Компоновка и тепловой расчет парового котла

1. Введение

2. Исходные данные

3. Характеристика и состав топлива

4. Расчет объемов энтальпий воздуха и продуктов сгорания

5. Расчет теплового баланса котла

6. Расчет топочной камеры

7. Расчет конвективной части котла

8. Уточнение теплового баланса котла Список литературы

1. Введение

Общая характеристика котла Устройство, имеющее топку для сжигания органического топлива, обогреваемое продуктами сгорания, предназначенное для получения горячей воды с давлением выше атмосферного, называют водогрейным котлом (теплогенератором). Горячая вода от водогрейных котлов — теплогенераторов идет на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых, общественных и промышленных зданий и сооружений. Для унификации водогрейных котлов утверждена следующая шкала теплопроизводительности в Гкал/ч: 4; 6,5; 10; 20; 30; 50; 100; 180.

Котел водогрейный газомазутный КВ-ГМ-100−150, теплопроизводительностью 100 Гкал/ч (116 МВт), предназначен для нагрева воды систем теплоснабжения до 150 °C и может быть использован как в отопительном основном режиме — 70…150, так и в пиковом — 100…150 °С. Теплогенератор имеет П-образную компоновку, включающую топочный и конвективный блоки., а ширина котла по осям колонн — 5700 мм.

Котёл рассчитаны на рабочее давление воды 2,5 МПа (25 кгс/см²).

Топочная камера экранирована трубами диаметром 60 Ч 3 мм с шагом 64 мм, которые соответственно образуют:

* передний (фронтовой) экран — вертикальные трубы, приваренные к верхнему, нижнему, а также двум (верхнему и нижнему) промежуточным коллекторам; промежуточные коллекторы по краям соединены между собой перепускными трубами, а между коллекторами установлены горелки;

* левый боковой экран — вертикально-изогнутые трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам, которые экранируют левую боковую стенку и потолок топки до середины, причем верхний коллектор длиннее нижнего на 1/3 и эта удлиненная часть коллектора находится в конвективной шахте, являясь одновременно верхним коллектором бокового экрана конвективной поверхности нагрева;

* правый боковой экран — выполнен аналогично левому;

* промежуточный экран — вертикальные (укороченные) трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам, которые выполнены в виде газоплотного экрана, разделяющего топку от конвективной шахты; причем промежуточный экран не доходит до потолка топки, оставляя окно для прохода топочных газов из топки в конвективную шахту.

В соответствующих местах верхнего и нижнего коллекторов боковых топочных экранов установлены заглушки для обеспечения многоходового движения воды по экранным трубам — вниз и вверх.

Конвективный блок (конвективная шахта) имеет:

* правую боковую стенку шахты — вертикальные стояки-трубы диметром 83 Ч 3,5 мм, установленные с шагом 128 мм, приваренные к верхним и промежуточным коллекторам, а в эти стояки вварены три пакета горизонтально расположенных U-образных ширм, выполненных из труб диаметром 28 Ч 3 мм; кроме того, все стояки сдвинуты относительно друг друга поперек продольной оси экрана на 64 мм, что обеспечивает размещение U-образных пакетов ширм в виде гребенок — в шахматном порядке с шагом s₁ = 64 и s₂ = 40 мм;

* правый потолочный экран конвективной шахты — изогнутые трубы, которые экранируют правую стенку и потолок до середины конвективной шахты, и приварены соответственно к промежуточному и верхнему коллекторам конвективной шахты;

* левую боковую стенку и левый потолочный экран конвективной шахты — выполнены аналогично правой стенки;

* заднюю стенку — вертикальные трубы диаметром 60 Ч 3 мм, установленные с шагом 64 мм, которые приварены к верхнему и нижнему коллекторам задней стенки шахты.

Все экранные трубы топки и стояки конвективной шахты приварены непосредственно к коллекторам-камерам диаметром 273 Ч 11 мм. Все верхние коллекторы топки и конвективной шахты имеют воздушники для выпуска воздуха, а нижние — спускные вентили.

Котлы не имеют каркаса. Обмуровка котла облегченная, натрубная, толщиной 110 мм, состоит из трех слоев: шамотобетона, совелитовых плит, минераловатных матрацев и магнезиальной обмазки.

Взрывные предохранительные клапаны установлены на потолке топочной камеры. Нижние коллекторы фронтового, промежуточного и заднего экранов, а также боковых стен конвективной шахты опираются на портал. Опора, расположенная в середине нижнего коллектора промежуточного экрана, является неподвижной, а остальные опоры — скользящие. На фронтовой стенке котла КВ-ГМ-100 три горелки, причем третья горелка размещается во втором ряду сверху — на верхнем ярусе.

Газовоздушный тракт.

Топливо и воздух подаются в горелки, а в топке образуется факел горения.

Теплота от топочных газов в топке, за счет радиационного и конвективного теплообмена, передается всем экранным трубам (радиационным поверхностям нагрева), и от труб теплота передается воде, циркулирующей по экранам. Из топки, огибая сверху промежуточный газоплотный экран, топочные газы входят в конвективную шахту, где теплота передается воде, циркулирующей по пакетам секций (ширм), и, пройдя шахту сверху вниз, топочные газы дымососом удаляются в дымовую трубу, а затем в атмосферу.

Для удаления загрязнений, летучей сажи и отложений с наружной поверхности труб конвективной шахты котлы оборудуются очистительной установкой, использующей чугунную дробь, которая подается в конвективную шахту сверху — дробеочистка.

Принудительная циркуляция воды в котле возможна в основном (70…150 °С) и пиковом (100…150 °С) режимах работы.

Котлы оборудованы газомазутными горелками с ротационными форсунками типа РГМГ-30 (3 горелки на котле КВ-ГМ-100−150) производительностью 30 Гкал/ч соответственно.

На котлах КВ-ГМ-100−150 горелки устанавливаются на воздушном коробе котла, который крепится на фронтовом экране к горизонтальным коллекторам. Каждая горелка типа РГМГ имеет вентилятор первичного воздуха. Для горелки РГМГ-30 устанавливается вентилятор 30ЦС85.

2. Исходные данные

3. Характеристика и состав топлива

азот котел сгорание газоход Природный газ транспортируемый по газопроводу Средняя Азия-Центр

Влагосодержание на 1 м³ сухого газа при t= 10? С принимаем d_г=10г/м³.

4. Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Теоретический объём воздуха, необходимый для сгорания 1 м³ газа.

V_в⁰=0,0476(?(m+0,25n)С_mН_n+0,5(СО+Н₂)+1,5Н₂S-O₂)

Где m-число атомов углерода

n-число атомов водорода

V_в^о=0,0476Ч (1+0,25Ч4)Ч94,08+(2+0,25Ч6)Ч2,8+(3+0,25Ч8)Ч0,73+(4+0,25Ч10)Ч0,3+(5+0,25Ч12)Ч0,09= 9,72 м³/м газа.

Теоретический объем азота в продуктах сгорания.

V^о_N2=0,79 V_в⁰+N₂/100=0,79Ч9,72+0,7ч100=7,68 м³/м³газа.

Теоретический объём трехатомных газов в продуктах сгорания.

V^o_RO2=0,01(СО₂+СО+Н₂S+?mC_mH_n)=0,01Ч (0,6+1Ч94,08+2Ч2,8+3Ч0,73+4Ч0,3+5Ч0,09=1,04 м³/м³ газа.

Теоретический объём водяных паров в продуктах сгорания.

V^o_H2O=0,01(H₂S+H₂₊?n/2C_mH_n+0,124d_г)+0,0161 V_в⁰

V^o_H2O=0,01Ч (0,5Ч4Ч94,08+0,5Ч6Ч2,8+0,5Ч8Ч0,73+0,5Ч10Ч0,3+0,5Ч12Ч0,09)+0,124Ч10)+0,0161Ч9,72=2,18 м³/м³ газа.

Для расчета действительных объёмов продуктов сгорания применяется коэффициент избытка воздуха в топочном устройстве б_т и присосы воздуха в отдельных поверхностях нагрева? б.

Коэффициент избытка воздуха принимается в зависимости от типа топочного устройства и вида топлива (таблицы XVIII-XXI «Нормативный метод»). Так как котельный агрегат работает на мазуте и газе, целесообразным является режим сжигания с пониженным избытком воздуха б_т= 1,05.

Таблица 1 Избытки воздуха и присосы по газоходам

Определяем объёмы продуктов сгорания, объёмные доли трёхатомных газов и другие характеристики продуктов сгорания в участках нагрева котельной установки.

Таблица 2

Определяем энтальпии теоретических объёмов воздуха для выбранного диапазона температур.

I⁰_в= V_в⁰ЧI_в, КДж/м³

где I_в-энтальпия 1 м³воздуха для каждой выбранной температуры

Определяем энтальпию теоретических объёмов продуктов сгорания для выбранного диапазона температур.

I_г= V^o_RO2(хc)_RO2+ V_H2O^о( хc)_H2O+ V^о_N2(хc)_{N2 ,} КДж/м³

где С_RO2, C_H2O, C_N2— теплоёмкости трёхатомных газов, водяных паров и азота при постоянном давлении (таблица XIII «Нормативный метод»)

Определяем энтальпию продуктов сгорания.

I= I^o_г+(б-1) I⁰_в, КДж/м³

Таблица 3 Энтальпии теоретического объёма воздуха и продуктов сгорания

Энтальпии продуктов сгорания при б > 1

I_г= I⁰_г+(б-1) I⁰_в, КДж/м³

Таблица 4

5. Тепловой баланс котла

Составление теплового баланса котельного агрегата заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат количеством тепла, называемым располагаемым теплом, и суммой полезно использованного тепла и тепловых потерь. На основании теплового баланса вычисляются КПД котла и необходимый расход топлива.

Тепловой баланс составляется на 1 м³газообразного топлива. Уравнение теплового баланса имеет вид:

Q^р_р= Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅+Q₆

Где Q^р_р— располагаемая теплота сгорания топлива;

Q₁— полезно использованная теплота для нагрева воды

Q₂— потери теплоты с уходящими газами

Q₃— потери теплоты от химической неполноты сгорания

Q₄— потери теплоты от механической неполноты сгорания

Q₅— потери теплоты в окружающую среду

Q₆— потери с физической теплотой шлаков Если отнести все слагаемые теплового баланса к располагаемой теплоте и выразить их в процентах, то уравнение теплового баланса примет вид:

100 = q₁+ q₂+ q₃+ q₄+ q₅+ q₆, %

Коэффициент полезного действия (КПД) котельного агрегата (брутто) определяется из данного уравнения:

з_бр = q₁=100-(q₂+ q₃+ q₄+ q₅+ q₆), %

q₄ и q₆— учитывается только для твердого топлива.

Располагаемая теплота газообразного топлива определяется по уравнению:

Q^р_р= Q^c_н = 36 760 КДж/м³

Потери теплоты от химической неполноты сгорания:

q₃ = 0,5% (таблица ХХ «Нормативный метод»)

Потери теплоты с уходящими газами:

I⁰_хв= V_в⁰С_вt_хв=9,72Ч1,32Ч30=384,9 КДж/м³

I_ух=I_г. м.+(t_изв-t_м)(I_б-I_м)/100=1763+(140−100)Ч (3561,8−1763)/100=2482,5 КДж/м³

Потери от наружного охлаждения.

q₅^ном = 0,5% (П-5 «В. М. Фокин Теплогенерирующие установки систем теплоснабжения»)

q₅ = q₅^ном (Q_ном/Q_вк)= 0,5(116 207/114973,6) = 0,5%

Q_ном = 100Гкал/ч = 116 207, КДж/с

Q_вк = G_вк (I?_к-I?_к) =343(628,5- 293,3) =114 973,6 КДж/с

G_вк— расход воды через котёл 343 кг/с

I?_к-энтальпия воды при t=150 ^оС=628,5 КДж/кг

I?_к— энтальпия воды при t=70 ^оС=293,3 КДж/кг

Сумма тепловых потерь.

?q = q₂+ q₃+ q₅ = 5,49+0,5+0,5= 6,49%

Определяем КПД брутто котла.

з_бр= q₁=100-?q=100−6,49= 93,51%

Определяем расход топлива водогрейного котла.

В_р= (Q_вк/ Q^р_р з_бр)100=(114 973,6/36 760Ч93,51)Ч100 = 3,34 м³/с

Определяем коэффициент сохранения тепла.

ц = 1- 0,01 q₅ = 1- 0,01Ч0,5 = 0,995

6. Расчёт топочной камеры

— объём топочной камеры V_т =388 м²

— площадь радиационной поверхности нагрева F_л =325 м²

— площадь стен топки F_ст= 6 V_т^0,667=319,81 м²

— температура дымовых газов на выходе из топки х?_т=1200 ^оС

— энтальпия газов на выходе из топки I?_т = 22 270,3 КДж/ м³

— объёмная доля водяных паров r_H2O = 0,187

— объёмная доля водяных паров и трёхатомных газов r_п = 0,276

Коэффициент тепловой эффективности экранов.

Ш_ср= (F_л/ F_ст)о =(325/319,81)Ч0,65=0,66

Где о-условный коэффициент загрязнения экранов, для газа о =0,65

(таблица 6−2 «Нормативный метод»)

Эффективная толщина излучающего слоя.

S= 3,6 V_т / F_ст = 4,36 м

Суммарная поглощательная способность r_H2O и r _RO2

Р_пS = p r_п S= 0,1Ч0,276Ч4,36=1,2 ( м•МПа )^-1

Где pдавление газов в топочной камере принимаем равным 0,1 МПа

Коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами.

К _г= 4,2(м•МПа)^-1 (номограмма 3 «Нормативный метод»)

Коэффициент ослабления лучей несветящихся газов.

К_нс = К _г r_пc= 4,2Ч0,276 = 1,1 (м•МПа)^-1

Сила поглощения потока

КрS= К _г r_пc р S= К_нс р S=1,1Ч1Ч4,36 = 0,48

Степень черноты топочной среды для несветящихся газов.

Соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива.

С^р/Н^р =0,12??C_mH_n?= 0,12Ч (0,375Ч98)= 4,41

Где mчисло атомов углерода, n-число атомов водорода .

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами.

К_с= 0,03(2- б_т) С^р/Н^р?1,6Ч — 0,5? = 0,03Ч (2−1,1)Ч4,41Ч?1,6 Ч = 0,22 (м· МПа)^-1

б_т - присос воздуха в топке

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени.

К_св= К_нс+ К_с= 1,1+ 0,22 = 1,32 (м•МПа)^-1

Сила поглощения потока для светящегося пламени.

КрS = К_сврS = 1,32Ч0,1Ч4,36 = 0,57

Степень черноты топочной среды для светящегося пламени.

б_св = 0,46 (номограмма 17 «Нормативный метод»)

Видимое тепловое напряжение топочного объёма.

q_v = (B_p Q^c_н)/ V_т = (3,34Ч36 760)/388 = 316,43 КДж/ м³•с

Коэффициент заполнения пламенем топочного объёма.

m = 0,1 (Таблица П 6 «В. М. Фокин Теплогенерирующие установки систем теплоснабжения»

Эффективная степень черноты факела.

б_ф = m б_св+(1- m) б_нс= 0,1Ч0,46+(1−0,1)Ч0,39 = 0,397

Определяем степень черноты топки.

б_т = б_ф/ б_ф+(1- б_ф) Ш_ср = 0,397/0,397+ (1- 0,397)Ч0,66 = 0,5

Теплота вносимая в топку с воздухом.

Q_в = б_тI_хв = 1,1Ч386,8 = 425,48 КДж/ м³

б_т - присос воздуха в топку котла

Определяем полезное тепловыделение в топке.

Q_т = Q^р_р(1 — q₃/100) + Q_в= 36 760Ч (1 — 0,5/100) + 425,48 = 37 002 КДж/ м³

Определяем теоретическую температуру горения.

х_а = ((х_max - х_min)/( I_max - I_min))( I_a - I_min) + х_min

х_min - 1800 I_min - 35 065,4

х_max - 2000 I_max - 39 460,9

х_а = ((2000;1800)/( 39 460,9 -35 065,4))( 37 002-35 065,4) + 1800 = 1887 ^оС

T_a = х_а+ 273 = 1887 +273 = 1260 K

Находим среднюю суммарную теплоёмкость продуктов сгорания в топке.

С_ср = = = 21,4 КДж/ м³

Определяем параметр М

= = 386 КДж/ м³· с или 345 719 ккал/м²· ч

Принимаем М = 0,55 (номограмма 7 «Нормативный метод»)

Определяем действительную температуру газов на выходе из топки.

??_тд= — 273 = -273 =1176

где Ш_ср- Коэффициент тепловой эффективности экранов, F_ст — площадь стен топки, ц — коэффициент сохранения тепла, В_р - расход топлива в котле,

С_ср - суммарную теплоёмкость продуктов сгорания в топке, б_т — присос воздуха в топку

Энтальпия газов на выходе из топки.

1100 — 20 234,6 КДж/ м³ I_min

1300 — 24 352 КДж/ м³ I_max

I_д^?= (??_тд — х_min)+ I_min =21 799 КДж/ м³

Теплота, передаваемая излучением в топке.

Q_л = (Q_т - I_д^?) =0,995Ч (37 002 — 21 799) = 15 127 КДж/ м³

Тепловая нагрузка радиационной поверхности топки.

= = 155,4 КДж/ м³

Расход воды

Расход воды G_к = 334 кг/с

Приращение энтальпии воды в топке.

?i_т = = =147,3 КДж/ кг

Температура воды на входе в котёл.

t_к? = 70

Температура воды на выходе из экранных труб.

t_Т^?= t_к? + ?i_т/4,19 = 70 +147,¾, 19 = 105

7. Расчет конвективной части.

Конструктивные характеристики конвективной части котла

— площадь конвективной поверхности нагрева F_к = 2385 м²

— диаметр и толщина труб пучке d_н= 28Ч3 мм S₁=64 мм. S₂ = 40 мм.

— площадь живого сечения для прохода газов в пучке F_сеч = 10,27 м²

— температура газов на входе в конв. часть ?^?_к = 1176

— энтальпия газов на входе в конв. часть I?_к = 21 799 КДж/ м³

— температура газов на выходе ??_к =140

— энтальпия газов на выходе I?_к = 2482,52 КДж/ м³

100— 1763 КДж/ м³ I_min

200 — 3561,8 КДж/ м³ I_max

I?_к = (??_к — t_min)+ I_min = (140 -100)+ 1763 = 2482,52 КДж/ м³

Относительный поперечный шаг труб.

у₁= = = 2,28 м

Относительный продольный шаг труб.

у₂ = = = 1,42 м

Эффективная толщина излучающего слоя.

S = 0,9 d_н(1,27= 0,9Ч0,028 (1,27Ч= 0,079 м.

Тепловосприятие пучка по уравнению теплового баланса.

Q_к = ц ( I?_к - I?_к + ?б_к I_хв) = 0,995(21 799- 2482,52+0,1Ч386,8)=19 258 КДж/ м³

Средняя температура газов пучке.

?_к^ср = 0,5 (?^?_к + ??_к) = 0,5(1176+140) = 658

Средний температурный напор в конвективном газоходе.

?t = = = 243

t_к? =150, t_к? = 105 t_к^ср = 0,5(t_к? + t_к?) = 127,5

?t_б = ?^?_к — t_к^ср =1176 — 127,5 = 1048

?t_м = ??_к - t_к^ср = 140 — 127,5 = 12,5

Приращение энтальпии воды в конвективном газоходе.

?i_к = = = = 187,5 КДж/ кг

Средняя скорость газов.

щ = = =13,7 м/с

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к трубам.

б_к = б_нс_zc_sс_ф = 104Ч1,163Ч1Ч0,99Ч1,01= 122,1 Вт/м²· К

б_н = 104 Ккал/м²· ч·

с_z = 1- поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания

c_s = 0,99 — поправка на геометрическую компоновку пучка

с_ф = 1,01- коэффициент учитывающий влияние изменения физических параметров потока (номограмма 13 «Нормативный метод»)

Суммарная поглощательная способность трёхатомных газов и водяных паров.

pS = pr_пS =0,1Ч0,254Ч0,079=0,002 (м· МПа)^-1

Коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами и водяными парами.

К_г = 34 (м· МПа)^-1 при r_H2O = 0,17 (номограмма 3 «Нормативный метод»)

Сила поглощения лучистого потока газов.

KpS = К_гr_п pS = 34Ч0,254Ч0,1Ч0,079 = 0,07

Степень черноты газового потока.

б = 0,1 (номограмма 17 «Нормативный метод»)

Температура загрязнённой стенки труб пучка.

t_ст = t_к^ср+ 25 = 127,5 + 25 = 152,5

Коэффициент теплоотдачи излучением.

б_л = б_н б С_г = 74Ч0,1Ч0,98 = 7,2 Вт/м²· К

б_н =74 Вт/м²· К

б = 0,1 степень черноты газового потока

С_г = 0,98 теплоёмкость газов

(номограмма 18 «Нормативный метод»)

Коэффициент теплопередачи в конвективном пучке.

Ш- коэффициент тепловой эффективности пучка, для газа 0,85

К= Ш (б_к + б_л) = 0,85 (122,1 + 7,2) = 109,9 Вт/м²· К

Тепловосприятие конвективного пучка.

Q_т = = = 19 069,7 КДж/ м³

Невязка расчета.

?к = 100 — 100 = 100 — (19 069,7/19 258)Ч100 = 0,97%

< 2% - пересчет не требуется.

8. Уточнение теплового баланса водогрейного котлоагрегата

Приращение энтальпии воды в топке.

?i_т = = =147,3 КДж/ кг

Приращение энтальпии воды в конвективном газоходе.

?i_к = = = 187,5 КДж/ кг

Сумма приращений энтальпий в котле.

?I₁ = ?i_т + ?i_к = 147,3 + 187,5 =334,6 КДж/ кг

Тепловосприятие теплоносителя (воды) .

?I_в = ( t_к? - t_к?)4,19 = (150- 70) Ч 4,19 = 335,2 КДж/ кг

Невязка теплового баланса.

?I = ?I_в — ?I₁ = 335,2 — 334,6 = 0,6 КДж/ кг

Относительная погрешность невязки баланса.

100 = = 0,17%

Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод/под редакцией Н. В. Кузнецова и др. — М.: Энергия, 1973 г.

Пак Г. В. Котельные установки промышленных предприятий. Тепловой расчет промышленных котельных агрегатов. Учебное пособие. 2-е изд. Переработанное и дополненноеБратск: БрГТУ, 2002 г.

Эстеркин Р. И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учебное пособие для техникумов. — Л.: Энергоатомиздат. Ленинградск. отделение, 1989 г.

Фокин В. М. Теплогененерирующие установки систем теплоснабжения. М.: «Издательство Машиностроение — 1», 2006 г.

Компоновка и тепловой расчет парового котла: Учеб. пособие для вузов / Ю. М. Липов, Ю. Ф. Самойлов, Т. В. Виленский. — М.: Энергоатомиздат, 1988