Расчет водогрейного котла

Расчет водогрейного котла

Введение

тепловой котельная котлоагрегат

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывается теплоэлектроцентралями, производственными и районными отопительными котельными.

Перевод предприятий на полный хозяйственный расчет и самофинансирование, намечаемое повышение цен на топливо и переход многих предприятий на двух- и трехсменную работу требуют серьезной перестройки в проектировании и эксплуатации производственных и отопительных котельных [1].

Пути и перспективы развития энергетики определены Энергетической программой, одной из первоочередных задач которой является коренное совершенствование энергохозяйства на базе экономии энергоресурсов: это широкое внедрение энергосберегающих технологий, использование вторичных энергоресурсов, экономия топлива и энергии на собственные нужды.

Производственные и отопительные котельные должны обеспечивать бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потребителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надежности и экономичности теплоснабжения в значительной мере зависит от качества работы котлоагрегатов и рационально спроектированной тепловой схемы котельной [1].

Водогрейные котлы, назначением которых является получение горячей воды заданных параметров, применяют для снабжения подогретой водой систем отопления и вентиляции, бытовых и технологических потребителей. Водогрейные стальные котлы, работающие обычно по прямоточному принципу с постоянным расходом воды, устанавливают в промышленно-отопительных котельных, а также на ТЭЦ для покрытия пиковых отопительно-вентиляционных нагрузок. Температура воды на входе в котел 70 °С (в пиковом режиме до 110 °С), температура воды на выходе из котла - 150 °С и более (до 200 °С).

Для водогрейных котлов температура воды на входе должна быть выше температуры точки росы для продуктов сгорания во избежание интенсивной наружной коррозии труб. Учитывая, что поступающая из теплосети обратная (холодная) вода имеет обычно температуру ниже 60 °С, часть прямой (горячей) воды с помощью рециркуляционных насосов подмешивают к обратной воде для достижения необходимой температуры воды на входе в агрегат.

В промышленности и жилищно-коммунальном хозяйстве имеется значительное количество водогрейных котлов, изготовленных различными заводами [3].

В данном проекте будет рассмотрен водогрейный прямоточный котел типа КВГМ-209-150.

1. Описание конструкции котлоагрегата

тепловой котельная котлоагрегат

Теплофикационный водогрейный газомазутный котел теплопроизводительностью 209 МВт КВ-ГМ-209-150 (ПТВМ-180) устанавливается на ТЭЦ для покрытия пиков теплофикационной нагрузки.

Поставка котла на место монтажа осуществляется крупными блоками, собираемыми на заводе-изготовителе. Котловая ячейка ПТВМ-180 аналогична по размерам котлам данного типа других производителей, что позволяет производить их замену без дополнительных затрат и работ.

Котел КВ-ГМ-209-150 (ПТВМ-180) башенного типа, водотрубный, радиационный прямоточный, с принудительной циркуляцией. Изменение теплопроизводительности котла осуществляется изменением количества работающих горелок при постоянном расходе воды и переменном температурном перепаде. Котел оборудован 20 газомазутными горелками. Подогрев воздуха в котле отсутствует. Регулирование производительности котла производится включением или отключением одной или нескольких горелок. Пределы регулирования производительности 30-100%. Изменение нагрузки котла производится за счёт изменения температуры воды, расход которой поддерживается постоянным.

Обмуровка котла облегчённая натрубного типа из минераловатных плит с креплением их к натрубной обшивке. Конструкция обмуровки допускает её монтаж совместно с блоками котла. Блоки поступают с завода-изготовителя не обмурованными.

Топочная камера предназначена для сжигания высокосернистого мазута и природного газа. Стены топочной камеры полностью экранированы трубами Ø60х3 с шагом S=64 мм. Трубы экранов соединены между собой двумя горизонтальными поясами жёсткости. Объём топочной камеры равен 461 м³. Эффективная поверхность нагрева котла - 479 м². Топочная камера разделена на три части двумя двухсветными экранами.

Конвективная часть состоит из 176 секций. U-образные змеевики из труб Ø28х3, вваренные своими концами в стояки Ø83х3,5 мм, образуют секцию. Змеевики расположены в шахматном порядке с шагом S1=64 мм и S2=33 мм. Трубы змеевиков каждой секции свариваются в 4-х местах вертикальными дистанционирующими планками, образуя жёсткую ферму. По ходу газов конвективная часть разделена на два пакета, зазор между которыми составляет 600 мм. Поверхность нагрева конвективной части котла 5500 м².

Котел КВ-ГМ-209-150 (ПТВМ-180) оборудован 20 газомазутными горелками производительностью 1265 нм³ /час газа или 1115 кг/час мазута. Конструкция горелки предусматривает периферийный подвод газа и механический распыл мазута.

В горелках применены специального типа мазутные форсунки механического распыливания, с охлаждением сетевой водой. Давление мазута перед форсункой должно быть не ниже 12 кг/см², давление газа перед горелкой - 2500 мм вод.ст.

Каркас котла состоит их 4-х плоских рам общей высотой 13,2 м и размерами в плане 6900х12196 по осям колонн. Угловые колонны являются общими для двух рам, примыкающих друг к другу в углах. На верхней отметке расположены грузовые ригели рам и несущие балки потолка, к которым за специальные тяги подвешивается весь котёл. Для придания общей пространственной жёсткости всей конструкции используются помосты, опоясывающие каркас на трёх отметках.

Для очистки конвективной части котла от наружных загрязнений предусмотрена обмывка сетевой водой. Конструкция обмывки - форсуночного типа.

Технические характеристики котла

Горелка газомазутная с механической форсункой состоит из следующих основных частей:

-        форсунка мазутная, механическая;

-        рама горелки с кольцевым газовым коллектором и газовым патрубком;

-        короб горелки воздушный, поворотный с поворотом на 90º с присоединительными фланцами;

-        регистр-завихритель воздуха.

Горелка крепится при помощи сварки к ответному фланцу котла или к плите в зависимости от конструкции агрегата. Допускается крепить горелку на шпильках или болтах.

В нижней части горелка соединяется с воздуховодом при помощи болтового соединения.

При работе на газе: газ поступает в горелку через штуцер, расположенный в раме горелки, и затем через отверстия в кольцевом коллекторе соединяется и смешивается с закрученным в регистре потоком воздуха.

При работе на мазуте: мазут поступает в штуцер механической мазутной форсунки, проходит по трубе форсунки, распыливается в завихрителе посредством давления и затем смешивается с закрученным в регистре потоком воздуха.

Воздух на горелке поступает из воздуховода в короб горелки, затем приобретает вращательное движение в регистре (завихрителе), смешивается с топливом и поступает в топку котлоагрегата.

Образовавшаяся газовоздушная смесь или смесь воздуха с распыленным мазутом сгорает в топке котла.

Розжиг горелки осуществляется дистанционно при помощи запального устройства на выходе из тоннеля.

Техническая характеристика

Номинальная тепловая мощность горелки…………………9,6 МВт

Коэффициент рабочего регулирования................................1,4

Давление природного газа перед горелкой……...……...25 кПа

Расход газа…...…………..………………………………1060 м³/ч

Температура газа перед горелкой………………...………...0-30 ºС

Температура воздуха перед горелкой………………………10-50 ºС

Масса…………………………………………..…………..165 кг

При подготовке горелки к монтажу проверьте комплектность горелки согласно паспорта. Проведите расконсервацию горелки. Убедитесь, что все сборочные единицы горелки закреплены в соответствии с рис. "Горелки МГМГ-6, МГМГ-8 и МГМГ-10. Конструкция и размеры" настоящего руководства.

Важным условием работы горелки является правильное взаимное расположение элементов и их центровка.

Расположение горелочных тоннелей (амбразур) должно вестись по шаблону из топки котла с применением огнеупорных материалов в соответствии с требованиями чертежа обмуровки котла. Амбразуры горелок являются важным компонентом правильной работы горелок, поэтому амбразура должна быть выполнена в соответствии с геометрическими размерами, указанными на рисунке.

Запально-защитные и запальные устройства к горелкам на котле должны быть установлены в соответствии с требованиями чертежей проекта котла, на котором установлены горелки.

Подготовка к работе котла с горелками МГМГ-6, МГМГ-8, МГМГ-10 осуществляется обслуживающим персоналом согласно инструкции, действующей для данного котла на РТС, котельной или электростанции.

Перед первым пуском горелки проводятся контрольно-наладочные работы и выполняются общие требования, предусмотренные инструкцией по пуску котельного агрегата.

Топливное хозяйство, обслуживающее горелки, должно отвечать требованиям действующих норм, технических условий и указаний по проектированию.

Перед пуском горелки должны быть проведены контрольная наладка и комплексное опробование тягодутьевых машин, топливной системы котла и котельной, контрольно-измерительных приборов, системы защит и сигнализации.

Наладка запально-защитных и запальных устройств проводится по инструкции их предприятия-изготовителя.

Пуск и эксплуатация котла с горелками МГМГ-6, МГМГ-8, МГМГ-10 должны осуществляться обслуживающим персоналом согласно инструкции, действующей для данного котла на РТС, котельной или электростанции.

Эксплуатация горелок на котле должна производиться согласно режимной карте ведения топочных процессов, составленной специализированной наладочной организацией в процессе пуско-наладочных работ.

2. Поверочный тепловой расчет котлоагрегата

2.1 Расчет объёмов, энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Расчетным топливом по заданию является газ, месторождение Ярино-Пермь.

Состав рабочей массы топлива [1]: ; ; ; ; ; .

При тепловом расчете паровых и водогрейных котлов определяются теоретические и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания. Это производится в следующей последовательности.

. Определим теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания:

при сжигании сухого газообразного топлива

[0,5 м³ / м³.

. Определим теоретические объёмы продуктов сгорания.

Объём двухатомных газов:

при сжигании сухого газообразного топлива

 , (2.1.2)

где  - содержание азота.

 м³ / м³.

Объём трёхатомных газов:

при сжигании сухого газообразного топлива

, (2.1.3)

 м³ / м³.

Объём сухих газов:

 , (2.1.4)

 м³ / м³.

Объём водяных паров:

при сжигании сухого газообразного топлива

 , (2.1.5)

где  - содержание влаги.

 м³ / м³.

Коэффициент избытка воздуха в токе, принимаем  [1].

Далее выбираем величину присосов воздуха для газоходов котла [3]:

топка: Δαпп=0,1;

конвективный газоход: Δαвэк=0,15;

перепускной газоход Δαвзп=0,03;

. Определим средний коэффициент избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева.

 . (2.1.6)

. Определяем избыточное количество воздуха для каждого газохода.

. (2.1.7)

5. Определим действительные объёмы:

) водяных паров

. (2.1.8)

) суммарный объём продуктов сгорания

. (2.1.9)

. Определим объемные доли трёхатомных газов и водяных паров, а также суммарную объемную долю

; (2.1.10)

; (2.1.11)

. (2.1.12)

Полученные данные запишем в таблицу №1.

Таблица №1 Расчёт объёмов и коэффициентов избытка воздуха после каждой поверхности нагрева.

Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева,

Объем водяных паров,

Расчет энтальпии продуктов сгорания производится при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева.

.         Вычислить энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона значений температур.

, (2.1.15)

где  - энтальпия воздуха, кДж/м³ [2];  - теоретический объем воздуха.

2.       Определить энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температуры

, (2.1.16)

где , ,  - энтальпии трёхатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объёма водяных паров; , ,  - объемы трёхатомных газов, теоретического объема азота и водяного пара, м³/кг.

3.       Определить энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона значений температуры

. (2.1.17)

.         Определить энтальпию продуктов сгорания (при коэффициенте избытка воздуха  > 1, кДж/кг (кДж/м³)

Результаты расчетов сведем в таблицу №2.

Таблица №2 - Энтальпия продуктов сгорания по газоходам котла

 Температура продуктов сгорания за поверхностью нагрева , ⁰CЭнтальпия воздуха , кДж/кгЭнтальпия газов

Рис. 1 - Зависимость энтальпии продуктов сгорания от температуры

.2 Расчетный тепловой баланс и расход топлива

Тепловой баланс - это распределение теплоты, вносимой в котлоагрегат при сжигании, на полезно использованную теплоту и тепловые потери. Тепловой баланс составляется на 1 кг твердого (жидкого) или на 1 м³ газообразного топлива применительно к установившемуся тепловому состоянию котельного агрегата [1 - 7].

Уравнение теплового баланса имеет вид:

, (2.2.1)

в процентах от располагаемой теплоты:

. (2.2.2)

Здесь ;  и т.д.; - располагаемая теплота, кДж/кг;() - теплота, полезно использованная в котлоагрегате на получение воды, кДж/кг;  ( - потери теплоты с уходящими газами, кДж/кг;  ( ) - потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, кДж/кг;  ( - потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, кДж/кг; ( - потери теплоты в окружающую среду, кДж/кг; ( - потеря теплоты с физической теплотой шлака, кДж/кг.

Располагаемая теплота:

. (2.2.3)

Здесь  - низшая теплота сгорания сухой массы топлива, кДж/кг;  - теплота, вносимая в топку с воздухом, кДж/кг;  - теплота, вносимая в топку с паровым дутьем, кДж/кг;  - физическая теплота топлива, кДж/кг;  - теплота, затраченная на разложение карбонатов рабочей массы сланцев, содержащей CaCO₃ и MgCO₃, с образованием газообразного .

Тепловые расчеты котлоагрегатов выполняют, пользуясь низшей теплотой сгорания рабочей массы топлива:

- низшая теплота сгорания,(кДж/кг), рабочей массы твердого и жидкого топлива: низшая теплота сгорания газообразного топлива:

(2.2.4)

где  и т.д. - объемное содержание газов, входящих в состав газообразного топлива, %.

 кДж/кг.

Физическая теплота топлива:

. (2.2.5)

Физической теплотой топлива для газа пренебрегают в виду сравнительно малой величины. Температуру уходящих газов принимаем равной 150 °С, тогда потеря тепла с уходящими газами определяется по уравнению:

, (2.2.7)

где  - энтальпия уходящих газов, кДж/кг;  - энтальпия холодного воздуха, кДж/м³;  - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;  - потеря теплоты от механической неполноты сгорания.

, (2.2.9)

где  - энтальпия продуктов сгорания в дымовых газах, кДж/кг; - энтальпия воздуха в дымовых газах, кДж/кг определяются по таблице 2.

Энтальпия холодного воздуха.

, (2.2.10)

где - теплоемкость воздуха кДж/(м³∙К) ;  - температура забора воздуха, .

 кДж/м³.

 кДж/м³.

Потери теплоты от механического недожога q₄=0% [4]. (нормативный метод 73 ст 202)

Рассчитаем потери тепла с уходящими газами:

2896,8 кДж/кг.

, (2.2.11)

Потери теплоты от химического недожога . Потери теплоты в окружающую среду % [2].

Потери с физической теплотой шлака

, (2.2.12)

Рассчитаем КПД брутто котла по обратному балансу:

_бр=q₁=100-(q₂+q₃+q₄+q₅+q₆),

где q₂ - потеря тепла с уходящими газами; q₃ - потери теплоты от химического недожога; q₄ - потеря теплоты от механической неполноты сгорания; q₅ - потери теплоты в окружающую среду; q₆ - потери с физической теплотой шлака.

 =100-(6,3+0,5+0,2)=93 %.

Полезная мощность водогрейного котла:

 (2.2.13)

где  - расход воды через водогрейный котел;  , - энтальпия горячей и холодный воды, кДж/кг.

 кВт.

Подсчитаем расход топлива подаваемого в топку водогрейного котла:

, (2.2.14)

 м³/с.

Теплота, полезно используемая в котлоагрегате, кДж/кг:

 (2.2.15)

где - расход воды, кг/с;  - расход натурального топлива, кг/с;  - энтальпии вода, поступающий в котел и выходящий из него, кДж/кг.

 кДж/кг.

Расход действительно сгоревшего топлива В_р, м³/с:

, (2.2.16)

 м³/с.

Коэффициент сохранения теплоты:

, (2.2.17)

.

По расходу действительно сгоревшего топлива выбираем 20 газомазутных горелок МГМГ-10 с номинальной мощностью 9,6 МВт на одну горелку.

.3 Расчет топочной камеры

Топочная камера предназначена для сжигания природного газа.

Стены топочной камеры полностью экранированы трубами Ø60х3 с шагом S = 64 мм. Трубы экранов соединены между собой двумя горизонтальными поясами жёсткости. Объём топочной камеры равен 461 м³. Эффективная поверхность нагрева котла - 479 м². Топочная камера разделена на три части двумя двухсветными экранами. Целью расчета является определение температуры газов на выходе из топки [1 - 5].

Зададимся температурой продуктов сгорания на выходе из топки 1100°С[3]. Для принятой температуры энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки будет равна =23503 кДж/кг.

Полезное тепловыделение в топке рассчитывается по формуле:

 (2.3.1)

где  - теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/кг.

, (2.3.2)

где  - коэффициент избытка воздуха;  - энтальпия присосанного холодного воздуха при t = 30 ºС ();  - теплота, внесенная в котельный агрегат с поступившим в него воздухом, учитывается только при внешнем подогреве вне котлоагрегата, кДж/кг (кДж/м3); - теплота рециркулирующих продуктов сгорания, учитывается только при возврате в топку части продуктов сгорания, кДж/кг.

 кДж/кг

 кДж/кг

Коэффициент тепловой эффективности экранов:

 (2.3.3)

где ξ=0,65 - коэффициент учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева (принимается по [3]); х - угловой коэффициент определяется по номограмме[3]: х = 0,987.

Эффективная толщина излучающего слоя:

 (2.3.4)

где V_т - объем топочной камеры, м³; F_ст - поверхность стен топочной камеры, м².

 м

Определяем коэффициент ослабления лучей (м·МПа)^-1:

, (2.3.5)

где k_г - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м·МПа)^-1 (определяется по номограмме [3]). k_с=0,5- коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, (м·МПа)^-1 (определяется по формуле [3]).

, (2.3.6)

,

где  - процентное содержание входящих в состав природного газа углеводородных соединений

Парциальное давление трёхатомных газов

, (2.3.7)

где р - давление в топочной камере котлоагрегата, МПа.

Для котлоагрегатов, работающих без наддува, принимается р = 0,1 МПа.

 МПа.

 ,

 .

Степень черноты факела:

, (2.3.8)

где α - степень черноты среды, заполняющей топку.

Степень черноты среды зависит от оптической толщины среды() и определяется по рис. 5.6 [3].

.

Степень черноты топки:

, (2.3.9)

где  - площадь зеркала горения, м².

.

Определяют параметр М:

, (2.3.10)

Относительное положение максимума температуры для большинства топлив определяется как:

, (2.3.11)

где - расстояние от пода топки до оси горелки, м; - расстояние от пода топки до середины выходного окна топки, м.

x_т=1,5/11,5=0,13,

.

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания:

, (2.3.12)

где Т_а - теоретическая (адиабатная) температура горения, К; - температура(абсолютная) на выходе из топки, К; - энтальпия продуктов сгорания, кДж/кг; - полезное тепловыделение в топке, кДж/кг.

 кДж/(м³∙К).

Действительная температура на выходе из топки:

 (2.3.13)

 ⁰С

Полученное значение отличается от ранее принятого менее, чем на 30^°С, поэтому принимаем его за окончательное.

Удельная нагрузка топочного объема (кВт/м³):

 (2.3.14)

2.4 Расчет конвективных поверхностей нагрева

.4.1 Расчет конвективных пучков котла

Площадь поверхности нагрева, расположенная в рассчитываемом газоходе, м²

,

где  - наружный диаметр труб, м;  - длина труб, м;  - общее число труб в газоходе, шт.

Принимаем H = 5500 м² из конструктивных данных.

По конструктивным данным подсчитываются относительные поперечные и продольный шаги

, . (2.4.1.1)

, .

Здесь  - поперечный шаг труб, м;  - продольный шаг труб, м.

Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м²:

при продольном омывании гладких труб

. (2.4.1.2)

Здесь  и  - размеры газохода в расчетных сечениях, м;  - длина трубы, м;  - число труб в пучке.

Определяется теплота, отданная продуктами сгорания

, (2.4.1.3)

где  - коэффициент сохранения теплоты,  - энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева,  - энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева,  - присос воздуха в конвективную поверхность нагрева,  - энтальпия присосанного в конвективную поверхность воздуха

Вычисляем расчетная температура потока продуктов сгорания в конвективном газоходе (°С)

 , (2.4.1.4)

где  и  - температура продуктов сгорания на входе в поверхность и на выходе из нее.

Определяем температурный напор (°С)

∆t = - t_к , (2.4.1.5)

где t_к - температура охлаждающей среды , для водогрейного котла принимается равной полусумме температур воды на входе в поверхность нагрева и на выходе из нее, °С.

Посчитаем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева (м/с)

 , (2.4.1.6)

где  - расчетный расход топлива, м³/с, см. формулу (2.2.14); F - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания;  - объем продуктов сгорания на 1 м³ газа; - средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С.

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

При продольном омывании

 , (2.4.1.7)

где  - коэффициент теплоотдачи, при продольном омывании труб определяемый по номограмме по рис. 6.3 [3];  - коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока, при продольном омывании труб определяется по рис. 6.3 [3];  - поправка на относительную длину (см. рис. 6.3 [3]).

Вычисляем степень черноты газового потока по номограмме рис. 5.6 [3]. При этом необходимо вычислить суммарную оптическую толщину

, (2.4.1.8)

где  - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м·МПа)^-1 (определяется по номограмме (рис. 5.4) [3]), - коэффициент ослабления лучей золовыми частицами (для природного газа  = 0 (м·МПа)^-1);  - концентрация золовых частиц (для газа  =0);  - давление в газоходе, МПа; r_п = 0,273 - суммарная объемная доля трехатомных газов (берется из табл. 3.3 [3]).

Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков (м)

 (2.4.1.9)

Определяем коэффициент теплоотдачи , учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева, Вт / (м² ∙К):

для незапыленного потока (при сжигании жидкого и газообразного топлива)

 , (2.4.1.10)

где  - коэффициент теплоотдачи, определяемый по номограмме на рис. 6.4 [3];  - степень черноты, определяемая по рисунку 5.6[3];  - коэффициент, определяемый по рис. 6.4 [3].

Для определения  и коэффициента  вычисляется температура загрязненной стенки (°С)

, (2.4.1.11)

где  - средняя температура окружающей среды, для водогрейных котлов принимается равной полусумме температур воды на входе в поверхность нагрева и на выходе из нее, °С;  - при сжигании газа принимается равной 25 °С.

Подсчитывается суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт / (м² ∙К),

, (2.4.1.12)

где  - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон, для сложно омываемых пучков принимается

 = 0,95[3].

Вычисляем коэффициент теплопередачи, Вт / (м² ∙К)

, (2.4.1.13)

где  - коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл. 6.1 и 6.2 [3] в зависимости от вида сжигаемого топлива (.

Определяется количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева на 1 м³ газа (кДж/м³).

 , (2.4.1.14)

По принятым двум значениям температуры  и  и полученным значениям  и  производится графическая интерполяция для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Для этого строится зависимость . Точка пересечения прямых укажет температуру продуктов сгорания  , которую следовало бы принять при расчете. Расчеты сведены в таблицы 3, 4 и 5.

Таблица 3 - Конструктивные характеристики первого газохода

Расчет газоходов произведен по методике [3], результаты расчета приведены в таблицах 4 и 5.

Расчет первого конвективного пучка

Таблица 4 - Расчет первого газохода

Расчет второго конвективного пучка

Таблица 5 - Расчет второго газохода

3. Аэродинамический расчет котлоагрегата

.1 Расчет газового тракта

Цель аэродинамического расчета - выбор тягодутьевых машин на основе их производительности и перепада давлений в газовом и воздушном трактах.

Схема движения продуктов сгорания по газовому тракту представлена на чертеже.

.1.1 Расчет местных сопротивлений

Суммарное сопротивление на произвольном участке газового тракта складывается из суммы местных сопротивлений:

(3.1.1.1)

где  - сумма местных сопротивлений мм вод.ст.; Δh_тр - сопротивление трения, мм вод. ст.

Местное сопротивление рассчитывается по формуле:

Δh_м=ξ_м·h_д, (3.1.1.2)

где h_д - динамический напор, определяемый по рис. 11.1 [1]; ξ_м - величина коэффициента местного сопротивления, принимается в зависимости от типа местного сопротивления, и определяется для угла поворота по формуле[1]:

ξ_м=К_Δ∙ ξ₀∙В∙С, (3.1.1.3)

где К_Δ∙ ξ₀ - безразмерный коэффициент, (для коленьев без закругления принимается 1,4, В - коэффициент зависящий от угла поворота, при повороте на 90° принимается равным 1, С - коэффициент определяемый для газоходов с закруглением кромок, для незакругленных воздуховодов принимается равным 1.

ξ_м=1,4∙1∙1=1,4,

Тогда местные сопротивления:

сопротивление поворота на 90° в поворотной камере:

Δh_м1 = 1,4·170=238 Па.,

сопротивление поворота на 90°:

Δh_м2 = 1,4·170=238 Па,

сопротивление поворота на 90° перед дымососом:

Δh_м3 = 1,4·170=238 Па.

Для определения местных потерь в диффузоре за дымососом определим скорость движения газов после расширения:

w₂= w₁d₁/ d₂,

w₂= 20∙0,6/2=6м/с.

тогда сопротивление диффузора:

Δh_м4 = 0,5·18=9 Па,

сопротивление входа в дымовую трубу:

Δh_м5 = 1,27·18=22,86 Па.

сопротивление на выходе из конвективной части:

Δh_м5 = 0,7·3,2 =2,24 Па.

Суммируем найденные местные сопротивления:

3.1.2 Расчет сопротивлений трения

Сопротивление трения в i - том участке газохода, мм вод.ст., определяется по формуле:

, (3.1.2.1)

где λ - коэффициент трения, принимаем λ = 0,03; l - длина участка газохода, м; d_э - эквивалентный диаметр газохода, равный d_э= 0,6 м.

Длинами участков задаемся ориентировочно, относительно габаритам котла.

Динамический напор на участке от топки до дымососа при 20 м/с: h_д=150 Па.

Тогда сопротивление трения:

Динамический напор на участке от дымососа до дымовой трубы при 6 м/с: h_д=17 Па.

Сопротивление газохода на участке дымосос − дымовая труба:

Полное сопротивление на участке топка - дымовая труба:

.1.3 Расчет сопротивления дымовой трубы

Суммарное сопротивление дымовой трубы складывается из сопротивления трения Δh_тр, Па, и потери давления с выходной скоростью Δh_вых, Па:

Δh_дт= Δh_тр+ Δh_вых, (3.1.3.1)

где Δh_тр - сопротивление трения, Па.; Δh_вых - потери давления с выходной скоростью, Па.

Сопротивления трения определятся по формуле:

 (3.1.3.2)

где λ - коэффициент сопротивления трения; i =0,03 - величина уклона дымовой трубы [5].

Внутренний диаметр дымовой трубы на выходе определяется как:

, (3.1.3.3)

Динамическое давление для расчета сопротивления дымовой трубы определяется по принятой скорости газов на выходе из трубы ω₀, м/с, и температуре уходящих газов у дымососа, Т_д, °С: h_д = 17 Па.

Тогда сопротивление трения

Потеря давления с выходной скоростью определяется по формуле:

где  - коэффициент сопротивления.

Величину коэффициента сопротивления принимаем =1 [5], тогда

Суммарное сопротивление дымовой трубы

Δh_дт= 30,08+17=47,08 Па.

3.1.4 Расчет перепада полных давлений по газовому тракту

Перепад полных давлений по газовому тракту, Па:

 (3.1.4.1)

где  - разрежение создаваемое тягой конвективной части котла, Па;  - суммарное сопротивление газового тракта, Па;  -самотяга дымовой трубы, Па.

.2 Расчет воздушного тракта

.2.1 Расчет сопротивления воздуховодов холодного воздуха

Сопротивление воздуховодов складывается из местных сопротивлений, сопротивления горелок и сопротивления трения:

(3.2.1.1)

где  - сумма местных сопротивлений, Па; Δh_тр - сопротивление трения, Па,  − сопротивление горелок.

Местное сопротивление рассчитывается по формуле:

,

где  - величина коэффициента местного сопротивления.

Местные сопротивления:

Сопротивление горелки МГМГ

По расходу воздуха и сечению воздуховода определяем скорость воздуха в потоке w_в=0,29 м/с. По полученной скорости и температуре холодного воздуха определяем ≈ 2 Па.

 - сопротивление поворота на 90° возле места забора холодного воздуха

 = 1,4,

 - сопротивление поворота на 90° перед вентилятором

− сопротивление заборного устройства (фильтра)

Сумма местных сопротивлений

Сопротивление трения на участке воздуховода, Па, определяется по формуле:

 (3.2.1.2)

где  - коэффициент трения, для стального воздуховода ; l - длина воздуховода холодного воздуха, м; d_э - эквивалентный диаметр воздуховода, м.

Длина воздухопровода определяется по схеме.

Эквивалентный диаметр определяем по чертежу d_э =0,6 м.

3.2.2 Расчет самотяги

Величина самотяги любого вертикального участка воздушного тракта рассчитывается по формуле:

 (3.2.2.1)

где H - высота рассчитываемого участка газохода, м; g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения; ρ₀ = 1,32 кг/м³;  - температура воздуха на расчетном участке, °С.

Высота вертикального участка H_с1 = 2 м. Температура воздуха 26,1

Определяем самотягу

.2.3 Перепад полных давлений

Перепад полных давлений в воздушном тракте определяется по формуле:

ΔH_п=ΔH_в - H_с - H_с.конв, (3.2.3.1)

где ΔH_в - суммарное сопротивление воздушного тракта котла, Па; H_с - результирующая самотяга воздушного тракта, мм вод. ст.; H_с.конв - самотяга конвективной части котла.

ΔH_п= - 0,494 - .

4. Расчет дымовой трубы

.1 Определение выбросов газообразных загрязняющих веществ

Расчет выброса оксидов азота при сжигании природного газа:

 (1 - ) (1 - ), (4.1.1)

где  - расчетный расход топлива, м³/с;  - низшая теплота сгорания топлива, МДж/м³;  = 1 - безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки;  = 1 - безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения;  = 1,225 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота;  - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование оксидов азота (т.к. рециркуляция отсутствует, ) ;  - безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру (т.к ступенчатый ввод воздуха отсутствует,  = 0);  - коэффициент пересчета.

 + 0,03 - удельный выброс оксидов азота при сжигании газа.

 + 0,03 = 0,224 г/МДж,

4,87∙ 45,89 ∙ 0,224 ∙ 1 ∙ 1∙ 1,225 ∙ 1 = 61,3 г/с .

 = 0,116 г/м³.

Расчет выбросов оксида углерода при сжигании природного газа:

, (4.1.2)

где ρ - плотность газа (принимается 838 г/м³);  - потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива; R - коэффициент, учитывающий долю потерь тепла, вследствие химической неполноты сгорания топлива (принимается равным 0,5);  - потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива.

 г/с .

Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах при сжигании природного газа:

Концентрация бенз(а)пирена C_бенз. (мкг/м³) рассчитывается по формуле:

 =  , (4.1.3)

где q_пг - теплонапряжение поверхности зоны активного горения, МВт/м²; q_v - теплонапряжение топочного объема, кВт/м³; α_т" - коэффициент избытка воздуха в дымовых газах на выходе из топки; К_г - коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции (при отсутствии рециркуляции принимаем К_г = 1; К_д - коэффициент, учитывающий нагрузку котла определяется по формуле:

К_д = (2 - N_ф/N_н)^2,4 (4.1.4)

где N_ф - фактическая мощность котла, N_н - номинальная мощность котла;

К_д = (2 - 188,1/209)^2,4=1,26

К_ст - коэффициент, учитывающий ступенчатое сжигание топлива (принимаем К_ст = 1); К_пл - коэффициент учитывающий подачу влаги (при отсутствии подачи влаги принимаем К_пл=1).

(4.1.3)

где Q - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг (МДж/м³); В - расход топлива на котел, кг/с (м³/с); z_яр - число ярусов горелок (по чертежу z_яр = 2); h_яр - расстояние по высоте между осями соседних горелок, м (исходя из чертежа h_яр = 0,9); а_т - ширина топки (в свету), м; b_т - глубина топки (в свету), м;

 кВт/м³.

 = г/м^з.

4.2     Расчет высоты дымовой трубы по рассеиванию вредных веществ

Высота дымовых труб при искусственной тяге определяется в соответствии с действующими нормативными документами по расчету концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий и Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий.

V=V_г∙B, (4.2.1)

V=11,77∙4,87=57,32 м³/с.

, (4.2.2)

где H - высота дымовой трубы над уровнем земли, м; A - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы и определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосферном воздухе, имеет размерность: с^2/3∙мг∙град^1/3/г (для севера и северо-запада Европейской территории России, среднего Поволжья и Урала принимают А = 160); M - мощность выброса (количество вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу в единицу времени), г/с; F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе (для газообразных вредных веществ - сернистого газа, сероуглерода и т.п. и мелкодисперсных аэрозолей - пыли, золы и т.п., скорость упорядоченного оседания которых не превышает 5 см/с, принимается F = 1. h - безразмерный коэффициент, учитывающий рельеф местности (для равнинной местности h = 1); V - объем газовоздушной смеси, м³/с, определяемый как произведение площади (м²) устья источника выброса (площадь сечения выхода трубы) на среднюю скорость (, м/с) выхода газовоздушной смеси из устья трубы; T_г - температура выбрасываемой газовоздушной смеси, величину которой определяют по технологическим нормативам действующим для данного производства; T_в - температура окружающего атмосферного воздуха, за которую принимают среднюю температуру наружного воздуха в 13 ч наиболее жаркого месяца года (по СНиП 23-01-2003 «Строительная климатология» для г. Тамбов - 26,1°С). m и n - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса и зависящие от высоты трубы, поэтому расчет проводится в два этапа.

На первом этапе m и n принимают равными единице и по уравнению 1 определяют высоту трубы:

На втором этапе уточняют значения m и n. Для чего сначала рассчитывают коэффициенты f и v_м по формулам:

,

,

Затем рассчитывают значение m и n по следующим формулам:

,

при v_м  0,3 n = 3;

при 0,3 < v_м  2 n = ;

при v_м > 2 n = 1,

.

После уточнения значения величин m и n производят перерасчёт величины Н.

В соответствии со СНиП 2.09.03-85, принимаем унифицированную высоту дымовой трубы равную 30 м. Труба выполнена из кирпича.

.3 Расчёт дымовой трубы на создание естественной тяги

Величина самотяги, Па, любого вертикального участка газового тракта, включая дымовую трубу, определяется по формуле:

где H - высота рассчитываемого участка газохода, м; g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения; ρ₀ = 1,32 кг/м³;  - средняя температура газов на расчетном участке, °С.

Расчет самотяги будем производить для двух участков: для конвективной шахты H_кш, м, и для дымовой трубы H_дт, м.

Средняя температура газов в конвективной шахте:

где  - температура уходящих газов на выходе из конвективного пароперегревателя, °С.

Высота конвективной шахты H_кш = 6,84 м. Тогда самотяга:

Средняя температура газов в дымовой трубе:

где  - температура газов перед дымососом, °С;  - температура холодного воздуха, °С.

Самотяга в дымовой трубе, Па:

Суммарная самотяга котельной установки, Па:

5. Расчет тепловой схемы котельной

)Мощность котла КВГМ-180 209 МВт. Предположим, что котел работает с 85% нагрузкой. Т.е. потребляемая мощность равна:

∙0,85=178МВт.

Пусть 66% тепла расходуется на нужды отопления, 11% на нужды вентиляции, 23% на нужды ГВС, т.е. 117,48 МВт; 19,58 МВт и 40,94МВт соответственно.

)Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца определяется по формуле:

, (5.1)

где  − принятая температура воздуха внутри отапливаемых помещений;  - температура наружного воздуха наиболее холодного месяца; температура наружного воздуха максимально-зимнего периода.

Ввиду отсутствия данных о климатическом районе эксплуатации котла принимаем .

) Температура воды в подающей линии на нужды отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца:

t₁=18+64,5∙K_о.в.^0.8 + 67,5 ∙K_о.в. (5.2)

t₁=18+64,5∙0,7^0,8 + 67,5∙0,7=113,7°С.

) Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца:

t₂= t₁ − 80 K_о.в.(5.3)

t₂=113,7−80∙0,7=57,7°С.

) Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию для максимально-зимнего режима:

Q_ов= Q_о+ Q_в,

где Q_о − расход теплоты на отопление, (МВт); Q_в - расход теплоты на вентиляцию. Q_ов = МВт

для режима наиболее холодного месяца:

Q_ов= (Q_о+ Q_в)∙, (5.4)

Q_ов= 137,06∙

) Суммарный отпуск теплоты на нужды отопления, вентиляции и ГВС для максимально-зимнего режима:

Q= Q_ов+ Q_ГВС,(5.5)

где Q_ГВС - расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт.

Q= 137,06+40,94=178 МВт;

для режима наиболее холодного месяца:

Q= Q_ов∙+ Q_ГВС, (5.6)

Q= 95,94+40,94=136,88 МВт;

) Расход воды в подающей линии для нужд горячего водоснабжения, для при двуступенчатой последовательной схеме подключения местных теплообменников (рис. 5.1) для максимально-зимнего режима и режима наиболее холодного месяца:

где  − температура горячей воды, подаваемой потребителю, °С;  − температура сырой воды (принимается летом 15°С, зимой 5°С).

для летнего режима:

где  - температура подающей линии, для летнего периода,°С;  - минимальная разность температур греющей и подогреваемой воды (принимается равной 10°С).

) Тепловая нагрузка на подогреватель первой ступени, для максимально-зимнего режима:

 (5.9)

для режима наиболее холодного месяца:

Рисунок 5.1 - Схема присоединения местных теплообменников.

Тепловая нагрузка на подогреватель второй ступени, для максимально-зимнего режима:

   (5.10)

для режима наиболее холодного месяца:

Расход сетевой воды на местные теплообменники второй ступени для максимально-зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

Расход сетевой воды на местные теплообменники первой ступени для максимально-зимнего режима:

 (5.12)

для режима наиболее холодного месяца:

) Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

) Расход воды внешними потребителями на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение для максимально зимнего режима:

  (5.14)

для режима наиболее холодного месяца:

Для летнего режима:

11) Температура обратной сетевой воды после внешних подогревателей для максимально зимнего режима:

где  − кпд подогревателей, принимается равным 0,98.

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Расход сырой воды на восполнение утечек в теплосети внешних потребителей для максимально-зимнего режима:

 (5.17)

где  - процент (от часового расхода) утечки воды, для закрытой системы принимается 1,5-2%.

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку для максимально-зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Проверяем температуру сырой воды перед химводоочисткой с учетом найденных температур для максимально-зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

Из расчета видно что принятого расхода греющей воды на подогреватель химически очищенной воды, для максимально зимнего и режима наиболее холодного месяца, недостаточно для подогрева сырой воды до 20 Проводим перерасчет, пусть  для зимнего и 2 для летнего режимов, тогда:

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Проверяем температуру сырой воды перед химводоочисткой с учетом найденных температур:

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Проверяем расход химически очищенной воды на подпитку для максимально зимнего режима:

 (5.19)

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Определение расходов теплоты на подогрев сырой воды:

для максимально-зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

Определение расходов теплоты на подогрев химически очищенной воды:

для максимально-зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Определение суммарного расхода, который необходимо получить в котле:

 (5.22)

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Определение расхода воды через водогрейные котлы (т/ч):

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Определение расхода воды на рециркуляцию (т/ч):

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Определение расхода воды по перепускной линии (т/ч):

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Определение расхода сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию (т/ч):

(5.26)

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Определение расчетного расхода воды через котлы (т/ч):

 (5.27)

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Определение расхода воды, поступающей к внешним потребителям по прямой линии (т/ч):

 (5.28)

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

) Определение разницы между найденным ранее и уточненным расходом воды внешними потребителями (%):

для максимально зимнего режима:

для режима наиболее холодного месяца:

для летнего режима:

На основании расчета тепловой схемы котельной подбираем подогреватели воды. Выбираем 2 подогревателя ВВП 22-530-4300 производства Куртамышского механического завода.

Технические характеристики подогревателей:

Число трубок - 430 шт

Поверхность нагрева - 83 м²

Тепловой поток - 2649 кВт

Теплопроизводительность - 2,278 Гкал/час

Расход нагреваемой воды - 476,4 т/час

Масса 1343 кг

Заключение

В данном курсовом проекте был разработан проект водяного котла КВ-ГМ-209-150. Был произведен поверочный тепловой расчет для работы при сжигании газа. Выполнен аэродинамический расчет котла, в котором подобраны тягодутьевые машины на основе их производительности и перепада давлений в газовом и воздушном трактах.

На основании выполненных расчетов можно сделать вывод о целесообразности проектирования данного котла, топливом для которого является газ.

Был произведен расчет компоновки котельной с котлом КВ-ГМ-209-150, работающем при сжигании газа месторождения Ярино-Пермь. В результате была выбрана и просчитана тепловая схема, работающая на закрытую систему теплоснабжения, произведен подбор оборудования, расчет системы ХВО и подбор оборудования ХВО. Выполнен аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла, подбор тягодутьевого оборудования. Произведена компоновка газовоздушного тракта и оборудования котельной.

Список используемых источников

1.       Жуков Н.П. Котельные установки: учебное пособие / Н.П. Жуков, Н.Ф. Майникова, О.Н. Попов, Е.В. Пудовкина, А.О. Антонов - Тамбов: Изд.-во ФГБОУ ВПО «ТГТУ», 2013. - 80 с.

.         Панкратов Г.П. Сборник задач по теплотехнике / Г.П. Панкратов - Москва: Изд-во «Высшая школа», 1986. - 248 с.

.         Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и депломное проектирование: учебное пособие / Р.И. Эстеркин - Москва: Изд-во «Энергоатомиздат», 2012. - 280 с.

.         Бойко Е.А. Котельные установки и парогенераторы: учебное пособие / Е.А. Бойко, И.С. Деринг, С.А. Михайленко - Томск: Изд-во «Томского политехнического университета», 2009. - 606 с.

.         Мочана С.И. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод) / Под ред. С.И. Мочана. - 3-е изд. Л.: Энергия, 1977.

.         Локшина В.А. Гидравлический расчет котельных агрегатов / Под ред. В.А. Локшина, Д.Ф. Петерсона, А.Л. Шварца - М.: Энергия, 1978.

.         Кузнецова Н.В. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под. Ред. Н.В. Кузнецова - М.: Энергия, 1973.