Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ

“ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ имени П.О. СУХОГО”

Факультет энергетический

Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и экология»

РАСЧЁТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

на тему : «Проект производственно-отопительной котельной мощностью 115,17 МВт»

Разработал студент группы ТЭ-51 А.И.Дедюля

Руководитель проекта С.П.Сельвич

Консультант по теплотехнической части С.П.Сельвич

Консультант по экономической части Г.А. Прокопчик

Консультант по охране труда и экологии Н.В. Овсянник

Нормоконтроль Н.А. Смирнов

Дипломный проект допущен к защите в Государственной экзаменационной

комиссией

Заведующий кафедрой к.т.н. доцент А.В. Овсянник

ГОМЕЛЬ 2010

ВВЕДЕНИЕ

Республика Беларусь, как и многие страны мира, не имеет возможности обеспечить свои потребности собственными энергоресурсами. Экономика Беларуси сильно зависит от импорта энергоресурсов. Лишь 10-15% потребностей покрывается собственными первичными энергоресурсами. В то же время длительный период неэффективного использования энергоресурсов создал в Беларуси огромный неиспользованный потенциал энергосбережения. Поэтому экономия и рациональное использование топливно-энергетических ресурсов является приоритетным направлением государственной политики в области энергетики.

В республике почти половина электроэнергии расходуется на промышленные нужды. Поэтому наиболее существенных эффектов в энергосбережении можно добиться только при структурной перестройке нашего хозяйства и внедрении новых технологий.

Основные направления выхода из энергетического кризиса следующие: энергосбережение; использование местных топливных ресурсов и малая энергетика, т.е. создание мини-ТЭЦ и малых котельных; модернизация существующих электростанций и котельных; строительство новых атомных электростанций.

Использование больших котельных, построенных в советские времена для крупных заводов и предприятий, стали в наше время не рентабельны. Старое оборудование, дорогое обслуживание, изношенность системы требует больших затрат, вследствие чего надежность теплоснабжения снижается. Удобные и практичные небольшие котельные пришли им на смену, которые имеют не большой срок окупаемости и более дешевой себестоимостью отпускаемой теплоты.

Небольшие котельные применяют для теплоснабжения, как производственных, так и жилых помещений. Широкий диапазон мощности котельной позволяет применять на различных объектах таких, как детские сады и целые микрорайоны. Режим работы малых котельной не требует участия большого количества персонала, так как современные котельные автоматизированы и управлять котельной можно с помощью компьютера.

Целью дипломного проекта на тему: ”Проект производственной котельной мощностью 24,2 МВт” является расчёт и выбор основного оборудования проектируемой котельной.

Котельная предназначена для выработки и снабжения паром промышленного предприятия. В дипломном проекте представлен расчет тепловой схемы котельной с выбором числа и типа устанавливаемых котлов, тепловой расчет и аэродинамический расчет котельных агрегатов, а также расчет и выбор водоподготовительной установки. Рассмотрены вопросы оснащения котельной автоматикой, вопросы охраны труда и экологии. Произведен расчет организационно-экономических показателей проектируемой котельной, в результате чего были рассчитаны годовые эксплуатационные расходы котельной и себестоимость отпускаемой теплоты.

1. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ С ВОДОГРЕЙНЫМИ И ПАРОВЫМИ КОТЛАМИ

1.1 Исходные данные

Таблица 1.1.1

Наименование	Обозна- чение	Обосно- вание		Режимы*
			1	2	3
1	2	3	4	5	6
1. Расход пара на технологические нужды, т/ч		задано	61	61	61
2. Расчетная мощность на отопление и вентиляцию, МВт		задано	33	19,55	0
3. Расчетная мощность на горячее водоснабжение, МВт		задано	9	9	6,3
4. Расчетная температура наружного воздуха на отопление, °С		СниП	-24	-24	-
5. Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, °С		СниП	-11	-11	-
6. Температура воздуха внутри помещения, °С		СниП	18	18	-
7. Температура сетевой воды в пря- мом трубопроводе, °С		задано	150	100,5	70
8. Температура сетевой воды в обратном трубопроводе , °С		задано	70	53,1	42
9.Температура горячей воды в месте разбора, °С		СниП	55	55	55
10. Доля возврата конденсата от внешних потребителей,%	в	задано	75	75	75
11. Энтальпия свежего пара, кДж/кг(1,4Мпа)		[2]	2815	2815	2815
12.Энтальпия редуцированного пара, кДж/кг(0,6Мпа)		[2]	2805	2805	2805
13. Температура сырой воды, °С		[1]	5	5	15
14. Температура питательной воды, °С		[1]	104	104	104
15. Энтальпия питательной воды, кДж/кг		[2]	437	437	437
16. Непрерывная продувка котлов, %		[1]	3	3	3
17. Энтальпия котловой воды, кДж/кг		[2]	830	830	830
18.Энтальпия продувочной воды, выходящей из сепоратора непрерывной продувки, кДж/кг		[2]	437	437	437
19. Энтальпия пара, выходящего из расширителя непрерывной продувки, кДж/кг		[2]	2690	2690	2690
20.Температура воды после ХВО, °С		[1]	30	30	30
21. Температура подпиточной воды, °С		[1]	70	70	70
22. Энтальпия подпиточной воды, кДж/кг		[2]	294	294	294
23. Температура конденсата возвра- щаемого потребителями, °С		задано	80	80	80
24. Энтальпия конденсата, кДж/кг		[2]	336	336	336
25. Температура продувочной воды, сбрасываемой в дренаж, °С		[1]	50	50	50
26. Энтальпия конденсата (при P=0,6МПа), кДж/кг		[2]	670	670	670
27. КПД подогревателя		[1]	0,98	0,98	0,98
28. Утечки воды в теплосети, %		[1]	1,5	1,5	1,5
29. Энтальпия химочищенной воды после подогревателя подп. воды		[2]	336	336	336
30.Энтальпия подпиточной воды на выходе из дэаэратора, кДж/кг		[2]	437	437	437

* 1-- максимально зимний режим

2-- режим наиболее холодного месяца

3-- летний режим

1.2 Расчёт тепловой схемы

Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для 2 режима:

(1.2.1)

где - расчетные температуры наружного воздуха на вентиляцию и отопление соответственно для 2 режима, принимаем по табл. 1.1.1;

Температура сетевой воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для 2 режима:

t1 = 18 + 64,5 kов0,8 +67,5 kов , оС (1.2.2)

t1 = 18 + 64,5·0,5930,8 + 67,5·0,593 = 100,5 °С

Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции:

t2 = t1 - 80kов ,оС (1.2.3)

t2 = 100,5 - 80·0,593 = 53,1 °С

Расход воды на горячее водоснабжение:

, т/ч (1.2.4)

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию:

, т/ч (1.2.5)

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч.

Расход сетевой воды:

, т/ч (1.2.6)

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Расход пара на подогреватель горячего водоснабжения (определяется только для режимов, при которых подогреватель находится в работе):

т/ч (1.2.7)

3. т/ч

Утечка воды в тепловых сетях:

, т/ч (1.2.8)

где - потери воды в системе теплопотребителей, % объема тепловых сетей, принимается равной 1,5 % ;

1. Gут = 0,011,5509,55 = 7,64 т/ч = кг/с;

2. Gут = 0,011,5 509,5= 7,64 т/ч = кг/с;

3. Gут = 0,011,5 135,45 = 2,03 т/ч = кг/с.

Количество подпиточной воды, необходимое для покрытия нужд горячего водоснабжения и утечек в тепловой сети:

Gподп = Gгв + Gут ,т/ч (1.2.9)

1. Gподп = 154,8 + 7,64 = 162,44 т/ч = кг/с;

2. Gподп = 154,8 + 7,64 = 162,44 т/ч = кг/с;

3. Gподп = 135,45 + 2,03 = 137,48 т/ч = кг/с.

Количество теплоты, внесенное с подпиточной водой:

, МВт (1.2.10)

1. МВт;

2. МВт;

3. МВт.

Тепловая нагрузка водоподогревательной установки:

(1.2.11)

где - средняя температура сетевой воды в теплосети, °С

1. °С

2. °С

Тогда:

1. МВт;

2. МВт.

Расход пара на деаэратор подпиточной воды:

, т/ч (1.2.12)

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Расход химически очищенной воды на дэаэратор подпиточной воды:

, т/ч (1.2.13)

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Температура химически очищенной воды после охладителя подпиточной воды:

, °С (1.2.14)

1. °С;

2. °С;

3. °С.

Расход пара на подогреватель химически очищенной воды, поступающей в дэаэратор подпиточной воды:

, т/ч (1.2.15)

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Расход сырой воды на ХВО для подпитки тепловой сети:

, т/ч (1.2.16)

где - увеличение расхода сырой воды в связи с расходом ее на собственные нужды ХВО;

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Расход пара на подогреватель сырой воды, направляемой на ХВО для подпитки тепловой сети:

, т/ч (1.2.17)

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Суммарный расход редуцированного пара внешним потребителям:

, т/ч (1.2.18)

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Суммарный расход свежего пара внешним потребителям:

, т/ч (1.2.19)

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Расход пара на собственные нужды котельной по предварительной оценке :

, т/ч (1.2.20)

где - расход пара на собственные нужды, % суммарного расхода све- жего пара внешними потребителями , принимается предварительно 8%.

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч = кг/с;

3. т/ч = кг/с.

Паропроизводительность котельной по предварительной оценке с учетом потерь теплоты в цикле:

, т/ч (1.2.21)

где - потери пара в цикле котельной, принимаем 3% ;

1. т/ч = кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Количество котловой воды, поступающей в расширитель с непрерывной продувкой:

, т/ч (1.2.22)

где Рпр - коэффициент непрерывной продувки, принимаем по данным таблицы 1.1.1.

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Количество пара, образовавшегося в расширителе непрерывной продувки:

, т/ч (1.2.23)

где ч - степень сухости пара, принимаем ч = 0,98

h'расш - энтальпия отсепарированной поточной воды, кДж/кг;

h"расш - энтальпия пара, выходящего из расширителя, кДж/кг;

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки:

, т/ч (1.2.24)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Потери конденсата внешними производственными потребителями:

, т/ч (1.2.25)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Потери конденсата в цикле котельной :

 , т/ч (1.2.26)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Расход химически очищенной воды, поступающей в деаэратор питательной воды:

, т/ч (1.2.27)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку:

, т/ч (1.2.28)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки:

, т/ч (1.2.29)

1. °C;

2. °C;

3. °C.

Расход пара на подогреватель сырой воды, поступающей на химводоочистку:

, т/ч (1.2.30)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Расход пара на подогреватель химически очищенной воды, установленный перед деаэратором питательной воды:

, т/ч (1.2.31)

где - энтальпия химически очищенной воды перед подогревателем, определена при температуре 28 °C (снижение температуры химически очищенной воды в процессе ее подготовки принято 2 °C ), кДж/кг ;

- энтальпия химически очищенной воды после подогревателя, определена при температуре 80 °C , кДж/кг.

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Количество конденсата, возвращаемого внешними производственными потребителями:

, т/ч (1.2.32)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор питательной воды, без учёта греющего пара:

, т/ч (1.2.33)

где расход пара на подогреватель химочищенной воды, установленного перед деаэратором питательной воды

, т/ч (1.2.34)

где h"хов - энтальпия химочищенной воды;

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с;

1. т/ т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Средняя температура воды в деаэраторе без учёта греющего пара:

(1.2.35)

1. оС;

2. оС;

3. оС.

Расход греющего пара на деаэратор питательной воды:

т/ч (1.2.36)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной:

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Расход свежего пара на собственные нужды котельной:

т/ч (1.2.38)

1. т/ч= кг/с;

Действительная паропроизводительность котельной

т/ч (1.2.39)

2.

Невязка:

, % (1.2.40)

1. %;

2. %;

3. %.

Суммарный расход редуцированного пара:

т/ч (1.2.41)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Количество воды, впрыскиваемое в РОУ:

т/ч (1.2.42)

1. т/ч= кг/с;

2. т/ч= кг/с;

3. т/ч= кг/с.

Моделирование тепловой схемы котельной закончено, т.к. небаланс с предварительно принятой паропроизводительностью котельной меньше 3%.

В результате расчёта к установке принимаются три однотипных паровых котлоагрегата (один в резерве) Е-50-1,4ГМ паропроизводительностью по 50 т/ч (13,9 кг/с) каждый с номинальными параметрами пара: избыточное давление 1,4 МПа, температурой пара 225 єС. Также для покрытия нагрузок отоплении, вентиляции и ГВС установлены два водогрейных котлоагрегата КВГМ-23,26-150 Дорогобужского котельного завода номинальной теплопроизводительностью 23,26 МВт.

2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ

2.1 Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания

В качестве основного вида топлива принято по заданию природный газ.

Характеристику природного газа, поступающего в г. Гомель принимаем по данным объединения «Белтрансгаз».

Состав природного газа в % по объему, приводим в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1

Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Бутан С4Н10	Пентан С5Н12	Азот N2	Диоксид углерода СО2	Кислород О2
97,785	0,979	0,278	0,091	0,011	0,81	0,037	0,009

Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива Qнр = 33603,8 кДж/м3 (8020 ккал/м3); плотность при нормальных условиях

При тепловом расчете парового котла определяем теоретические и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания.

Теоретический объем воздуха, необходимого для сгорания топлива при сжигании газа при определяем по формуле:

, м3/м3 (2.1.1)

где m - число атомов углерода;

n - число атомов водорода

Теоретический объем продуктов сгорания:

теоретический объем водяных паров:

,м3/м3 (2.1.2)

где dг.тл. - влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1м3 сухого газа, г/м3; принимаем dг.тл. = 10 г/м3

м3/м3

теоретический объем азота:

, м3/м3 (2.1.3)

м3/м3

- теоретический объем трехатомных газов:

, м3/м3 (2.1.4)

м3/м3

теоретический объем продуктов сгорания:

м3/м3 (2.1.5)

м3/м3

Действительные объемы продуктов сгорания рассчитываются с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и объемов присосов воздуха по газоходам котельного агрегата. Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки котла принимаем для камерной топки при сжигании газа равным 1,05 [1], величину присосов воздуха в газоходах котлоагрегата при номинальной нагрузке принимаем равным [1]:

конвективный пучок котла

экономайзер чугунный с обшивкой

стальной газоход (на каждые 10м длины) .

Действительный суммарный объем продуктов сгорания природного газа определяем (при среднем коэффициенте избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева) по формуле:

, м3/м3 (2.1.6)

Расчет действительных объемов продуктов сгорания и их составов по газоходам приводим на примере топки, результаты сводим в таблицу 2.1.2

Таблица 2.1.2

Величина	Расчетная формула	Теоретические объемы
		Газоход
		топка	Конвективный пучок	экономайзер
Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева		1,05	1,1	1,2
Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе		1,05	1,075	1,15
Избыточное количество воздуха, м3/м3		0,479	0,718	1,436
Объем водяных паров, м3/м3		2,176	2,18	2,191
Полный объем продуктов сгорания, м3/м3		11,234	11,477	12,206
Объемная доля трехатомных газов		0,09	0,088	0,083
Объемная доля водяных паров		0,193	0,189	0,178
Суммарная объемная доля		0,283	0,277	0,261

2.2 Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур вычисляем по формуле:

, кДж/кг (2.2.1)

где (ct)в - энтальпия 1м3 воздуха, [1]

Энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур определяем по формуле:

, кДж/м3 (2.2.2)

где - энтальпия 1м3 трехатомных газов, теоретического объема азота и водяных паров [1], кДж/м3.

Энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур t определяем по формуле:

, кДж/м3 (2.2.3)

Энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха определяем по формуле:

, кДж/м3 (2.2.4)

где Нзл - энтальпия золы: для газа Нзл = 0.

Результаты расчетов энтальпий воздуха и продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.2.1.

Для составления таблицы интервал температур принимаем равным 100оС.

Таблица 2.2.1

О, оС	, кДж/м3	, кДж/м3	, кДж/м3
			Топка 1,05	Конвективный пучок	Экономайзер
100	1270,07	1485,49	1548,99		1612,50		1739,50
200	2556,41	2998,17	3125,99	1577,00	3253,81	1641,32	3509,46	1769,95
300	3866,68	4547,85	4741,18	1615,19	4934,52	1680,70	5321,19	1811,73
400	5201,84	6143,86	6403,95	1662,77	6664,04	1729,52	7184,23	1863,04
500	6568,58	7779,64	8108,07	1704,11	8436,49	1772,45	9093,35	1909,13
600	7966,90	9445,70	9844,04	1735,98	10242,39	1805,90	11039,08	1945,73
700	9406,38	11159,89	11630,21	1786,16	12100,53	1858,14	13041,16	2002,08
800	10853,51	12928,32	13470,99	1840,79	14013,67	1913,14	15099,02	2057,86
900	12300,65	14732,78	15347,81	1876,82	15962,85	1949,18	17192,91	2093,89
1000	13787,98	16568,80	17258,20	1910,39	17947,60	1984,75	19326,40	2133,49
1100	15315,51	18409,07	19174,84	1916,64	19940,62	1993,02	21472,17	2145,77
1200	16843,05	20262,68	21104,83	1929,99	21946,98	2006,36	23631,29	2159,12
1300	18370,58	22166,29	23084,82	1979,99	24003,35	2056,37	25840,41	2209,12
1400	19938,31	24105,93	25102,85	2018,03	26099,76	2096,42	28093,60	2253,19
1500	21506,04	26032,00	27107,30	2004,45	28182,60	2082,84	30333,21	2239,61
1600	23073,77	27989,85	29143,54	2036,24	30297,23	2114,63	32604,61	2271,40
1700	24641,50	29961,06	31193,13	2049,59	32425,21	2127,98	34889,36	2284,75
1800	26209,23	31941,37	33251,83	2058,69	34562,29	2137,08	37183,21	2293,85
1900	27817,15	33953,46	35344,32	2092,49	36735,18	2172,89	39516,89	2333,68
2000	29425,08	35956,23	37427,48	2083,16	38898,73	2163,55	41841,24	2324,35
2100	31033,01	37981,67	39533,32	2105,84	41084,97	2186,24	44188,27	2347,03
2200	32640,94	40797,14	42429,18	2895,86	44061,23	2976,26	47325,32	3137,05

2.3 Тепловой расчёт котельного агрегата Е-50-1,4ГМ

2.3.1 Определение коэффициента полезного действия и расхода топлива котлоагрегата

Тепловой баланс парогенератора характеризует равенство между приходом и расходом тепла. Тепловая эффективность котлоагрегата, совершенство его работы характеризуется коэффициентом полезного действия.

Приходная часть теплового баланса в большинстве случаев определяется по формуле:

, кДж/м3(ккал/м3) (2.3.1.1)

где Qрр- располагаемая теплота;

Qнр- низшая теплота сгорания топлива, для газа принимаем;

Qнс- низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3; принимаем по исходным данным для газа Qнс = 33603,8 кДж/м3 (8020 ккал/м3);

Qф.т.- физическое тепло топлива: принимаем Qф.т.= 0, так как топливо-газ;

Qт.в.- физическое тепло воздуха, подаваемого в топку котла при подогреве его вне котлоагрегата: принимаем Qт.в.= 0, так как воздух перед подачей в котлоагрегат дополнительно не подогревается;

Qпар.- теплота, вносимая в котлоагрегат при поровом распиливании жидкого топлива, кДж/кг: принимаем Qпар.= 0, так как топливо газ.

Располагаемая теплота для котлоагрегата Е-50-1,4ГМ составляет:

Расходная часть теплового баланса котлоагрегата складывается и следующих составляющих:

(2.3.1.2)

Тепловой баланс котла составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах располагаемой теплоты:

(2.3.1.3)

Разделив уравнение (2.1.3.2) на Qрр получим его в следующем виде:

(2.3.1.4)

где q1- полезно использованная в котлоагрегате теплота;

q2- потеря теплоты с уходящими газами;

q3- потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

q4- потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива;

q5- потеря теплоты от наружного охлаждения;

- потеря теплоты от физической теплоты, содержащейся в удаляемом шлаке и от потерь на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла;

q6шл.= 0, так как топливо газ;

q6охл= 0, так как охлаждение элементов котлоагрегата Е-50-1,4ГМ не предусматривается его конструкцией.

КПД брутто котельного агрегата определяется по уравнению обратного баланса:

, % (2.3.1.5)

Потеря теплоты с уходящими газами q2 рассчитываем по формуле:

, % (2.3.1.6)

где Нух- энтальпия уходящих газов из котлоагрегата, определяется из таблицы 2.2.1 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, кДж/м3; принимаем предварительно температуру уходящих газов Тух= 150оС, ;

Нух = 2624,5 кДж/м3;

Нх.в.о - энтальпия теоретического объема холодного воздуха при температуре 30 оС, определяем по формуле:

, кДж/м3 (2.3.1.7)

кДж/м3

Потери теплоты от химического недожога q3 для природного газа равны 0,5 % . [1]

Потери теплоты от механического недожога q4 для природного газа принимаем q4 = 0.

Определяем q2:

.

Потери теплоты от наружного охлаждения q5 определяем по формуле:

(2.3.1.8)

где q5ном- потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла: для котла Е-50-1,4ГМ q5ном=1,25% [1];

Dном- номинальная нагрузка парового котла, т/ч;

D- расчётная нагрузка парового котла, т/ч

q5 = 1,25 % .

Коэффициент полезного действия котлоагрегата:

Суммарную потерю тепла в котлоагрегате определяем по формуле:

, % (2.3.1.9)

Для последующих расчетов определяем коэффициент потери теплоты:

, (2.3.1.10)

.

Полное количество теплоты, полезно отданной в котельном агрегате определяем по формуле:

, кВт (2.3.1.11)

где D - паропроизводительность котлоагрегата;

hп - энтальпия пара при Р = 1,4МПа;

hп=2815 кДж/кг [2];

hпв - энтальпия питательной воды при Р = 1,4МПа и tпв = 104 оС;

hпв = 437 кДж/кг [2];

hкв - энтальпия котловой воды при Р = 1,4МПа и tкв = 198,1 оС;

hкв = 830 кДж/кг [2];

Dпр - количество продувочной воды, определяется по формуле:

, т/ч (2.3.1.12)

где Рпр - величина процента непрерывной продувки: принимаем Рпр=3%

т/ч

Расход топлива, подаваемого в топку котлоагрегата, определяем по формуле:

, м3/ч (м3/с) (2.3.1.13)

.

2.3.2 Тепловой расчет топочной камеры

Поверочный расчет топочной камеры заключается в определении действительной температуры дымовых газов на выходе из топочной камеры котлоагрегата по формуле:

, оС (2.3.2.1)

где Та - абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К;

М - параметр, учитывающий распределения температур по высоте топки;

- коэффициент сохранения теплоты;

Вр - расчетный расход топлива, м3/с;

Fст - площадь поверхности стен топки, м2;

- среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов;

- степень черноты топки;

Vcср - средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 м3 топлива в интервале температур , кДж/(кг К);

- коэффициент излучения абсолютно черного тела, Вт/(м2К4).

Для определения действительной температуры , предварительно задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями [1] . По принятой температуре газов на выходе из топки и адиабатической температуре сгорания топлива Оа определяем тепловые потери, а по принятой - излучательные характеристики газов. Затем по известным геометрическим характеристикам топочной камеры получаем расчетным путем действительную температуру на выходе из топки.

Поверочный расчет топки проводим в следующей последовательности.

Для принятой предварительно температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2.2.1 .

Полезное тепловыделение в топке подсчитываю по формуле:

, кДж/м3 (2.3.2.2)

где Qв- теплота, вносимая в топку воздухом: для котлов не имеющих воздухоподогревателя определяется по формуле:

, кДж/м3 (2.3.2.3) кДж/м3

Qв.вн. - теплота, внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом, подогретым вне агрегата: принимаем Qв.вн = 0;

rHг.отб.- теплота рециркулирующих продуктов сгорания: принимаем rHг.отб. = 0, так как конструкцией котла Е-50-1,4ГМ рециркуляция дымовых газов не предусматривается

.

Теоретическую (адиабатную) Оа температуру горения определяем по величине полезного тепловыделения в топке Qт = На.

По таблице 2.2.1 при На = 33835,75 кДж/м3 определяем Оа = 1827,91 оС.

.

Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки (хт) при сжигании газа по формуле:

, (2.3.2.4)

где , (2.3.2.5)

где Нг - расстояние от пода топки до оси горелки, м;

Нт - расстояние от пода топки до середины выходного окна топки, м;

Для котла Е-50-1,4ГМ хт = 1.

Коэффициент тепловой эффективности экранов определяем по формуле:

, (2.3.2.6)

где - коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятие экранов вследствие загрязненности или закрытия изоляцией поверхностей; принимаем [1];

х - условный коэффициент экранирования; определяем по номограмме [1] при S = 67 мм, d = 60 мм: так как S/d = 67/60 =1,12, то х = 0,98;

Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке:

, м (2.3.2.7)

где Vт, Fст - объем и поверхность стен топочной камеры, м3 и м2. Определяем по конструкторской документации на котел Е-50-1,4ГМ.

Vт = 133 м3, Fст = 158 м2;

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени складывается из коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (кr) и сажистыми частицами (кс) и при сжигании газа определяется по формуле:

, (2.3.2.8)

где rп - суммарная объемная доля трехатомных газов: определяется из таблицы 2.1.2.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами kr определяем по формуле:

, (2.3.2.9)

где рп- парциальное давление трехатомных газов;

, МПа (2.3.2.10)

где р- давление в топочной камере котлоагрегата, работающего без продувки: р = 0,1 МПа [1];

- абсолютная температура газов на выходе из топочной камеры, К (равна принятой по предварительной оценке)

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами определяем по формуле:

, (2.3.2.11)

Где соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива: для газового топлива принимается:

, (2.3.2.12)

Степень черноты факела (аф) для газообразного топлива определяется по формуле:

(2.3.2.13)

где асв- степень черноты светящейся части факела, определяем по формуле:

(2.3.2.14)

аr- степень черноты несветящихся трехатомными газами, определяется по формуле:

; (2.3.2.15)

m- коэффициент, характеризующий долю топочного объема заполненного светящейся частью факела.

Определяем удельную нагрузку топочного объема:

, кВт/м3 (2.3.2.16)

тогда m = 0,195 [1].

Степень черноты топки при сжигании газа определяется по формуле:

 (2.3.2.17)

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1м3 газообразного топлива:

, кДж/(м3К) (2.3.2.18)

Определяем действительную температуру на выходе из топки, оС:

Так как расхождение между полученной температурой и ранее принятой на выходе из топки не превышает , то расчёт считается оконченным и полученную температуру принимаем для дальнейшего расчета, как температуру на выходе из топки.

2.3.3 Расчет конвективного пучка котла

Конвективные поверхности нагрева парового котла играют важную роль в процессе получения пара, а также использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топочную камеру.

При расчете конвективных поверхностей нагрева используются уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Для расчета задаемся температурой продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева и затем уточняем ее путем последовательных приближений. В связи с этим расчет ведем для двух значений температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода. Расчет производим для 1м3 сжигаемого газа при нормальных условиях.

Расчет конвективных поверхностей котла ведем в следующей последовательности.

По чертежу котлоагрегата определяем следующие конструктивные характеристики газохода:

площадь поверхности нагрева Н=376 м2;

поперечный шаг труб S1 = 120 мм;

продольный шаг труб S2 = 120 мм;

число труб в ряду z1 = 132 шт.;

число рядов труб по ходу продуктов сгорания z2 = 10 шт.;

наружный диаметр и толщина стенки трубы

площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F = 2,9 м2.

Подсчитываем относительный шаг:

- поперечный

продольный

Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода:

Весь дальнейший расчет ведем для двух предварительно принятых температур.

Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания по уравнению теплового баланса:

, кДж/м3 (2.3.3.1)

где - коэффициент сохранения теплоты;

Н'- энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева; принимаем из расчета топочной камеры Н' = Нт" = 22292,83 кДж/м3 при От"= 1260 оС;

Н"- энтальпия продуктов сгорания после конвективного пучка, принимаем из таблицы 2.2.1 при: О1" = 500 оС Н1" = 8436,49 кДж/м3,

О2" = 250 оС Н2" = 4094,166 кДж/м3;

- присос воздуха в конвективном пучке;

Нопр.в.- энтальпия присосанного воздуха при tв = 30оС,

Нопр.в. = Нох.в. = 380,93 кДж/м3;

кДж/м3

кДж/м3

Расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе определяем по формуле:

, оС (2.3.3.2)

Определяем температурный напор:

оС (2.3.3.3)

где tк- температура охлаждающей среды: tк=198,1 оС

Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева:

, м/с (2.3.3.4)

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков по формуле:

, Вт/(м2К) (2.3.3.5)

где - коэффициент теплоотдачи: = 105 Вт/м2К [1];

сz- поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания:

сz = 1,0 [1];

сs- поправка на компоновку пучка: сs = 1,0 [1];

сф- коэффициент, учитывающий влияние физических параметров потока: [1];



Вычисляем степень черноты газового потока (а). При этом предварительно вычисляем суммарную оптическую толщину:

(2.3.3.6)

где s- толщина излучающего слоя: для гладкотрубных пучков определяем по формуле:

, м (2.3.3.7)

кзл.- коэффициент ослабления лучей золовыми частицами: принимаем при сжигании газа кзл. = 0;

- концентрация золовых частиц, принимаем ;

р- давление в газоходе: принимаем для котлов без надува равным 0,1МПа;

кг- коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле:

(2.3.3.8)

где ;

;

Определяем коэффициент теплоотдачи , учитывающий передачу теплоты излучением:

, Вт/м2К (2.3.3.9)

где - коэффициент теплоотдачи, Вт/м2К [1];

а - степень черноты продуктов сгорания: [1];

сг - коэффициент, учитывающий температуру стенки [1]

Для определения и сг вычисляем температуру загрязненной стенки, оС:

, оС (2.3.3.10)

где t- средняя температура окружающей среды, принимаем для паровых котлов равной температуре насыщения t1 = 198,1оС при Р = 1,4Мпа;

- при сжигании газа принимаем равной 25оС [1];

оС

Тогда Вт/м2К,

Вт/м2К,

Вт/м2К

Вт/м2К

Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

, Вт/м2К (2.3.3.11)

где - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева, принимаем [1]

Вт/м2К

Вт/м2К

Определяем коэффициент теплопередачи:

, Вт/м2К (2.3.3.12)

где - коэффициент тепловой эффективности: [1]

Вт/м2К

Вт/м2К

Определяем количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева:

, кДж/м3 (2.3.3.13)

где - температурный напор для конвективной поверхности нагрева, определяем по формуле:

,оС (2.3.3.14)

где tкип = t1 = 198,1оС при Р1 = 1,4Мпа;

оС

оС

кДж/м3

кДж/м3

По принятым двум значениям температуры и и полученным двум значениям Qб и Qт строим график зависимости Q = f (О").

Рис.2.3.3.1. Графическое определение расчетной температуры

Так как полученное значение =281,2оС отличается от одного из принятых предварительно значений не более чем на 50оС, то пересчёт не производим.

кДж/м3

2.3.4 Расчет водяного экономайзера

В связи с тем, что в качестве вида топлива принят природный газ и паровой котел работает при Рраб. = 1,4МПа, то в соответствии с рекомендацией ЦКТИ принимаем к установке чугунный экономайзер.

Расчет экономайзера проводим в следующей последовательности.

По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты, которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов:

, кДж/м3 (2.3.4.1)

где Н'эк- энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер,

Н'эк = Нк" = 4976,96 кДж/м3 при Ок" = 281,2оС;

- энтальпия уходящих газов, принимаем по принятой Оух = 150оС,

, кДж/м3;

- присос воздуха в экономайзере;

= 380,93 кДж/м3 - энтальпия теоретического количества воздуха;

- коэффициент сохранения теплоты;

кДж/м3

Приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой водой в водяном экономайзере, определяем энтальпию воды после водяного экономайзера:

, кДж/кг (2.3.4.2)

где h'эк - энтальпия воды на входе в экономайзер, принимаем из исходных данных h'эк = 437 кДж/кг;

Д- паропроизводительность котла: Д = 50 т/ч = 13,89 кг/с;

Дпр- расход продувочной воды, принимаем из расчета схемы котельной для 1-го котла: Дпр = 1,38 т/ч =0,383 кг/с;

кДж/кг

При кДж/кг оС [2]

Так как температура воды после экономайзера (198,1 - 145,1 = 5320оС), то принимаем к установке чугунный экономайзер типа ЭБ1- 808И с трубами ВТИ.

Определяем температурный напор в экономайзере:

, оС (2.3.4.3)

оС

Выбираем конструктивные характеристики принятого к установке экономайзера:

длина трубки lтр = 3000 мм;

внутренний диаметр трубки и толщина стенки мм;

количество труб в ряду z1 = 9 шт.;

площадь живого сечения прохода продуктов сгорания Fтр. = 0,283 м2;

площадь поверхности нагрева Fн = 4,878 м2.

Определяем действительную скорость продуктов сгорания в экономайзере:

, м/с (2.3.4.4)

где Fэк - площадь живого сечения для проходов продуктов сгорания:

м2

Оэк- среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере:

оС

м/с

Определяем коэффициент теплопередачи [1]:

(2.3.4.5)

Вт/м2К, сv = 1,021,

Вт/м2К.

Определяем площадь поверхности экономайзера:

, м2 (2.3.4.6)

м2

По полученной поверхности нагрева экономайзера окончательно устанавливаем его конструктивные характеристики:

- общее число труб шт.; (2.3.4.7)

- число рядов шт. (2.3.4.8)

2.3.5 Проверка теплового баланса

Расчет считается верным если выполняется следующее условие [1]:

(2.3.5.1)

где , (2.3.5.2)

где количества теплоты, воспринятые лучевоспринимающими поверхностями топки, котельными пучками и экономайзером;

, кДж/м3 (2.3.5.3)

кДж/м3

? 127,62

Тогда

2.4 Тепловой расчёт котельного агрегата КВГМ-23,26-150

2.4.1 Определение коэффициента полезного действия и расхода топлива котлоагрегата

Тепловой баланс парогенератора характеризует равенство между приходом и расходом тепла. Тепловая эффективность котлоагрегата, совершенство его работы характеризуется коэффициентом полезного действия.

Приходная часть теплового баланса в большинстве случаев определяется по формуле:

, кДж/м3(ккал/м3) (2.4.1.1)

где Qрр- располагаемая теплота;

Qнр- низшая теплота сгорания топлива, для газа принимаем;

Qнс- низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3; принимаем по исходным данным для газа Qнс = 33603,8 кДж/м3 (8020 ккал/м3);

Qф.т.- физическое тепло топлива: принимаем Qф.т.= 0, так как топливо-газ;

Qт.в.- физическое тепло воздуха, подаваемого в топку котла при подогреве его вне котлоагрегата: принимаем Qт.в.= 0, так как воздух перед подачей в котлоагрегат дополнительно не подогревается;

Qпар.- теплота, вносимая в котлоагрегат при поровом распиливании жидкого топлива, кДж/кг: принимаем Qпар.= 0, так как топливо газ.

Располагаемая теплота для котлоагрегата КВГМ-23,26-150 составляет:

Расходная часть теплового баланса котлоагрегата складывается и следующих составляющих:

(2.4.1.2)

Тепловой баланс котла составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах располагаемой теплоты:

 (2.4.1.3)

Разделив уравнение (2.1.3.2) на Qрр получим его в следующем виде:

(2.4.1.4)

где q1- полезно использованная в котлоагрегате теплота;

q2- потеря теплоты с уходящими газами;

q3- потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

q4- потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива;

q5- потеря теплоты от наружного охлаждения;

- потеря теплоты от физической теплоты, содержащейся в удаляемом шлаке и от потерь на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла;

q6шл.= 0, так как топливо газ;

q6охл= 0, так как охлаждение элементов котлоагрегата КВГМ-23,26-150 не предусматривается его конструкцией.

КПД брутто котельного агрегата определяется по уравнению обратного баланса:

, % (2.4.1.5)

Потеря теплоты с уходящими газами q2 рассчитываем по формуле:

, % (2.4.1.6)

где Нух- энтальпия уходящих газов из котлоагрегата, определяется из таблицы 2.2.1 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, кДж/м3; принимаем предварительно температуру уходящих газов Тух= 155оС, ;

Нух = 2713 кДж/м3;

Нх.в.о - энтальпия теоретического объема холодного воздуха при температуре 30 оС, определяем по формуле:

, кДж/м3 (2.4.1.7)

кДж/м3

Потери теплоты от химического недожога q3 для природного газа равны 0,5 % . [1]

Потери теплоты от механического недожога q4 для природного газа принимаем q4 = 0.

Определяем q2:

.

Потери теплоты от наружного охлаждения q5 определяем по формуле:

(2.4.1.8)

где q5ном- потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке водогрейного котла: для котла КВГМ-23,26-150 q5ном=0,9511% [1];

Nном- номинальная нагрузка водогрейного котла, т/ч;

N- расчётная нагрузка водогрейного котла, т/ч

q5 = 0.9511 % .

Коэффициент полезного действия котлоагрегата:

Суммарную потерю тепла в котлоагрегате определяем по формуле:

, % (2.4.1.9)

Для последующих расчетов определяем коэффициент потери теплоты:

, (2.4.1.10)

.

Полное количество теплоты, полезно отданной в котельном агрегате определяем по формуле:

, кВт (2.4.1.11)

где Gв - расход воды через водогрейный котёл: для КВГМ-23,26-150 Gв=247т/ч =68,61 кг/с

- энтальпия горячей воды на выходе из котла (150°С), кДж/кг;

- энтальпия холодной воды на входе в котел (70°С), кДж/кг;

кВт

Расход топлива, подаваемого в топку котлоагрегата, определяем по формуле:

, м3/ч (м3/с) (2.4.1.13)

.

2.4.2 Тепловой расчет топочной камеры

Поверочный расчет топочной камеры заключается в определении действительной температуры дымовых газов на выходе из топочной камеры котлоагрегата по формуле:

, оС (2.4.2.1)

где Та - абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К;

М - параметр, учитывающий распределения температур по высоте топки;

- коэффициент сохранения теплоты;

Вр - расчетный расход топлива, м3/с;

Fст - площадь поверхности стен топки, м2;

- среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов;

- степень черноты топки;

Vcср - средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 м3 топлива в интервале температур , кДж/(кг К);

- коэффициент излучения абсолютно черного тела, Вт/(м2К4).

Для определения действительной температуры , предварительно задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями [1] . По принятой температуре газов на выходе из топки и адиабатической температуре сгорания топлива Оа определяем тепловые потери, а по принятой - излучательные характеристики газов. Затем по известным геометрическим характеристикам топочной камеры получаем расчетным путем действительную температуру на выходе из топки.

Поверочный расчет топки проводим в следующей последовательности.

Для принятой предварительно температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2.2.1 .

Полезное тепловыделение в топке подсчитываю по формуле:

, кДж/м3 (2.4.2.2)

где Qв- теплота, вносимая в топку воздухом: для котлов не имеющих воздухоподогревателя определяется по формуле:

, кДж/м3 (2.4.2.3)

кДж/м3

Qв.вн. - теплота, внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом, подогретым вне агрегата: принимаем Qв.вн = 0, так как воздух перед котлом КВГМ-30-150 в рассматриваемом проекте не подогревается;

rHг.отб.- теплота рециркулирующих продуктов сгорания: принимаем rHг.отб. = 0, так как конструкцией котла КВГМ-23,26-150 рециркуляция дымовых газов не предусматривается

.

Теоретическую (адиабатную) Оа температуру горения определяем по величине полезного тепловыделения в топке Qт = На.

По таблице 2.2.1 при На = 33835,75 кДж/м3 определяем Оа = 1827,91 оС.

.

Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки (хт) при сжигании газа по формуле:

, (2.4.2.4)

где , (2.4.2.5)

где Нг - расстояние от пода топки до оси горелки, м;

Нт - расстояние от пода топки до середины выходного окна топки, м;

Для котла КВГМ-23,26 расстояние Нг = Нт, тогда хт = 0,53.

Коэффициент тепловой эффективности экранов определяем по формуле:

, (2.4.2.6)

где - коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятие экранов вследствие загрязненности или закрытия изоляцией поверхностей; принимаем [1];

х - условный коэффициент экранирования; определяем по номограмме [1] , при S = 64мм, d = 60мм, S/d = 64/60 =1,07, тогда х = 0,98;

Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке:

, м (2.4.2.7)

где Vт, Fст - объем и поверхность стен топочной камеры, м3 и м2. Определяем по конструкторской документации на котел КВГМ-23,26-150.

Vт = 61,5 м3, Fст = 106,6 м2;

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени складывается из коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (кr) и сажистыми частицами (кс) и при сжигании газа определяется по формуле:

, (2.4.2.8)

где rп - суммарная объемная доля трехатомных газов: определяется из таблицы 2.1.2.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами kr определяем по формуле:

, (2.4.2.9)

где рп- парциальное давление трехатомных газов;

, МПа (2.4.2.10)

где р- давление в топочной камере котлоагрегата, работающего без продувки: р = 0,1 МПа, [1];

- абсолютная температура газов на выходе из топочной камеры, К (равна принятой по предварительной оценке)

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами определяем по формуле:

, (2.4.2.11)

Где соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива: для газового топлива принимается:

, (2.4.2.12)

Степень черноты факела (аф) для газообразного топлива определяется по формуле:

 (2.4.2.13)

где асв- степень черноты светящейся части факела, определяем по формуле:

(2.4.2.14)

аr- степень черноты несветящихся трехатомными газами, определяется по формуле:

; (2.4.2.15)

m- коэффициент, характеризующий долю топочного объема заполненного светящейся частью факела.

Определяем удельную нагрузку топочного объема:

, кВт/м3 (2.4.2.16)

тогда m = 0,171 [1].

Степень черноты топки при сжигании газа определяется по формуле:

 (2.4.2.17)

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1м3 газообразного топлива:

, кДж/(м3К) (2.4.2.18)

Определяем действительную температуру на выходе из топки, оС:

Так как расчетная температура на выходе из топочной камеры отличается от ранее принятой более чем на 100 оС, то уточняем значение Vcср и по полученному ранее значению температуры.

Уточняем значение (1373К).

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени:

,

где ,

.

Уточняем значение степени черноты факела:

где

.

Степень черноты топки:

.

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания:

.

Температура на выходе из топки:

Так как расчетная уточненная температура на выходе из топки отличается от ранее принятой всего на 25 оС, то полученную температуру принимаем для дальнейшего расчета, как температуру на выходе из топки.

2.4.3 Расчет конвективного пучка котла

Расчет конвективных поверхностей котла ведем в следующей последовательности:

По чертежу котлоагрегата определяем следующие конструктивные характеристики газохода:

площадь поверхности нагрева одного конвективного пучка Н=203,3 м2;

поперечный шаг труб S1 = 64 мм;

продольный шаг труб S2 = 40 мм;

число труб в ряду z1 = 46 шт.;

число рядов труб по ходу продуктов сгорания z2 = 14 шт.;

наружный диаметр и толщина стенки трубы

площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F = 1,94 м2.

Подсчитываем относительный шаг:

- поперечный

продольный

Предварительно принимаем значение температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода:

Определяем теп...