,44

Определяем коэффициент
теплопередачи К, Вт/(м²·К),

К = К_нс_υ.                                  
(59)

К = 20*1,02 = 20,4

Определяем площадь
поверхности нагрева Н_эк, м², водяного экономайзера

                               
(60)

Определяем общее число
труб n, экономайзера

n =Н_эк / Н_тр                                 
(61)

где Н_тр –
площадь поверхности нагрева одной трубы, м².

n = 163,6/ 2,18 = 75

Определяем число рядов
труб m

m = n / z₁                                         
(62)

Выбранное количество труб в ряду составляет Z1.

m=75 / 5=15

К установке принимаем 15
рядов труб.

8
Аэродинамический расчет котельного агрегата

Аэродинамический расчет
котельной установки ведём по формулам в соответствии с источником [7]

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 Δh_к.у, Па, определяется по формуле:

Δh_к.у = Δh_т Δh_кп1
Δh _кп2 Δh_эк
Δh_м.с Δh_на       (63)

где    Δh_т – разряжение в топке, создаваемое
дымососом, Па;

Hкп1 и.

Δhэк – сопротивление экономайзера, Па;

Hм.с – местные сопротивления, Па;

Δh_на– сопротивление направляющего
аппарата, Па.

Δhк.у =30 553 247 162 249 11=1252

Определяем разряжение в
топке Δh_т, Па, принимаем равным

Δhт = 30

Исходя из источника [7]
стр.30.

Определяем сопротивление
первого конвективного пучка Δh_кп1, Па,

             
(64)

Где rг?

               
(65)

Где плотность газа дыма в нулевые секунды составляет кг/м3.

θ_г −
средняя температура газов в первом конвективном пучке, ˚С.

              
(66)

           
(67)

ω_к.2 –
скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

            
(68)

ξ_к –
коэффициент сопротивления конвективного пучка.

ξ_к=
ξ₀* z₂                (69)

где ξ₀ –
коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного
продольного и поперечного шагов труб.

ξ0=Сσ*СRе* ξгр              (70)

где С_σ, С_Rе, ξ_гр – значения, определяемые по
номограмме, рис VII-6 [7].

С_σ =
0,56. С_Rе = 1,3. ξ_гр = 0,48

ξ0=0,56*1,3*0,48=0,4

ξк=0,4*26=10,4

Определяем сопротивление
второго конвективного пучка Δh_кп, Па, по
формуле

       
(71)

где r_г − плотность дымовых газов в газоходе, кг/м³,
по формуле

           
(72)

Где RO – плотность дымовых газов в кг/м3 в 0 секунд.

θ_г −
средняя температура газов в конвективном пучке, ˚С, по формуле

            
(73)

ω_к.2 –
скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с, по формуле

.             
(74)

ξ_к –
коэффициент сопротивления конвективного пучка, по формуле (69)

ξ_к=
ξ₀* z₂

где ξ₀ –
коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного
продольного и поперечного шагов труб по формуле (70)

0=СRе*Рр.

где  С_σ,
С_Rе, ξ_гр – значения, определяемые по
номограмме, рис VII-6 [7].

С_σ =
0,56. С_Rе = 0,9. ξ_гр = 0,46

ξ0=0,56*0,9*0,46=0,23

ξк=0,23*26=6,02

Определяем сопротивление
экономайзера Δh_эк, Па

         
(75)

Сколько рядов труб вдоль газовой линии, а сколько из них есть трубы?

R G – это плотность дымового газа экономайзера, выраженная в кг/м3.

              
(76)

Определяем сопротивление
двух поворотов под углом 90⁰ и двух поворотов под углом 180⁰
Δh_м.с, Па

             
(77)

где ξ_м –
коэффициент местных сопротивлений; под углом 90⁰ ξ_м=1
под углом 180⁰ ξ_м=2.

ξ_м
=1*2 2*2 =6

–
скорость местных сопротивлений , которая определяется

            
(78)

r_г − плотность дымовых газов местных
сопротивлений, кг/м³

            
(79)

где θ_м.с −
средняя температура газов местных сопротивлений, ˚С, по формуле

              
(80)

Определяем сопротивление
направляющего аппарата, Па

               
(81)

где ω_на –
скорость продуктов сгорания в направляющем аппарате, м/с

             
(82)

F площадь направляющего аппарата, м2

       
          (83)

θ_н.а −
средняя температура газов в конвективном пучке, ˚С,

9
Выбор тягодутьевых устройств

Выберите спасение дыма

Для котлов
паропроизводительностью 1 тонна и выше рекомендуется устанавливать
индивидуальные дымососы. Выбор дымососа производится по формула источника [7].

Определяем
производительность дымососа прямого действия по формуле

                
(84)

где – расчетное количество сжигаемого
топлива, кг/ч;

объем
дымовых газов перед дымососом, м³/кг;

θ_дым –
температура дымовых газов перед дымососом, ˚С.

м3/с м3/ч.

Определяем расчетный
полный напор дымососа H_p, мм вод.ст.,

            
(85)

где суммарное сопротивление по газовому
тракту всех элементов, мм вод.ст.;

разряжение,
создаваемое дымовой трубой, мм рт.ст. Принимаем равное 0.

Пересчитываем напор на
температуру перемещаемой среды, указанную в каталоге, H_дым, мм вод.ст,

       
     (86)

Определяем мощность
электродвигателя для привода дымососа N, кВт

                
(87)

Где производительность, м3/ч;

 −
напор, мм вод.ст.;     

КПД
дымососа, %.

По таблице 14.4 [4]
выбираем подходящий по производительности Vр и напору  дымосос; выписываем
его основные характеристики:

марка дымососа                                 ДН−9

производительность                           14,65*10³
м³/ч

напор                                                  1,78
кПа

КПД                                                    83
%

масса без
электродвигателя               536 кг.

марка электродвигателя                    4А160S6

мощность                                            11
кВт.

Выбор фанатов

Для котлов
паропроизводительностью от 1 тонны и выше рекомендуется устанавливать
индивидуальные дутьевые вентиляторы. Расчет ведется по источнику[7].

Из источника [4] выбираем
горелку. К установке применяется ГМ-4,5

Определяем полный
расчетный напор вентилятора H_p, Па

                 
(88)

−
сопротивление воздуха,  ист. [4].

 Па

Определяем
производительность вентилятора (количество холодного воздуха забираемого
вентилятором) V_д.в, м³/ч по формуле

             
(89)

м3/см3/ч

Пересчитываем напор на
температуру перемещаемой среды, указанную в каталоге, H_дым, мм вод.ст по формуле

Определяем мощность для
привода вентилятора Nдв, кВт по
формуле

По таблице 14.1 [4]
выбираем подходящий по производительности Vр и напору  вентилятор;
выписываем его основные характеристики:

Марка внешнего воздушного вентилятора называется V DN 8.

производительность                           10,20*10³
м³/ч

напор                                                  2,19
кПа

КПД                                                    83
%

масса без
электродвигателя               417 кг.

Какую марку имеет электродвигатель? 4 A-16036

мощность                                            11
кВт.

10 Расчет
дымовой трубы

Расчет дымовой трубы
ведем по формулам в соответствии с источником [2].

Определяем выброс оксидов
азота M_NO2, г/с

       
(90)

где    β1 − безразмерный
поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива,
принимается по таблице 12.3 [2];

β1=0,85

β3 − коэффициент,
учитывающий конструкцию горелок; принимается для прямоточных горелок равным
0,85;

r − степень рециркуляции
продуктов сгорания в процентах расхода дутьевого воздуха; при отсутствии
рециркуляции r = 0;

β2 − коэффициент,
характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания,
т.к. нет рециркуляции;

Вр -расход топлива,
м³/с;

k − коэффициент, характеризующий
выход оксидов азота на 1 тонну сожженного условного топлива, кг/т; для котлов
паропроизводительностью менее 70 т/ч определяется по формуле

               
(91)

D Где?- выход парика, в T/H

Определяем диаметр устья
дымовой трубы , м

              
(92)

где  − объёмный расход продуктов сгорания через трубу при
температуре их в выходном сечении, м³/с

скорость продуктов сгорания на выходе из
трубы принимаем равной 20 м/с

Принимаем стандартный
диаметр устья дымовой трубы 1,2 м.

Определяем
предварительную минимальную высоту трубы Hmin, м

             
(93)

где А − коэффициент,
зависящий от метеорологических условий местности;

А = 120

F − коэффициент, учитывающий
скорость движения вредных веществ в атмосферном воздухе; принимается по СН 369−74;

F = 1

− предельно допустимая
концентрация , мг/м³; принимается по таблице
12.1 [2];

ΔТ − разность температур
продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и окружающего воздуха, К.

                   
(94)

В соответствии со СНиП
35-76 к установке принимаем трубу из кирпича выходным отверстием 1,2 м. Высота
дымовой труб принимаем 30м.

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.

13 Требования правил Госпромнадзора к площадкам
и лестницам котельного агрегата

Для удобного и безопасного обслуживания котлов, пароперегревателей
и экономайзеров должны быть установлены постоянные площадки и лестницы с
перилами высотой не менее 0,9 м со сплошной обшивкой по низу не менее 100 мм.

Переходные площадки и лестницы должны иметь перила с обеих сторон.
Площадки длиной более 5 м должны иметь не менее двух лестниц, расположенных в
противоположных концах.

Платформы и ступени лестницы могут быть созданы:

Б) из просечно-вытяжного листа;

б)из рифленой листовой стали или из листа с негладкой
поверхностью, полученой наплавкой или другим способом.

в) из сотовой или полосовой (на ребро) стали с площадью просвета
не более 12 см².

Применение гладких площадок и ступеней лестниц, а так же
выполнение их из прутковой (круглой стали) запрещаются.

Площадки и ступени лестниц в котельной полуоткрытого и открытого
типов должны быть выполнены из просечно-вытяжного листа, сотовой или полосовой
стали.

Лестницы должны иметь ширину не менее 600мм, высоту между
ступенями не более 200 мм, ширину ступеней не менее 80 мм. Лестницы большой
высоты должны иметь промежуточные площадки. Расстояние между площадками должно
быть не более 4 м.

Лестницы высотой более 1,5 м должны иметь угол наклона к
горизонтали не более 50 градусов.

Ширина свободного прохода площадок должна быть не менее600мм, а
для обслуживания арматуры, контрольно-измерительных приборов и другого
оборудования – не менее 800 мм.

Свободная высота над полом площадок и ступенями лестниц в
котельной должна быть не менее 2 м.

Расстояние по вертикали от площадки для обслуживания водоуказательных
приборов до середины водоуказательного стекла должно быть не менее 1 и не более
1,5 м.

В тех случаях, когда расстояние от нулевой отметки котельной до
верхней площадки котлов превышает 20 м, должны устанавливаться грузопассажирские
лифты. Количество лифтов, устанавливаемых в котельном помещении, должно
соответствовать нормам технологического проектирования тепловых электростанций.