close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

23.Источники и системы теплоснабжения

код для вставкиСкачать
МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА И ПРОДОВОЛЬСТВИЯ
РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
ГЛАВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ, НАУКИ И КАДРОВ
«БЕЛОРУССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра энергетики
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
к практическим работам по дисциплине
«ИСТОЧНИКИ И СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ»
для студентов специальности 1- 74 06 05
«Энергетическое обеспечение
сельскохозяйственного производства»
Минск 2005
1
УДК 621.18 (07)
ББК 31.38я7
М545
Методические указания к практическим работам по дисциплине
«Источники и системы теплоснабжения» для студентов специальности
1- 74 06 05 рассмотрены на заседании методического совета
агроэнергетического факультета и рекомендованы к изданию на
ротапринте БГАТУ.
Методические указания к практическим работам по дисциплине
«Источники и системы теплоснабжения» посвящены изучению основного
оборудования
котлов,
газогенераторов,
экономайзеров
и
воздухоподогревателей.
Протокол N 8 от 11 марта 2004 года.
Составители: к.т.н. доц. Зайцева Наталья Константиновна
ст. препод. Андрейчик Алла Евгеньевна
Ответственная за выпуск:
к.т.н., доцент Гаркуша К.Э.
2
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Практическая работа №1…………………………………………………………..4
Изучение основного оборудования котельных………………………………….4
1.1 Теплогенерирующие установки……………………………………………….4
1.2 Выбор типа и мощности котельных агрегатов …………………………….6
1.3 Газогенераторы………………………………………………………………..10
1.4 Теплогенераторы…………………………………………………………… 15
Практическая работа №2………………………………………………………….17
Изучение установки экономайзера……………………………………………….17
2.1 Установка экономайзера…………………………………………………… 18
Расчет экономайзера………………………………………………………………32
Практическая работа №3……………………………………………………… 37
Изучение установки воздухоподогревателя…………………………………. 37
3.1 Воздухоподогреватели…………………………………………………… 37
Расчет воздухоподогревателя…………………………………………………. 43
Литература……………………………………………………………………… 47
Приложения…………………………………………………………………….. 48
3
Практическая работа № 1
ИЗУЧЕНИЕ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНЫХ
1.1 Теплогенерирующие установки
Теплогенерирующие установки – это комплекс технических
установок и агрегатов, предназначенных для выработки энергоносителя
заданных параметров (водяного пара или горячей воды) за счет сжигания
топлива, подготовки энергоносителя с параметрами, соответствующими
требованиям потребителя, а также подачи энергоносителя в систему
теплоснабжения.
Теплогенерирующие установки классифицируются только по
технологическим признакам:
• по типу котельных агрегатов, которые являются основным
оборудованием теплогенерирующих установок (паровые, водогрейные и
пароводогрейные);
• по виду сжигания топлива (на твердом топливе, газе и жидком
топливе);
• по мощности делятся на автономные, местные (до 30 кВт); малой (до
23,3 МВт), средней (до 116 МВт) и большой (до 700 МВт) мощности.
Установки мощностью 350 МВт и более называются тепловыми станциями.
По характеру тепловых нагрузок потребителей теплогенерирующие
установки подразделяются на:
• производственные,
предназначенные
для
теплоснабжения
технологических нужд предприятий;
• производственно-отопительные,
служащие для
теплоснабжения
технологических потребителей предприятий, а также обеспечивающие
тепловые нагрузки систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения
промышленных, общественных и жилых зданий;
• отопительные, предназначенные только для обеспечения систем
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения коммунально-бытовых
потребителей.В настоящее время для теплоснабжения зданий и сооружений,
получения горячей воды для технологических нужд, получения пара для
различных технологических процессов (запарка кормов, сушка,
стерилизация и т.д.) применяют водогрейные и паровые котлы различной
мощности, выпускаемые отечественной промышленностью. В качестве
топлива используются природный газ, мазут, жидкое, твердое и местные
виды топлива (торф, древесина, солома, древесные отходы и т.д.).
4
Производственные
и
производственно-отопительные
установки
оснащаются при необходимости паровыми котлами и водогрейными
установками.
Паровые котлы в теплогенерирующих установках устанавливаются
только при использовании в качестве теплоносителя пара. Паровые котлы
существующих систем, обеспечивающие тепловые нагрузки отопительновентиляционных систем и горячего водоснабжения паром, подлежат замене
на водогрейные котлы или переводу паровых котлов на водогрейный
режим.
Паровые котлы подбираются по величине паропроизводительности D,
параметрам теплоносителя (Р – давление пара, МПа) и виду топлива.
Водогрейные котлы подбираются по суммарной тепловой мощности
систем, параметрам (температуре нагрева воды, 0С) и виду топлива.
При выработке энергоносителя в теплогенерирующей установке часть
тепловой энергии и пара используется на собственные нужды.
Без теплового расчета теплогенерирующей установки ориентировочно
тепловую мощность можно определять, используя следующие уравнения:
– для теплогенерирующих установок с водогрейными котлами
при закрытой системе теплоснабжения
max
ФK = AФОВ + БФГВ
;
при открытой системе теплоснабжения
СР
ФK = AФОВ + БФГВ
;
ФОВ , ФГВ – тепловая мощность систем отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения, МВт, где А и Б – коэффициенты, учитывающие затраты
мощности на собственные нужды и потери мощности в теплогенерирующей
установке; берутся из табл.1.1; для теплогенерирующих установок с
паровыми котлами низкого давления (Р=1,4 МПа) и отпуском теплоты по
закрытой схеме на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в
размере 20% тепловой мощности рабочая производительность
DK = DП ( A − Бt K μ ) ,
при нагрузке на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение более 20%
СР
DK = AФОВ + БФГВ
+ DП ( В − 0,00134 μt K ) ;
где
D – расход пара на теплотехнологические нужды, кг/с;
μ – доля возврата конденсата;
t K – температура возвращаемого конденсата.
5
Таблица 1.1
Значение коэффициентов А, Б, и В для определения тепловой
мощности теплогенерирующей установки
Тип котла
Схема
теплоснабжения
Водогрейный Закрытая
Открытая
Фгв ср =0,2Фк
Закрытая
Фгв ≤ 0,2Dк
Паровой
Закрытая
Фгв ср >0,2Dк
Открытая
Фгв ср >0,2Dк
Топливо
А
Б
В
Мазут
Газ,твердое топливо
Мазут
Твердое топливо, газ
Мазут
Твердое топливо, газ
Мазут
Твердое топливо, газ
Мазут
Твердое топливо, газ
1,018
1,018
1,519
1,0172
1,273
1,273
0,4375
0,4231
0,4372
0,4227
1,0526
1,018
1,182
1,182
0,00168
0,00168
0,4375
0,4375
0,4912
0,4912
–
–
–
–
–
1,0184
9736
1,0184
0,9736
1.2. Выбор типа и мощности котельных агрегатов
В отопительных и производственно-отопительных теплогенерирующих
установках используют в основном водогрейные стальные котлы. В
настоящее время
применяются отечественные котлы разной
теплопроизводительности, работающие для покрытия тепловых нагрузок
отопления, вентиляции, горячего водоснабжения коммунально-бытовых и
производственных потребителей.
Современные автоматизированные стальные жаротрубные водогрейные
котлы типа ТПВ и ВА изготавливаются на заводе в блочной компоновке, что
облегчает и сокращает время их монтажа. В качестве топлива используется
природный газ, мазут топочный, топливо дизельное ,топливо печное
бытовое.
Конструкции котлов типа ТПВ и ВА приведены на рис.1.1 и 1.2.
Котлы ТПВ по движению продуктов сгорания горизонтальные
двухходовые, а типа ВА–трехходовые.
Котлы типа ТПВ и ВА
изготавливаются по новой технологии, надежны в эксплуатации, имеют
высокий КПД, надежную обмуровку и теплоизоляцию, просты в
управлении, компактны и экономичны. Экономия топлива при их установке
по сравнению с чугунно-секционными достигает 20–30%.
На газообразном и жидком топливе работают водотрубные водогрейные
котлы КВ-ГМ, КВ. Они представляют единую унифицированную серию
горизонтальных прямоточных котлов с принудительной циркуляцией воды
и отличаются глубиной топочной камеры и конвективного пучка.
Конструкция котлов типа КВ – безбарабанная с прямоточным
движением воды и принудительной циркуляцией. В котлах малой и средней
мощности (4–34,8 МВт) поверхности нагрева компануются по
горизонтальной схеме, в котлах большой мощности (58–116 МВт)
6
используется П-образная компановка, при мощности 209 МВт – Т-образная.
Конструкция котла КВ-Гм представлена на рис.1.3. В них устанавливают
ротационные газомазутные горелки РГМГ.
Для сжигания твердого топлива, торфа, древесных отходов и щепы
применяются котлы КВ, КВТ, КВ-ТС, КВТШ. Котлы КВ-ТСВ имеют
воздухонагреватель с подогревом дутьевого воздуха до 200–220о С.
В котлах КВ-ТС, предназначенных для сжигания твердого топлива в
слое, применены топки с пневматическими забрасывателями ПМЗ и
цепными решетками обратного хода Тл3.
Котлоагрегаты водотрубные водогрейные типа КВТ и КВТШ работают
на твердых видах топлива (уголь различных месторождений, торф,
древесные отходы) и выполняются с ручной и механизированной подачей.
Принцип работы котлов КВТ и КВТШ представлен на рис.1.4.
В отопительных и производственно-отопительных теплогенерирующих
установках малой производительности (до 7 МВт) применяются чугунные
водогрейные котлы. Они собираются из секций, имеют большие размеры и
меньше подвержены коррозии.
Котлы типа «Братск-1», КВм-1,33К, КВм-0,63К выполнены чугунностальными, имеют КПД порядка 80% и предназначены для сжигания
твердого топлива.
Для сжигания газообразного топлива применяют чугунные секционные
водогрейные котлы типа «Факел-Г» и «Братск-1Г», а на жидком топливе
работает котел «Факел-ЛЖ». КПД данных котлов порядка 90%.
При использовании водяного пара для технологических нужд в
теплогенерирующих установках применяются паровые котлы.
К паровым котлам низкого давления и малой мощности относятся
котлоагрегаты ДКВР, КЕ, ДЕ.
Общие конструктивные признаки этих котлов – естественная
циркуляция воды, наличие двух барабанов (верхнего и нижнего),
вертикальное расположение труб, в которых происходит парообразование.
Паровые котлы низкого давления типа КЕ предназначены для сжигания
твердого топлива в неподвижном слое на движущейся колосниковой
решетке. Загрузка топлива и удаление шлака механическое.
Котлы типа Е, ДЕ, предназначены для сжигания жидкого или
газообразного топлива.
Котлы типа ДКВР оборудуются топками для сжигания твердого,
жидкого и газообразного топлива. Твердое топливо сжигается в
неподвижном слое на подвижной или неподвижной колосниковой решетке.
Загрузка топлива и шлакоудаление осуществляется механически.
Для сжигания жидкого или газообразного топлива применяются
автоматизированные жаротрубные горизонтальные котлоагрегаты типа ПА,
7
предназначенные для получения насыщенного пара давлением 0,07 МПа и
1,2 МПа. Котлы ПА – трехходовые.
Принцип работы котла типа ПА представлен на рис.1.5.
Автоматизированные жаротрубные двухходовые котлы типа ТПВ
вырабатывают насыщенный пар давлением 0,6 МПа, а котлы ТПП
давлением 1,2 МПа и работают на жидком или газообразном топливе.
Принцип работы представлен на рис.1.6.
Паровые котлы малой производительности и низкого давления
(0,06Мпа) типа КП предназначены для сжигания твердого, жидкого,
газообразного и местных видов топлива и используются в сельском
хозяйстве для запаривания кормов.
Все технические характеристики водогрейных и паровых котлов
приведены в приложении 1.
1.3 Газогенераторы
Газогенератор состоит из собственно газогенератора, в котором
происходит газификация твердого топлива, и бункера. Газогенератор
монтируют около водогрейных или паровых котлов и стыкуются с ними так,
чтобы горячий газ в виде языка пламени направлялся в топку котла. КПД
системы газогенератор-котел колеблется от 76 до 82%.Подготовка к работе
производится путем загрузки и розжига в топке топочного материала, после
частичного обугливания которого через люк бункера загружается основное
топливо. Выход на режим сопровождается появлением яркого пламени в
жаровой трубе и практически отсутствием дыма из дымовой трубы.
Основные технические характеристики
газогенераторов приведены в табл.1.2.
8
серийно
выпускаемых
Таблица 1.2.
Газогенераторы
Типоразмеры
ГТ-30
ГГ-60
30
60
(25800)
(51600)
Параметры
Максимальная тепловая мощность,
кВт (ккал/ч)
Коэффициент полезного действия,
η , %, не менее
Продолжительность рабочего цикла
(при полной загрузке бункера),ч не менее
Вид топлива:
- торф
- щепа
Время розжига, ч, не более
Расход топлива, не более, кг/ч
- при работе на торфе
- при работе на щепе
Основные габаритные размеры, мм,
не более
- длина
- ширина
- высота (с бункером)
- масса, кг, не более
ГГ-100
100
(86000)
ГГ-200
200
(172000)
80
80
80
80
12
10
0,5
12
10
0,5
12
10
0,5
12
10
0,5
9,0
10,5
18,5
21,0
30,0
34,0
57,0
65,0
1180
635
1920
290
1380
760
2100
350
1440
760
2190
400
1450
1220
2200
700
Варианты возможного применения газогенераторов приведены в табл.1.3.
9
Таблица 1.3.
Применение газогенераторов
Марка
газогенер
ато-ра
ГГ-30
Технологические
установки
Назначение
Марка
Тепловая
мощность,
кВт
КС-ТГ-20
20
К0Ч-4-22Т
22
КС-ТГ-25
КС-ТГВ-25
20
25
КЧ-5-28Т
28
КС-ТГ-30
30
Отопление
АПСП
«Агропромкомплект»,
г.Гомель
Отопление
З-д отопительного
оборудования, г.Минск
Отопление «Брестсельмаш»
Отопление «Брестсельмаш»
и горячее
водоснабж
ение
Отопление
З-д отопительного
оборудования, г.
Минск
Окончание таблицы 1.3
Отопление
ГГ-30
ГГ-60
ГГ-100
КЧ-6-34Т
34
КЧ-7-40Т
40
КЧ-9-52Т
КЧ-10-58Т
КЧ-11-64Т
Кч-12-70Т
КТ-150
52
58
64
70
125
Минск 1-1
224
Завод-изготовитель
АО «ТЕКОМ»
г.Монастырище,
Украина
Отопление З-д отопительного
оборудования, г.Минск
Отопление З-д отопительного
оборудования, г.Минск
Отопление
То же
Отопление
"
Отопление
"
Отопление
"
Получение
«Брестсельмаш»
пара
Отопление
З-д отопительного
и горячее оборудования, г.Минск
водоснабж
ение
10
ГГ-200
КСВ-0,25Рт
250
КВ-300
263
Отопление
Котельнои горячее
механический завод,
водоснабж г.Борисоглебск, Россия
ение
Получение Машиностроительный
пара
завод, г.Рославль
Смоленская обл.,
Россия
Газогенераторный водогрейный котел ГКО – 0,6
Котел предназначен для отопления жилых, производственных и
административных зданий. Используется для получения горячей воды на
технологические нужды.
Техническая характеристика
Тепловая мощность, кВт, не менее
КПД, %
Объем отапливаемого помещения, при
температуре наружного воздуха, м3
Температура воды на выходе,оС
Давление воды, мПа, не более
Установленная мощность электродвигателя, кВт
600
89
32000
96
0,2
0,55
Вид топлива
Время генерации, ч
Древесные отходы
4–9
Опилки влажностью до 30%
3–7
Органические отходы влажностью до 30%
2–4
Торф влажностью до 30%
5–10
Мелкий уголь влажностью до 20%
5–12
Уголь в кусках влажностью до 20%
7–20
Сечение дымовой трубы, мм
400×400
Высота дымовой трубы, м
12
Габаритные размеры, мм:
- длина
2160
- ширина
1950
- высота
1710
Масса (без дымовой трубы), кг
1200
Установки газогенераторные водогрейные
УГВ-Т-70, УГВ-Т-30
Установки предназначены для теплоснабжения зданий коммунальнобытового назначения, оборудованных системами водяного отопления с
естественной или принудительной циркуляцией, и горячим водоснабжением.
11
В качестве основного топлива используется торф топливный кусковой
для коммунально-бытовых нужд по ГОСТу 9172-71 без ограничения по
содержанию мелочи с максимальным размером кусков 60 мм. Как резервное
топливо можно использовать мелочь торфяных брикетов, древесные опилки,
щепу, кору, лигнин и другие твердые горючие материалы и их смеси с
размером фракций до 60 мм и влагой до 40%.
Установка состоит из газогенератора, бункера и теплообменника с
камерой дожигания газа.
В качестве теплообменников могут быть использованы серийно
выпускаемые котлы соответствующей мощности.
Достоинства установки: простота конструкции и обслуживания,
высокий КПД, низкая стоимость, возможность использования местных
видов топлива, которые не могут сжигаться в существующих устройствах,
полное превращение горючих составляющих твердого топлива в горючий
генераторный газ, существенное снижение количества загрязняющих
выбросов в атмосферу.
Таблица 1.4
Технические характеристики газогенераторов
Установки
Показатели
УГВ-Т-70
УГВ-Т-30
Тип тяги
естественная
70– 10%
30– 10%
Номинальная теплопроизводительность (при
р
сжигании кускового торфа с Qн не менее 2500
ккал/кг), кВт
Коэффициент полезного действия,%, не менее
75
75
Максимальная температура воды на выходе из
95
95
о
теплообменника, С
Объем бункера для топлива, м3 не менее
0,7
0,7
Габаритные размеры,мм, не более:
2100
1500
- длина
- ширина
950
750
- высота
2600
1750
Масса,кг, не более
1170
450
Обслуживающий персонал,чел.
1
1
Имеется опыт использования газогенераторов и с теплогенераторами.
АО «Импет» совместно с Мозырским заводом сельскохозяйственного
машиностроения изготовлен и испытан опытный образнц отопительного
омплекса, предназначенного для воздушного отопления производственных
помещений, а также для сушки древесины, зерна и т.п.
12
В состав комплекса входят: твердотопливный теплогенератор ТГ-Т100 и газогенератор ГГ-200. Комплекс позволяет обеспечить подачу не
менее 4000 куб.м воздуха в час со степенью нагрева не менее 70 0С.
1.4 Теплогенераторы
Предназначены для отопления и вентиляции отдельно расположенных
сельскохозяйственных
или
других
производственных
объектов.
Теплогенераторы используются для просушивания и активного
вентилирования сельскохозяйственных культур, для отопления и просушки
внутренних отделочных работ в строительстве.
Таблица 1.5
3000
ТГ-1Б
ТГЖ-0,12
ГТГ-1А
ТГЖ-0,12
ТГФ-1,5А-01
120
120
120
120
175
"
"
пр.газ
пр.газ
ТПБ
11
11
15
15
16,8
8000
8000
8000
8000
1200013000
ТГ-Ф-1,5Б-01
175
ТПБ
16,8
ТГ-Ф-1,50Б-03
175
ТПБ
16,8
ТГ-Ф-25Б-02М
150290
ТПБ
28
1200013000
1200013000
18000
Г-Ф-1,5А
175
пр.газ
21,7
13
12000-
Завод-изготовитель
5,3
Установленная
мощность эл. двигателя,
кВт
КПД η, %
ТПБ
керосин
Температура нагретого
воздуха,оС
Подача нагретого
воздухха, м3/ч
55
Вид
топлива
ТМ-Ж-5
Тип
Расход
топлива,кг/ч
м3/ч
Тепловая мощность,
кВт
Технические характеристики теплогенераторов
53÷148
–
89
35-50
4,6
91
35-50
4,6
91
Полоцкий
авторемонтный з-д
РБ
То же
"
"
"
Мозырсельмаш
РБ
То же
35-50
8,6
91
"
85
46
91
Брестсельмаш
РБ
35-50
Окончание табл.1.5
4,6
91
Мозыр-
13000
35-50
4,6
91
35-50
8,6
91
"
37
1200013000
1200013000
18000
сельмаш
РБ
То же
85
4,6
91
пр.газ
–
–
50-90
0,37
88
Брестсельмаш
РБ
То же
уголь,
торф,
дрова
ТПБ
–
–
40
0,370
80
"
80
5000
90
33
82
"
ТПБ
23
70
92
Мозырсельмаш
пр.газ
31
Расхо
д
воды
л/ч
3000
3000
70
92
То же
Г-Ф-1,5Б
175
пр.газ
21,7
ТГ-Ф-1,5Б-02
175
пр.газ
21,7
ТГ-Ф-25Б-03М
150290
пр.газ
ТБГ-20
20
Буг-17
17
АТ-0,7
ВНУ-200
350700
250
ВНУ-200
250
Теплогенераторы представляют собой агрегат, в котором продукты
сгорания топлива используются для нагрева воздуха или воды. Последние
являются рабочей средой в системах отопления, вентиляции, горячего
водоснабжения и технологических процессов.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Контрольные вопросы
Что собой представляет теплогенерирующая установка.
Основные элементы источника теплоснабжения.
Типы водогрейных котлов.
Типы паровых котлов.
Что собой представляет газоанализатор, его назначение.
Назначение теплогенераторов.
14
Практическая работа № 2
ИЗУЧЕНИЕ УСТАНОВКИ ЭКОНОМАЙЗЕРА
Для утилизации теплоты уходящих дымовых газов котельной за
котлами устанавливают экономайзеры. Они находятся в конце
конвективного газахода и омываются газами со сравнительно низкой
температурой (300–150оС). Снижение температуры уходящих дымовых
газов на каждые 10оС за счет установки экономайзера или
воздухоподогревателя повышает КПД котлоагрегата на 0,5% и позволяет
получить экономию топлива.
Экономайзеры служат для нагрева питательной воды или для нужд
теплоснабжения.
Экономайзеры выполняют в виде трех конструкций:
• чугунные с круглыми или прямоугольными ребрами;
• стальные гладкотрубные в виде змеевиков;
• стальные из оребренных труб.
В современных котельных каждый котел оборудуют индивидуальным
экономайзером и воздухоподогревателем.
В некоторых котельных можно увидеть
установку только
экономайзера без воздухоподогревателя или только воздухоподогреватель
без экономайзера.
В котельной большой мощности устанавливают экономайзер и
воздухоподогреватель.
2.1 Установка экономайзера
По высоте экономайзер делится на отдельные пакеты, между
которыми имеются проемы. Такое разделение на несколько частей
облегчает его очистку от золы и проведение ремонтных работ. Кроме того
в проемах между пакетами происходит выравнивание газового потока и
разделенный на пакеты экономайзер более полно омывается дымовыми
газами.
При конструировании водяного экономайзера последовательность
расчета производится по следующей методике. Принципиальная схема
установки экономайзера приведена на рис.2.2.
15
1. Для выбранного
типа котла и заданного вида топлива по
температуре уходящих газов t г˝ определяем энтальпию действительного
объема продуктов сгорания:
(2.1)
Н Г = Н ГО + (α − 1)hвV O = hCO 2VRO 2 + hN 2VNO2 + hH 2OVHO2O + (α − 1)hвV O
V O , VRO 2 , VNO2 , и VHO2O – теоретические объемы воздуха, трехатомных газов,
двухатомных газов и водяных паров, берутся [1 табл.4.6] ,
hв , hCO 2 , hN 2 и hH 2O – энтальпии единицы объема воздуха, углекислого газа,
азота и водяных паров при t г˝ [1 табл.4.7].
α – коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания, определяют с
учетом соответствующих присосов воздуха:
n
α = α т + ∑ Δα i
,
(2.2)
i =1
Коэффициент избытка воздуха в топке α т зависит от топочного устройства
котла [1, табл.4.8, 4.9].
Доли присосов воздуха Δα i определяются конструкцией и
особенностями элементов котельного агрегата:
- топочные камеры слоевых и камерных топок Δα i
0,1
- первый котельный пучок,
0,05
- второй котельный пучок,
0,1
- пароперегреватель,
0,03
- водяной экономайзер:
- стальной,
0,08
- чугунный с обшивкой,
0,1
- чугунный без обшивки,
0,2
- воздухоподогреватель на каждую ступень,
0,96
- золоуловители,
0,05
- стальные газоходы на каждые 10 м длины,
0,01
- кирпичные газоходы на каждые 10 м длины.
0,05
Примем температуру уходящих продуктов сгорания за экономайзером
t г и с учетом присоса воздуха в экономайзере Δα iэ определяем энтальпию
продуктов сгорания на выходе из экономайзера:
/
/
Н г/ = hСО
V + hN/ 2 VNo2 + hHo 2 OVHO2 O + (α + Δα iэ − 1)hв/V o ,
2 RO 2
(2.3)
/
hСО
, hN/ 2 , hHo 2 O , hв/ – удельные энтальпии продуктов сгорания при t г/ .
2
2. По уравнению теплового баланса находим количество теплоты
(кДж/кг или кДж/м3 ), которое отдают продукты сгорания:
16
Qэ = ϕ ( Н г − Н г/ ),
(2.4)
ϕ – коэффициент сохранения теплоты, определяемый по уравнению:
где
ϕ = 1−
q5
,
η КА + q5
(2.5)
где q5 –
потеря теплоты от наружного охлаждения зависящая от
паропроизводительности котла D или теплопроизводительности Q и
определяемая:
q5 = q
Dном ,Q
где
ном
–
ном
5
ном
D ном
/
ном / Q
, q5 = q5
,
D
Q
(2.6)
номинальные паро- или теплопроизводительности
/
котлоагрегатов ,
q5ном , q5ном – номинальные потери теплоты от наружного
охлаждения берутся из табл.2.1.
Таблица 2.1
Потери теплоты от наружного охлаждения
Dном, т/ч
до 1,5
2,5
4,0
6,5
10,0
25,0
40,0
60,0
80,0
q5ном ,%
5
до 1,0
3,5
2,0
2,9
5,0
2,3
10,0
1,7
20,0
1,2
30,0
1,0
40,0
0,9
60,0
0,8
100,0
5
3
1,7
1,5
1,2
1,0
0,9
0,7
0,5
Q
ном
МВт
q5ном / ,%
1. КПД брутто котлоагрегата, %, определяется из уравнения:
η ка = 100 − (q 2 + q3 + q 4 + q5 + q6 ),
(2.7)
где q 2 – потери теплоты с уходящими газами,%;
q3 – потери теплоты от химической неполноты сгорания; q 4 – потери
теплоты от механической неполноты сгорания топлива,%.
q3 и q 4 зависят от вида топлива конструкции топочных устройств, берутся
[1. табл.4.8, 4.9].
q6 – потери с физической теплотой удаляемого шлака.
Потеря теплоты с уходящими газами:
q2 =
О
( H Г/ − α ух ⋅ H ХВ
)(100 − q 4 )
QPP
17
,
(2.8)
где
αУН – коэффициент избытка воздуха в уходящих дымовых газах за
экономайзером; Н хво – энтальпия теоретического объема холодного воздуха
при t = 30 0С Н хво = h вV О ; hв = 40 кДж/кг.
3. Потерю с физической теплотой удаляемого шлака следует учитывать
при слоевом сжигании твердого топлива:
q6 =
(1 − αУН )hЗЛ AP
,
QPP
(2.9)
где αУН – доля уноса золы из топки, берется из [1. табл.4.8]; hзл – удельная
энтальпия золы при t = 600 0С, hзл = 554,4 кДж/кг, А Р – зольность топлива,
%; QРР – располагаемая теплота при сжигании топлива (кДж/кг, кДж/м3) определяется
для газообразного топлива: QРР = Qнр ;
для твердого и жидкого топлива:
Qрр = Qнр + Qп + Qкл + Qвп + Qф ,
(2.10)
где Q п – теплота топлива, вносимая при его предварительном подогреве;
для мазута:
Qп = С м t м ,
(2.11)
где СМ – удельная теплоемкость мазута, СМ = 2 кДж/кг К; tМ – температура
подогрева мазута перед форсунками, принимается в зависимости от марки
мазута t м = 90–130 0С.
При предварительном подогреве воздуха в калориферах и
воздухоподогревателе теплота подогрева, кДж/кг, определяется
в калориферах: Qкл =
Vкл
О
( Н в − Н ХВ
),
о
V
в воздухоподогревателе: Qвп =
Vвп
( Н в1 − Н в ) ,
VО
О
где Н В1 , Н В , Н ХВ
– энтальпии теоретически необходимого воздуха V O на
выходе из воздухоподогревателя, калорифера и холодного воздуха,
соответственно
определяются
по
температуре
на
выходе
из
воздухоподогревателя t В1 , калорифера tв и tхв =30 0С [1, табл.4.7];
Vкл
V
, впо
о
V
V
–
отношение количества воздуха на входе в воздухоподогреватель,
калорифер к теоретически необходимому для сжигания топлива.
При использовании газомазутных форсунок с паровым распылением,
теплота вносимая в котел паровым дутьем, кДж/кг, определяется:
Qф = Gф ( Н ф − 2510) ,
18
где Gф – расход пара, идущего на распыление, Gф = 0,3–0,35 кг/кг; Н ф –
энтальпия пара, идущего на распыление топлива, кДж/кг.
5. Объем водяных паров в дымовых газах на 1 кг или 1 м3 топлива
перед экономайзером:
VН 2О = VНО2О + 0,0161(α Т − 1)V O .
(2.12)
VR 2 = VNо2 + (α − 1)V O .
(2.13)
Объем двухатомных газов:
Объем дымовых газов с 1 м3 или 1 кг сжигаемого топлива:
Vг = V + VH O + VR .
6. Массовый расход дымовых газов:
G Г/ = V RO ρ RO + V No ⋅ ρ N + (α − 1) ρ oV o ,
где ρ RO , ρ N , ρ o - удельная плотность газов
RO2
2
2
2
2
(2.14)
2
2
(2.15)
2
2
3
3
3
ρ RO = 1,96 кг/м ; ρ N 2 = 1,25 кг/м ; ρO = 1,29 кг/м .
2
7. Массовый расход влажных дымовых газов кг/м3, определяется
только для природного газа при влагосодержании воздуха, подаваемого
для горения d в = 0,01 кг/кг
GГ = ( ρ Т − d в ) + ρ оαV О ,
//
где ρ т – удельная плотность топлива [1, табл.4.6] .
8. Расход топлива (кг/с), подаваемого
теплопроизводительностью QК , кВт
QK 102
.
В= P
QP ηKА
в
(2.16)
топку
котла
с
(2.17)
Массовый расход газообразного топлива, кг/с
Bг = Bρ т .
(2.18)
9. Расход продуктов сгорания, кг/с, проходящий через экономайзер
Gг = Gг/ B ,
(2.19)
для газообразного топлива
Gг = Gг// Bг .
(2.20)
Определив для какой цели служит экономайзер (греет ли питательную,
подпиточную воду или для теплоснабжения), задаем температуру
нагреваемой воды t1 , которая греется до температуры t 2 (см. рис.2.3).
10. Расход нагреваемой воды в экономайзере:
19
QЭ В
,
Св (t2 − t1 )
G=
(2.21)
где С в – удельная теплоемкость воды С в = 4,19 кДж/кг К.
Средняя температура нагреваемой воды и дымовых газов
t в = 0,5(t1 + t 2 ) , t г = 0,5(t г// + t г/ ) .
(2.22)
Логарифмическая разность температур
Δt =
где Δб = t г// − t 2 ,
Δб − Δм
,
Δб
ln
Δм
(2.23)
Δб = t г/ − t1 ,
Δм = t г// − t 2 ,
или
Δм = t г/ − t1
Δб, Δм – большая и меньшая разность температур.
Температура воды на входе в водяной экономайзер должна быть
выше точки росы дымовых газов на 10 0С для избежания конденсации
водяных паров.
При конструировании водяного экономайзера из стальных трубок
следует придерживаться следующих рекомендаций [2,3,4]:
– наружные диаметры труб, d, мм 28 30 32 38;
– расположение в пучке шахматное;
– скорость дымовых газов, ϑГ , м/с, от 6 до 10;
– скорость воды в трубках, ϑВ , м/с, не менее 0,5.
Относительный шаг:
S1
от 2,3 до 2,5;
d
S
– по глубине газохода σ 2 = 2 от 1,5 до 2;
d
– по ширине газохода σ 1 =
– высота пакета труб, м, 0,9 – 1,2;
– шаг труб по диагонали S 2/ =
S1 + d
.
2
11. Площадь живого сечения, м2 , для прохода продуктов сгорания при
скорости Vг :
fэ=
VΓ (tΓ + 273)
.
ϑΓ 273
12. Коэффициент теплопередачи, Вт/м 2 К, для
экономайзеров определяется с помощью номограммы, рис. 2.3:
К = К н CV .
(2.24)
чугунных
(2.25)
Число труб в ряду в чугунном экономайзере составляет от 3 до 10.
20
Таблица 2.2.
Конструктивные характеристики труб чугунных экономайзеров
Характеристика
одной трубы
Длина, мм
Обозначение
Экономайзер ВТИ
Экономайзер
ЦККБ
l
1500
2000
2500
3000
1999
Площадь
поверхности
нагрева с газовой
Атр
2,18
2,95
3,72
4,49
5,5
Площадь живого
сечения для
прохода
продуктов
сгорания, м2
f
0,088
0,12
0,152 0,184
0,21
стороны,м2
Стальной трубчатый экономайзер состоит из целого ряда змеевиков.
Число змеевиков в пакете стального экономайзера, включенных
параллельно:
n =
1
G ⋅ 106
,
2
0,785 ⋅ ϑρ В ⋅ d ВН
(2.26)
где ϑв ρ в – массовая скорость воды на входе в экономайзер, принимается
2
ϑв ρ в = 600– 800 кг/м с, d вн – внутренний диаметр трубы, мм.
Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания при
установке стального водяного экономайзера:
(2.27)
f э = aв − z1l з d .
где z1 – число труб в ряду; a и в – размеры газохода, м; lЗ – длина
змеевика, м, из труб d .
При установке чугунного водяного экономайзера
f Э = z1 f ,
(2.28)
где f – площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания одной
трубы, берется из табл.2.2.
Для стальных водяных экономайзеров при сжигании газа и мазута
при шахматном расположении пучков, а также для коридорных пучков
при сжигании твердого топлива коэффициент теплопередачи:
k = ψα1 ,
(2.29)
где ψ – коэффициент тепловой эффективности принимается по табл.2.3 ;
α1 – коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб:
α1 = ξ (α К + α Д ) ,
(2.30)
21
где ξ – коэффициент использования; для поперечного омывания
пучков
ξ = 1, для сложного омывания ξ = 0,95.
Таблица 2.3
Коэффициент тепловой эффективности
ψ
Топливо
АШ,бурый уголь,торф,древесина
0,6
Каменный уголь
0,65
Подмосковный уголь
0,7
Мазут
0,55– 0,5
Газ
0,9
α К – коэффиицент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к
поверхности нагрева: при поперечном омывании коридорных и шахматных
пучков
α К = α Н сZ cS cФ ,
(2.31)
где α Н – коэффициент теплоотдачи определяемый по номограммам
рис.2.4 и рис.2.5 в зависимости от расположения пучков труб; сZ –
поправка на число рядов труб; cS – поправка на компоновку пучка; cS
коэффициент, учитывающий изменение физических параметров потока.
Величины сZ , cS , cS – берутся из номограмм рис.2.4 и рис.2.5
В номограммах рис.2.4 и рис. 2.5 величина
собой объемную долю водяных паров
rН 2 О –
представляет
Суммарная объемная доля трехатомных газов:
rn = rН 2 О + rRO2 .
(2.32)
Принимаем давление в топочной камере Р = 0,1 МПа. Парциальное
давление трехатомных газов:
Pn = rn P .
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами К Г берутся
по номограмме рис.2.6. В зависимости от температуры t Г = υ и величины
Рn S / , где S – толщина излучающего слоя для гладких трубных пучков:
⎛4
⎞
S = 0,9d ⎜ σ 1σ 2 − 1⎟ .
⎝π
⎠
Суммарная оптическая толщина КРS определяется:
22
(2.33)
КРS = ( К Г rn + кЗЛ μ ) RS ,
(2.34)
где кЗЛ – коэффициент ослабления лучей золовыми частицами при
сжигании топлива, принимается по графику рис.2.7. При сжигании в
факельно– слоевых топках кЗЛ = 0; μ – концентрация золовых частиц:
μ=
10 АРαУК
.
VГ
(2.35)
Используя график рис.2.8, определяет степень черноты газового потока а.
Коэффициент теплоотдачи α Л определяется: для запыленного
потока при сжигании твердого топлива:
αЛ = αН а ,
(2.36)
при сжигании жидкого и газообразного топлива:
α Л = α Н асГ ,
(2.37)
где α Н – коэффициент теплоотдачи, определяемый по рис. 2.9 сГ
коэффициент, учитывающий температуру газов и загрязненной стенки:
–
tСТ = t Г + δt ,
δt –
при сжигании твердых и жидких топлив
газа δt = 25 0С.
δt
= 60 0С, при сжигании
14. Находим площадь поверхности нагрева экономайзера, м2 :
АЭ =
QЭ В103
.
кЭ Δt
(2.38)
По полученной поверхности нагрева экономайзера устанавливаем его
конструктивные характеристики.
15. Для чугунного экономайзера определяем общее число труб:
n=
АЭ
.
АТР
16. Число труб в горизонтальном ряду z1 =
Число горизонтальных рядов z Г =
n
.
z1
23
(2.39)
fЭ
.
АТР
(2.40)
(2.41)
17. Для стального змеевика определяем длину каждого змеевика, м:
lЗ =
АЭ
.
πdn
(2.42)
lЗ
,
а/
( 2.43)
Число петель змеевика:
zn =
где а / – длина пакета экономайзера, м.
18. Полная высота пакетов экономайзера:
hЭ = zn S n ,
(2.44)
где S n = 2S 2 – шаг петли экономайзера, м; S 2 – расстояние между осями
соседних рядов труб по ходу продуктов сгорания, м.
Расчет экономайзера
Произвести конструктивный расчет экономайзера для утилизации
теплоты уходящих дымовых газов от котла КВТ-3-115.
Топливом служит фрезерный торф.
котла перед
Экономайзер
устанавливается на дымоходе от
золоуловителем. Экономайзер выполнен из стальных труб диаметром 32х3,0
мм.
Для данного вида топлива выписываем расчетные характеристики
[ 1, табл.4.5]
Фрезерный торф W р = 50%, A р = 6,3%, S р = 0,1% , C р =24,7%
H р= 2,6%, N р = 1,1% , O р = 15,2%.
Теоретические объемы воздуха и продуктов сгорания
Vо = 2,38 м³/кг, VRO = 0,46 м³/кг V N = 1,89 м³/кг, VH О = 0,95 м³/кг
2
2
2
Теплота сгорания QHP = 8120 кДж/кг.
Температура уходящих продуктов сгорания tух = 150°С.
Технические характеристики водогрейного котла КВТ-3-115
Теплопроизводительность QK = 3000 кВт, КПД = 83%.Температура
нагрева воды 115 0С. Коэффициент избытка воздуха в топке αт =1,3.
Определяем доли присоса воздуха в котлоагрегат с установкой
экономайзера и золоуловителя:
в топочную камеру 0,05
в экономайзер
0,02
Δα i
золоуловитель
0,05
24
стальные газоходы 0,02
∑ Δα i = 0,14
Коэффициент избытка воздуха с учетом присосов
α = αт + ∑ Δα i = 1,3 + 0,14 = 1,44.
Для выбранного котла, заданного вида топлива и tух = t Г// определяем
энтальпию действительного объема продуктов сгорания на входе в
экономайзер
Н Г = hCO2 VRO + hN 2 V NO2 + hH 2OVHO2O + (α − 1)hвV O =
2
= 264 ⋅ 0,46 + 200 ⋅ 1,89 + 230 ⋅ 0,95 + (1,3 − 1) ⋅ 195 ⋅ 2,38 = 857кДж/м 3
Примем температуру уходящих дымовых газов за экономайзером
tг = 105 0С и с учетом присоса в экономайзер Δα э = 0,02 определяем
энтальпию продуктов сгорания на выходе из него
3
Н Г/ = 173 ⋅ 0,46 + 132 ⋅ 1,89 + 154 ⋅ 0,95 + (1,3 + 0,02 − 1) ⋅ 136 ⋅ 2,38 = 579 кДж/м .
Потеря теплоты от наружного охлаждения
q 5в = 1,7
5
= 2,8%.
3
Коэффициент сохранения теплоты:
2,8
= 0,97.
83 + 2,8
φ= 1–
Количество теплоты, отдаваемое продуктами сгорания экономайзеру:
Qэ = φ (Нг – Hг ′) = 0,97 (857 – 579) = 270 кДж/кг.
Выписываем величины q4= 3%, q3= 0,5% α ун = 0,12 из [1, табл.4.8]
Qpр = QpH + Qэ = 8120+270 = 8390 кДж/кг.
Потери теплоты с уходящими газами:
О
( H Г/ − α Э ⋅ H ХВ
)(100 − q 4 ) (579 − 1,32 ⋅ 95)(100 − 3)
= 5,2 %.
q2 =
=
P
8390
QP
Потери с физической теплотой удаляемого шлака:
q6 =
(1 − α УН )hЗЛ ⋅ A P
Q
P
P
=
(1 − 0,12) ⋅ 554,4 ⋅ 6,3
= 0,36 %.
8390
КПД котлоагрегата
η = 100 – (5,2 + 0,5 + 3 + 2,8 + 0,36) = 88,1%.
25
Объем водяных паров в дымовых газах на 1 кг топлива:
3
V Н 2О = VНО2О + 0,0161(α Т − 1)V O = 0,95 + 0,0161(1,3 − 1)2,38 = 0,96 м /кг.
Объем двухатомных газов
3 .
V R2 = V No2 + (α Т − 1)V o = 1,89 + (1,3 − 1) ⋅ 2,38 = 2,6 м
Объем продуктов сгорания при сжигании 1 кг топлива
3
Vг = VН 2O + V RO2 + V R 2 = 0,96 + 0,46+ 2,6 = 4,02 м /кг.
Массовый расход продуктов сгорания
G Г = V RO2 2 ρ RO2 + V NO2 ρ N 2 (α − 1) ρ OV O =
= 1,96 ⋅ 0,46 + 1,89 ⋅ 1,25 + (1,3 − 1) ⋅ 1,29 ⋅ 2,38 = 4,18кг / кг
Расход топлива, подаваемого в топку котла производительностью
Qк = 3000 кВт:
В=
Q K ⋅10 2
Q ⋅η KА
P
P
=
3000 ⋅100
= 0,41 кг/с.
8390 ⋅ 88,1
Расход дымовых газов, проходящих через экономайзер,
GГ = GГ ⋅ В = 4,18 ⋅ 0,41 = 1,7 кг/с.
Экономайзер служит для нагрева воды t 1 = 70 0С до t 2 = 110 0С.
Расход нагреваемой воды
G=
QЭ ⋅ В
270 ⋅ 0,41
=
= 0,66 кг/с.
С В (t 2 − t1 ) 4,19(110 − 70)
Логарифмическая разность температур:
Δб = 150 – 110 = 40 0С,
Δм = 105 – 70 = 35 0С,
Δt =
Δб − Δм 40 − 35
0
=
= 37,5 С.
Δб
40
ln
ln
Δм
35
26
Разработаем конструкцию экономайзера из стальных труб ø 32×3 мм,
расположенных в коридорном порядке с относительным шагом:
σ1=
s1
= 2,5 и
d
σ 2=
S2
= 1,7.
d
Для облегчения очистки поверхности экономайзера от золы принять
коридорное расположение труб.
Задаемся скоростью дымовых газов: ϑ г = 8 м/с.
Площадь живого сечения для прохода дымовых газов:
f э=
VΓ B (tΓ + 273) 4,02 ⋅ 0,41(127,5 + 273)
2
=
= 0,3 м ,
ϑΓ ⋅ 273
8 ⋅ 273
tг =0,5(tг
//
+ tг / ) = 0,5(105+150)= 127,5 0С.
Число параллельно включенных змеевиков стального экономайзера в
пакете при ϑ в ρ в = 600 кг/м 2 с:
G ⋅ 106
0,66 ⋅ 106
=
= 2,24 ≈ 3 шт.
n1=
2
0,785 ⋅ 600 ⋅ 252
0,785 ⋅ ϑρ В ⋅ d В н
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании
коридорных труб по номограмме рис 2.5 при числе рядов 4.
αĸ =αн ⋅ СZ ⋅ СS ⋅ СФ =76 ⋅ 0,96 ⋅ 0,98 ⋅ 1,25 =89,3Вт/м2 К.
Объемная доля водяных паров:
rH 2O =
V Н 2О
VГ
=
0,96
= 0,24 .
4,02
Объемная доля трехатомных газов:
rRO2 =
V RO2
VГ
=
0,46
= 0,11 .
4,02
Суммарная объемная доля трехатомных газов:
rn = 0,24 + 0,11 = 0,35.
Парциальное давление трехатомных газов при давлении в топочной
камере Р = 0,1 МПа
27
Рn = rn ⋅ P = 0,35 ⋅ 0,1 = 0,035 МПа.
Толщина излучающего слоя для гладкотрубного пучка:
4
4
S = 0,9d ( ⋅ δ 1δ 2 − 1) = 0,9 ⋅ 0,032(
⋅ 2,5 ⋅ 1,7 − 1) = 0,127 м,
π
3,14
Pn S = 0,035 ⋅ 0,127 = 0,004 .
Концентрация зольных частиц:
μ=
10 APαУН 10 ⋅ 6,3 ⋅ 0,12
=
= 1,9 .
4,02
VГ
По графику (рис.2.7) К ЗЛ = 0,08 , коэффициент ослабления лучей по
номограмме (рис.2.6), К Г = 52.
Суммарная оптическая толщина:
КРS = ( К Г rn + К ЗЛ μ ) РS = (52 ⋅ 0,35 + 0,08 ⋅ 1,9)0,1 ⋅ 0,127 = 0,233.
Определяем по графику (рис.2.8) степень черноты газового
потока а =0,2.
Коэффициент теплоотдачи лучеиспусканием при температуре стенки
трубы:
0
tСТ = t Г + Δt = 127,5 + 60 = 187,5 С,
по графику (рис.2.9) α Н = 25 Вт/м2.К
2.
α Л = α Н ⋅ а = 25 ⋅ 0,2 = 12,5 Вт/м К.
Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке
трубы
2.
α1 = ζ (α К + α Д ) = 1(89,3 + 12,5) = 101,8 Вт/м К.
Для стальных экономайзеров коэффициент теплопередачи
2.
К Э = ψα1 = 0,6 ⋅ 101,8 = 61,1 Вт/м К.
Находим площадь поверхности нагрева экономайзера
АЭ =
QЭ В ⋅ 10 270 ⋅ 0,41 ⋅ 103
2
=
= 48,3 м .
К Э ⋅ Δt
61,1 ⋅ 37,5
Принимаем длину горизонтального ряда l = 1 м.
28
Поверхность нагрева 1 трубы при l = 1 м.
2
AТР = πdl = 3,14 ⋅ 0,032 ⋅ 1 = 0,1 м .
Число трубок в экономайзере Z = 24 шт., включенных параллельно.
Длина змеевика:
lЗ =
АЭ
48,3
=
= 20 м.
πdz 3,14 ⋅ 0,032 ⋅ 24
Число петель змеевика:
Zn =
lЗ
20
/
=
= 13 шт.; а =1,5 .
/
а
1,5
Полная высота пакета экономайзера:
hЭ = Z n S n ; S n = 2 S 2 ⋅ d = 2 ⋅ 1,7 ⋅ 0,032 = 0,11 м,
hЭ = 13 ⋅ 0,11 = 1,5 м.
Практическая работа №3
ИЗУЧЕНИЕ УСТАНОВКИ ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЯ
3.1 Воздухоподогреватели
Для снижения потерь теплоты с уходящими газами, улучшения процесса
горения топлива, особенно при сжигании низкокачественных и
малокалорийных топлив, снижения потерь теплоты с физической и
химической неполнотой сгорания и увеличения передачи теплоты радиацией
служит установка воздухоподогревателей. Воздухоподогреватели позволяют
увеличить экономичность котла. Предварительный нагрев воздуха,
подаваемого в топку для горения топлива, позволяет повысить адиабатную
температуру горения. Обычно увеличение температуры нагрева воздуха на
1000С повышает температуру горения примерно на 35–40 0С.
По уровню нагрева воздуха все воздухоподогреватели делят на
низкотемпературные (150–2000С), среднетемпературные (200–3500С) и
высокотемпературные (350–4000С).
Для котлов малой и средней мощности применяют трубчатые
воздухоподогреватели состоящие из пучков параллельных труб,
расположенных в шахматном порядке и присоединенных к трубным доскам.
Нагрев воздуха до 200–2500С можно
достичь
при одноходовом
29
воздухоподогревателе, до 350–400 0С в двухходовом или двухярусном
многоходовом.
Температура подогрева воздуха выбирается в зависимости от способа
сжигания и вида топлива. При сжигании каменного и бурого угля и твердого
топлива (торф, дрова) в слоевых топках температура подогрева воздуха
130–200 0С, природного газа и мазута 200–300 0С.
Продукты сгорания, поступающие в воздухоподогреватель, охлаждаются
в нем медленнее, чем нагревается воздух. Так, при охлаждении продуктов
сгорания на 10С воздух нагревается на 1,15–1,450С. Это обусловлено тем, что
количество продуктов сгорания и их теплоемкость больше, чем у
нагреваемого воздуха. Поэтому в современных котлоагрегатах большой
мощности
применяют
двухступенчатый
подогрев,
размещая
воздухоподогреватель в рассечку с водяным экономайзером.
При конструктивном расчете воздухоподогревателя выбирают диаметр
трубы d, относительный поперечный σ 1 =
S1
d
и продольный шаг σ 2 =
S2
,
d
площадь поперечного сечения для прохода дымовых газов и воздуха,
число ходов.
Для трубчатых воздухоподогревателей применяют трубы с наружным
диаметром d = 33×1,5мм, d = 40×1,5 мм и d =51×1,5 мм. При сжигании
природного газа допускается применение d = 29×1,5мм.
При
конструировании
следует придерживаться
следующих
рекомендаций:
Скорость дымовых газов ϑг , м/с
ϑв , м/с
Скорость воздуха
Соотношение скоростей
ϑв / ϑг
- в трубчатых воздухоподогревателях
- ребристо-зубчатых
- ребристых
Относительный шаг:
- поперечный σ1
- продольный σ2
Температура уходящих газов, о С
- природный газ, мазут
- влажное топливо W > 25%
- твердое топливо W=6– 6%
- уголь W< 6%
30
9–1
5–6
0,5
0,7
1,0
1,5– ,6
1,05– 1,1
160– 80
190–200
180–200
160–180
Температура воздуха на входе в
воздухоподогреватель ,о С:
- малосернистый мазут, природный газ
30
50 – 70
- сернистый мазут S р =0,5– 1%
- твердое топливо W=6–16%
45 – 55
- уголь W< 6%
30
Трубчатые воздухоподогреватели чаще всего устанавливают после
водяного экономайзера. В зависимости от условий сжигания топлива могут
устанавливать воздухоподогреватель после котла без установки
экономайзера. Принципиальная схема установки воздухоподогревателя
трубчатого приведена на рис.3.1.
При расчете воздухоподогревателя (рис.3.1) следует произвести расчет
продуктов сгорания по методике, приведенной в расчетах экономайзера
(стр.32).
В расчетах следует учитывать, что при использовании нагретого
дутьевого воздуха изменяются величины q 2 и Qрр .
Следует принимать, что дутьевой воздух
воздухоподогревателя имеет температуру tв2 = tг/ − 35 0С.
Определяем расход дутьевого воздуха
на
выходе
из
Gв = αVо Bρ o ,
где α – коэффициент избытка воздуха с учетом присосов в воздуховодах и
воздухоподогревателе; V о – теоретически необходимый объем воздуха;
B – расход топлива, кг/с, подаваемого в топку котла; ρо – удельная
плотность воздуха при tср
tср = 0,5( t в1 + t в 2 ).
Количество теплоты, кВт, передаваемое воздуху
Qв = GвСв ( t в1 + t в 2 ),
где Св – удельная теплоемкость воздуха при tср .
Средняя температура дымовых газов, оС tг = 0,5(tг/ + tг/ ) .
1
31
Принимаем рекомендуемую скорость дымовых газов. Стальной
трубчатый воздухоподогреватель состоит из труб d, расположенных в
шахматном порядке.
Задаемся числом труб в ряду. В зависимости от взаимного движения
воздуха и продуктов сгорания определяется температурный напор в
воздухоподогревателе при прямотоке и противотоке
Δt =
Δб − Δм
,
Δб
ln
Δм
где Δб , Δм – большая и меньшая разность температур t г// − t в и tг/ − tв .
2
При последовательно-смешанном
поправочный коэффициент ψ :
и
перекрестном
токе
1
вводится
Δt n = ΔtΨ
коэффициент Ψ для перекрестного
Поправочный
номограмме (рис.3.2). Для
безразмерные величины:
Р=
использования
τм
t г// − t в1 ;
R=
тока берется по
номограммы вычисляются
τб
,
τм
где τ м и τ б – меньший и больший перепад температурных сред; t г// , t в –
температуры
продуктов
сгорания
на
входе
в
воздухоподогреватель.Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией α к
от дымовых газов к стенкам трубы по уравнению (3.1).Для определения
поправок задаются величинами σ 1 и σ 2 .
Суммарный коэффициент теплоотдачи от дымовых газов к поверхности
нагрева:
α 1 = ξ (α К + α Л ) ,
(3.1)
где
αЛ – коэффициент теплоотдачи излучением, α Л =0 – для трубчатых
воздухоподогревателей; ξ – коэффициент использования при сжигании
торфа, древесных топлив, мазута ξ = 0,8 ; для всех остальных топлив ξ =
0,85.
Коэффициент теплоотдачи от стенки поверхности нагрева к воздуху,
Вт/м2 К, при поперечном омывании коридорных и шахматных пучков:
1
α 2 = α н C z C s CФ ,
α н – коэффициент теплоотдачи и поправки
где
номограмме (рис.2.4 , рис.2.5).
Коэффициент теплопередачи, Вт/м2 К:
32
C z , С s , C Ф , берутся по
K =ξ
α 1α 2
.
α1 + α 2
Площадь поверхности нагрева воздухоподогревателя, м2 :
Qв 10 3
.
Aв =
kΔt
Общее число трубок:
n=
4Gв
.
ρ вπd 2ϑв
Длина трубок, м :
l=
Aв
.
πdn
Расчет воздухоподогревателя
Произвести конструктивный расчет воздухоподогревателя, состоящего
из труб d = 33×1,5 мм. Топливом служит фрезерный торф, который
сжигается в топке водогрейного котла КВТ-3-115. Скорость дымовых
газов ϑг =12 м/с, скорость воздуха ϑв = 6 м/с. Температура уходящих
продуктов сгорания t ух = 200 0С при W р = 50%. Температура воздуха на входе
0
в
С.
Подогрев
воздуха
перед
воздухоподогреватель tв =60
0
воздухоподогревателем осуществляется в водяном калорифере с 30 С до tв =
60 0С.
Расчет объемов продуктов сгорания для фрезерного торфа приведен в
примере 3.1. Подогрев воздуха в воздухоподогревателе осуществляется до
0
tв = 190 С.
При температурах tв = 300С, tв = 600С, tв = 1900С по [1,табл.4.9] находим
удельные энтальпии воздуха :
3
3
3
hв = 40 кДж/м ; hв 1 = 79кДж/м ; hв 2 = 250 кДж/м .
Находим энтальпии теоретического объема воздуха:
3
H в = hвV о = 40 ⋅ 2,38 = 95 кДж/м ,
3
H в1 = hв1V о = 79 ⋅ 2,38 = 188 кДж/м ,
3
H в 2 = hв 2V о = 250 ⋅ 2,38 = 595 кДж/м .
Предварительный подогрев воздуха в калорифере перед воздухоподогревателем осуществляем для того, чтобы не было конденсации.
1
1
2
1
2
Действительный объем дутьевого воздуха:
Vвп = αV о .
33
Отношение:
Vвп / V о = α .
Для калорифера α = 1 + ΣΔα i .
Присос воздуха в воздуховодах:
калорифере:
Δα i = 0,06 ,
Δα i = 0,08 ,
ΣΔα i = 0,14 ,
α = 1 + 0,14 = 1,14 .
Количество теплоты, затрачиваемое на подогрев воздуха в калорифере
при α = 1,14 :
Qкл = α ( H в − H в ) = 1,14(188 − 95) = 106 кДж/кг.
1
Присос воздуха в воздухоподогревателе: Δα i = 0,06 .
Количество теплоты, получаемое в воздухоподогревателе,
Q вп = (α + Δα i )( H в 2 − H в 1 ) = 1,2(595 − 188) = 488 кДж/кг.
Располагаемая теплота при сжигании 1 кг фрезерного торфа:
Qрр = Qрн + Qкл + Qвп = 8120 + 106 + 488 = 8714 кДж/кг.
Температура уходящих дымовых газов при установке
воздухоподогревателя снижается до температуры tг = 105 0С.
Определяем энтальпию продуктов сгорания при tг// = 200 0С.
На входе в воздухоподогреватель при α т = 1,3 .
Н г/ = hСО 2 VRO 2 + hN 2 VNo2 + hH 2 OVHO2 O + (α − 1)hвV o =
= 376 ⋅ 0,46 + 260 ⋅ 1,89 + 305 ⋅ 0,95 + (1,3 − 1) ⋅ 266 ⋅ 2,38 = 1144кДж/м 3 .
Энтальпия продуктов сгорания на выходе из воздухоподогревателя
при t г/ = 105 о С и Δα вп = 0,02 :
H г/ = 173 ⋅ 0,46 + 132 ⋅ 1,89 + 154 ⋅ 0,95 + (1,3 + 0,02 − 1)136 ⋅ 2,38 = 579кДж/м 3 .
Энтальпия дутьевого воздуха, входящего в воздухоподогреватель и
нагретого в калорифере, для данного примера будет
H хво = H в − H в = 595 − 188 = 407кДж/м 3 .
Потеря теплоты с уходящими газами:
2
q2 =
1
о
( H г/ − αH хв
)(100 − q4 ) (597 − (1,3 + 0,02 − 1407 )) ⋅ (100 − 3)
=
= 0,46 %.
Qрр
8714
Потеря теплоты с удаляемым шлаком:
34
q6=
(1 − 0,12)554,4 ⋅ 6,3
= 0,35% .
8714
Коэффициент полезного действия котлоагрегата:
η ка = 100 − (0,46 + 0,5 + 3 + 2,8 + 0,35) = 92,9% .
Массовый расход продуктов сгорания:
GГ/ = VRO 2 ρ RO 2 + VNO2 ρ N 2 + (α − 1) ρV O =
= 1,96 ⋅ 0,46 + 1,25 ⋅ 1,89 + (1,3 − 1) ⋅ 1,29 ⋅ 2,38 = 4,184кг/кг.
Расход топлива водогрейным котлом Qк = 3000 кВт
B=
3000 ⋅ 100
Qк10 2
=
= 0,37 кг/с.
р
Qр ⋅ η КА 8714 ⋅ 92,9
Расход дымовых газов, проходящих воздухоподогреватель:
Gг = Gг/ B = 4,18 ⋅ 0,37 = 1,55 кг/с.
Расход дутьевого воздуха через воздухоподогреватель:
Gв = αVо Bρ о = 1,32 ⋅ 2,38 ⋅ 0,37 ⋅ 0,91 = 1,1 кг/с.
Количество теплоты, передаваемое воздуху воздухоподогревателем,
Qв = GвCв (tв 2 − tв1 ) = 1,1 ⋅ 1,0(190 − 60) = 143 кВт.
Средняя температура дымовых газов:
0
tг = 0,5(tг/ + tг// ) = 0,5(200 + 105) = 152,5 С.
Принимаем скорость дымовых газов ϑг = 12 м/с.
Стальной трубчатый воздухоподогреватель состоит из труб
dxs =33×1,5 мм с шахматным расположением труб σ 1 = 1,5 , σ 2 = 1,05 .
Скорость воздуха в трубках ϑв = 0,5 ⋅ ϑг = 0,5 ⋅ 12 = 6 м / с
Определяем температурный напор при противотоке:
0
Δ м = tг// − tв = 200 − 190 = 10 С,
0
Δ б = tг/ − tв = 105 − 60 = 45 С,
2
1
Δt =
Δб − Δм 45 − 10
0
=
= 23,3 С.
Δб
45
ln
ln
10
Δм
Движение потоков дымовых газов и воздуха трехкратное перекресное.
Поэтому вводится поправочный коэффициент ψ .
35
Для использования номограммы (рис.3.2) вычисляются безразмерные
параметры:
τ б = t в − t в = 190 − 60 = 130 о С ,
2
Р=
τм
t − t в1
//
г
=
1
τ
130
95
= 0,68 , R = б =
= 1,37 ,
τ м 95
200 − 60
ψ = 0,83 .
Температурный напор Δtп = Δtψ = 23,3 ⋅ 0,83 = 19,3 0С.
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании:
α к = α нС z СфCs .
Из номограммы (рис.2.4) α н = 105 Вт/м2. К.
Объемная доля водяных паров (см. пример ) rH O = 0,24 , трехатомных
2
газов rR O = 0,11 и rn = 0,35 .
2
Находим по номограмме (рис.2.4) поправки:
С z = 0,8
Сф = 1,15
Cs = 1,0
2
α к = 105 ⋅ 0,8 ⋅ 1,0 ⋅ 115 = 96,6 Вт/м К.
αл
Для трубчатых воздухоподогревателей
теплоотдачи от продуктов сгорания к стенкам трубок:
α1 = ξα к ,
=
0.
Коэффициент
где ξ для фрезерного торфа ξ = 0,8.
2
α1 = 0,8 ⋅ 96,6 = 77,3 Вт/м К.
Коэффициент теплоотдачи от стенки трубки к воздуху по номограмме
(рис. 2.4) для d вн =30 мм и υв = 6 м/с:
α н = 74 Вт / м 2 К , C z = 0,8 , CФ = 0,98 , Cs = 1,08 ,
2
α 2 = α н C z CФ Cs = 74 ⋅ 0,8 ⋅ 1,08 ⋅ 0,98 = 62,7 Вт/м К.
Коэффициент теплопередачи:
К =ξ
77,3 ⋅ 62,7
α1α 2
2
= 0,8
= 27,7 Вт/м К.
77,3 + 62,7
α1 + α 2
Площадь поверхности нагрева:
Qв ⋅ 103
143 ⋅ 103
2
Aвп =
=
= 268 м .
кΔtn
27,7 ⋅ 19,3
Общее число трубок:
n=
4 ⋅ Gв
4 ⋅ 1,1
=
= 260 шт.
2
ρв Πd внϑв 1,0 ⋅ 3,14 ⋅ 0,032 ⋅ 6
36
Длина трубок:
l=
Aвп
268
=
≈ 10,94 ≈ 11 м.
Πd вн ⋅ n 3,14 ⋅ 0,03 ⋅ 260
ЛИТЕРАТУРА
1. Справочник по теплоснабжению сельского хозяйства / Л. С.
Герасимович, А. Г. Цубанов и др. – Мн.: Ураджай, 1993.
2. Лебедев В. И. и др. Расчет и проектирование теплогенерирующих
установок систем теплоснабжения / Уч. пособ. для вузов, В. И. Лебедев, Б. А.
Пермяков, П. А. Хаванов. – М.: Стройиздат, 1992.
3. Роддатис К. Ф. , Соколовский Я. Б. Справочник по котельным
установкам малой производительности / Под ред. К. Ф. Роддатиса. – М.:
Энергоатомиздат, 1989.
4. Эстеркин
Р. И. Котельные установки. Курсовое и дипломное
проектирование / Уч. пособ. для техникумов. – Л.: Энергоатомиздат, 1989.
37
ПРИЛОЖЕНИЯ
38
Методические указания к практическим работам по дисциплине
«Источники и системы теплоснабжения»
для
студентов
специальности 1 74 06 05.
Составители: к.т.н., доц. Зайцева Н.К.,
ст.препод. Андрейчик А.Е.
Ответственная за выпуск:
к.т.н., доцент Гаркуша К.Э.
УДК 621.18(07)
ББК 31.38я7
М 545
Набор, верстка, дизайн Андрейчик А.Е
39
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
49
Размер файла
478 Кб
Теги
теплоснабжение, система, источников
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа