Тепловой расчет топочной камеры котла Е-310-10,2-535КТ

Чертеж.cdw

Титульный лист.docx

Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ>>
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТОПОЧНОЙ КАМЕРЫ КОТЛА Е-310-102-535КТ
Расчетно-пояснительная записка к курсовой работе по дисциплине «Технология сжигания органических топлив»
Студент И.О. Фамилия
(ассистент) И.О. Фамилия

расчет топочной камеры.docx

Курсовая работа 51 с. 9 рисунков 6 источников 4 приложения.
Ключевые слова: топочная камера способ шлакоудаления система пылеприготовления тепловой баланс котла горелочные устройства энтальпии воздуха и продуктов сгорания.
Объектом исследования является топочная камера котельного агрегата Е-310-102-535КТ. Топку котла Е-310-102-535КТ планируется рассчитать конструкторским методом.
Цель работы – выполнение теплового расчета топочной камеры котла.
В процессе работы проводился конструктивный тепловой расчёт на основании исходных данных.
В результате расчета была выбрана компоновка поверхностей нагрева обеспечивающих номинальную производительность котла при заданных номинальных параметрах пара надёжность и экономичность его работы. Достигнутые технико-эксплуатационные показатели: высокая надежность и эффективность работы.
Эффективность работы топочной камеры определяется коэффициентом полезного действия котла и ее загрязняющими свойствами.
Данная топочная камера может применяться для проектирования котлов при данной паропроизводительности данной температуре перегретого пара при данном давлении перегретого пара и при данном способе шлакоудаления.
Курсовая работа выполнена в текстовом редакторе Microsoft Word 7.0.
Расчётные характеристики топлива ..5
Выбор способа шлакоудаления .. ..6
Выбор типа углеразмольных мельниц и системы пылеприготовления .. .7
Составление тепловой схемы котла .. 9
Объемы воздуха и продуктов сгорания .. .10
Энтальпия воздуха и продуктов сгорания .15
Тепловой баланс котла .. ..16
Определение расхода топлива .. ..19
Выбор и компоновка горелочных устройств 21
Выбор основных конструктивных характеристик топки ..26
Тепловой расчёт топочной камеры .. .36
Проверка по длине факела . 43
Проверка компоновки топочной камеры .44
Заключение. .. .. 46
Список используемой литературы . ..47
Приложение А Средние объемные характеристики
продуктов сгорания . 48
Приложение Б Энтальпии воздуха и продуктов сгорания
Приложение В Зависимость энтальпии воздуха и продуктов
сгорания от температуры (I--диаграмма) . 50
Приложение Г. Эскиз топочной камеры 51
В настоящее время основное количество электроэнергии производится на тепловых электростанциях высокой производительности объединенных в единую энергетическую сеть. Основными источниками тепловой и электрической энергии являются паротурбинные электростанции которые выгодно отличаются возможностью сосредоточения огромной мощности в одном агрегате относительно коротким сроком строительства. Основными тепловыми агрегатами паротурбинной ТЭС являются паровой котел и турбина.
В данной курсовой работе следует выбрать рациональную систему поверхностей нагрева для производства пара с заданной паропроизводительностью из непрерывно поступающей в него воды путем использования теплоты выделяющейся при сжигании данной марки топлива которое с помощью горелочных устройств (горелочные устройства и их компоновка также выбираются в процессе конструкторского расчета) подается с необходимым количеством воздуха.
Выбор оптимальных геометрических размеров топочной камеры и поверхностей нагрева а также их рациональная компоновка позволяет обеспечить высокую надежность и экономичность работы котла. Оптимальное конструкторское решение также что немаловажно позволяет снизить себестоимость производимой паровым котлом ТЭС продукции и себестоимость производства и монтажа котельного агрегата на промышленном предприятии производящем тепловую и электрическую энергию.
Расчётные характеристики топлива
1 Необходимо провести анализ характеристик топлива по заданиюна соответствие с табличными характеристиками т.к. возможны отклонения зольности и влажности топлив от табличных значений. Несоответствие влажности и зольности сжигаемого топлива (Wrt Ar) средним табличны характеристикам (Wrtт Arт) приводимым для отдельного месторождения в справочной таблице [1] на практике встречается повсеместно. Это обусловлено колебаниями влажности и зольности добываемых топлив которые зависят от времени года и технологии добычи а также условиями транспортировки и хранения. В этом случае изменяется теплота сгорания топлива и связанные с ней объемы и энтальпии образующихся газов и расход воздуха на сжигание топлива. Эти характеристики необходимо рассчитать.
2 Сжигаемое топливо: каменный уголь Ткварчельское марка Ж №77 [6 с.131].
3 Средний состав топлива для рабочего состояния
=115 %; =35 %; =09 %; =04 %;
=425 %; =32 %; =09 %; =56 %;
4 Низшая теплота сгорания для рабочего состояния топлива
=1631 МДжкг=16310 кДжкг.
5 Выход летучих для сухого беззольного состояния (горючая масса)
6 Температурные характеристики золы [6 c.136]
6.1 Температура начала деформации
6.2Температура начала размягчения
6.3 Температура начала жидкоплавкого состояния
6.4 Температура нормального жидкого шлакоудаления
7 Влага гигроскопическая
8 Приведенная влажность и зольность
9 Значение влажности и зольности по заданию
10 Коэффициент пересчета состава топлива на массу с заданной влажностью и зольностью
11 Расчетный состав рабочей массы топлива
==1205607477(09%+04%)=156728972 %;
==1205607477425%=5123831777 %;
==120560747709%=1085046729 %;
==120560747732%=3857943926 %;
==120560747756%=6751401871 %.
12 Проверка правильности пересчета состава топлива
Aг+Wг+Sг(о+р)+Сг+Nг+Нг+Ог=100%;
9%+96%+156728972%+5123831777%+
+1085046729%+3857943926%+6751401871%=100%
т.е. перерасчет произведен правильно.
13 Низшая теплота сгорания для рабочего состояния топлива при заданной влажности и зольности
=(16310+2444115)1205607477–244296=197675967 кДж кг.
Выбор способа шлакоудаления
1 В топочной камере можно организовать сжигание топлива с твердым и жидким шлакоудалением. В нашем случаи выберем твердое шлакоудаление которое применяется при сжигании топлива с tC>1350-1400С а также для топлив с умеренными значениями температуры tC=1350-1400С и при выходе летучих веществ Vdaf>18% так как в нашем случае tC=1500°С; Vdaf=360%.
Выбор типа углеразмольных мельниц и системы пылеприготовления
1 При выборе типа мельниц в общем случае приводится анализ следующих данных:
Возможность получения пыли требуемого качества при измельчении конкретного топлива.
Капитальные расходы.
Эксплуатационные расходы на привод пылеприготовительного оборудования.
Эксплуатационные расходы на изменение КПД котла при равной тонкости пыли.
Эксплуатационные расходы на ремонт пылеприготовительного оборудования.
Простота управления и автоматизации.
2 Для данной марки угля коэффициент размолоспособности (характеризует прочностные характеристики топлива) kло=12 а выход летучих Vdaf=360%. В соответствии с рекомендациями [1 c.6] выберем валковые среднеходные мельницы (СМ).
3 Для данного котла наиболее приемлемо принять индивидуальную схему пылеприготовления с промежуточным бункером пыли под разряжением.
Составление тепловой схемы котла
1 Одним из самых ответственных актов конструирования является выбор температуры продуктов сгорания на выходе из топки (на входе в последующие ширмовые и конвективные поверхности нагрева). По существу конструктор задает здесь соотношение между радиационным и конвективным теплообменом в агрегате. Поскольку радиационный теплообмен эффективен в области высоких температур экономически выгодной является высокая температура за топкой (порядка 1200-1250°С) однако эта температура почти всегда ограничивается соображениями бесшлаковочной эксплуатации последующих ширмовых и конвективных поверхностей нагрева. Указанный уровень температур возможен лишь при сжигании природного газа мазута и некоторых твердых топлив с очень высокой температурой начала деформации золы.
Температура газов на выходе из топки определяется рекомендациями по условиям надежности работы конвективных поверхностей нагрева.
Температура уходящих газов оказывает решающее влияние на экономичность работы парового котла так как потеря теплоты с уходящими газами является наибольшей в сравнении с суммой других потерь. Снижение температуры уходящих газов приводит к повышению КПД котла. Однако глубокое охлаждение газов требует увеличения размеров конвективных поверхностей нагрева и во многих случаях приводит к усилению низкотемпературной коррозии.
Существенное влияние на выбор температуры уходящих газов оказывает также температура питательной воды.
2 Температура газов на выходе из топки
Рекомендуемые температуры газов на выходе из топки для различных твердых топлив не должны превышать температуры начала деформации золы tА В таблице 4.1 [1 c.7] представлены рекомендуемые температуры газов на выходе из топки.
2.1 Температура газов на выходе из топки
По рекомендациям [1 c.8] при ΣК ΣО 6 или содержании СаО ≥ 13% температура газов на выходе из топки (перед ширмами) принимается не выше 1050°С где ΣО=CaO+MgO+Na2O+K2O и ΣK=SiO2+Al2O3+TiO2 или принимается ниже температуры начала деформации на 50-100°.
ΣK=56%+31%+12%=882 %;
СаО =41 %; MgO =05 %; Na2O =14 %; K2O=08 %;
ΣO=41%+05%+14%+08%=68 %;
ΣKΣO=13 так как ΣKΣO>6то температуру газов на выходе из топки следует принять выше 1050.Температура газов на выходе из топки для различных твердых топлив не должна превышать температуру начала деформации золы – tA=1450
следовательно выбирается =11000С т.к. ΣК ΣО>6.
3 Температура уходящих дымовых газов ух
Температура уходящих дымовых газов выбирается на основании технико–экономических расчетов по условию эффективного использования тепла топлива расхода металла на хвостовые поверхности нагрева и с учетом низкотемпературной коррозии. Согласно [6 с.117] для нашего случая при Wrпр = 0485 %кгМДж и температуры питательной воды равной 2300С (по заданию) ух выбираем равным ух = 1500С.
4 Температура горячего воздуха tг.в.
Температура подогрева воздуха в воздухоподогревателе определяется свойствами топлива организацией его сжигания особенностями выбранной системы пылеприготовления.
Для курсового проекта с целью упрощения расчетов для барабанных котлов средней и большой мощности на докритических параметрах пара можно принять при конструкторском расчете следующую последовательность расположения элементов котла по ходу дымовых газов: топочная камера ширмовый пароперегреватель две ступени конвективного пароперегревателя в горизонтальном газоходе водяной экономайзер и воздухоподогреватель в опускной конвективной шахте. Компоновка низкотемпературных элементов в конвективной шахте при условии отсутствия элементов промежуточного пароперегревателя определяется требуемой по условиям эффективного горения топлива и его подготовки к сжиганию температурой горячего воздуха.
4.1 По таблице 4.3 [1 с.9] в соответствии с рекомендациями для топки с ТШУ с системой пылеприготовления замкнутой с воздушной сушкой для данного вида топлива принимаем температуру горячего воздуха tг.в. = 300 0С. По принятой температуре горячего воздуха tг.в. выбираем одноступенчатый воздухоподогреватель.
Объёмы воздуха и продуктов сгорания
1 Теоретический объём воздуха необходимый для полного сгорания твердого топлива
=156728972 %; =5123831777 %;
=3857943926 %; =6751401871 %.
2 Теоретический объём азота при сжигании твердого топлива
3 Объём трёхатомных газов при сгорании твердого топлива
4 Теоретический объём водяных паров при сгорании твердого топлива
т.к.–твердое топливо;
5 Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки
Принимаем в зависимости от типа топочного устройства и рода сжигаемого топлива по данным таблицы [1 таблица 5.5]. В нашем случае =115.
6 Присосы воздуха по принятой компоновке поверхностей нагрева по отдельным газоходам (α) (Рис.1).
6.1Присосы воздуха в газоход ширмового пароперегревателя
αшпп = 0 По рекомендациям [1].
6.2Присосы воздуха в газоход конвективного пароперегревателя
αкпп=003 По рекомендациям [1];
αкппI=αкппIn = 0032=0015;
αкппII=αкппIIn = 0032=0015 где n–число ступеней равное 2.
6.3Присосы воздуха в газоход водяного экономайзера
αэк = 002. По рекомендациям [1].
6.4Присосы воздуха в газоход воздухоподогревателя
αвп = 003. По рекомендациям [1].
7.Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева в соответствии с принятой компоновкой поверхностей нагрева (рисунок 1) α (определяется прибавлением к α”т соответствующие суммы присосов воздуха в газоходах от топки до данной поверхности включительно)
где i – номер поверхности нагрева по ходу дымовых газов
Рисунок 1- Схема коэффициентов избытка воздуха за поверхностями нагрева
7.1Избыток воздуха за ширмовым пароперегревателем
7.2Избыток воздуха за конвективным пароперегревателем II ступени
αкппII = 115+0015 = 1165.
7.3Избыток воздуха за конвективным пароперегревателем I ступени
αкппI = αкппII+ΔαкппI;
αкппI = 1165+0015 = 118.
7.4 Избыток воздуха за первой ступенью водяного экономайзера
7.5 Избыток воздуха за первой ступенью воздухоподогревателя
αвпI = 12+003 = 123.
8 Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе каждой поверхности нагрева в соответствии с принятой их компоновкой
8.1 В газоходе ширмового пароперегревателя
αшпп ср. = (α + αшпп)2;
αшпп ср. = (115+115)2 = 115.
8.2 В газоходе конвективного пароперегревателя (II ступень)
αкппII ср. = (αшпп + αкппII)2;
αкппII ср = (115+1165)2 = 11575.
8.3 В газоходе конвективного пароперегревателя (I ступень)
αкппI ср. = (αкппII + αкппI)2;
αкппI ср. = (1165+118)2 = 11725.
8.4 В газоходе I ступени водяного экономайзера
αэкI ср. = (αкппI + αэкI)2;
αэкI ср. = (118+12)2=119.
8.5 В газоходе I ступени воздухоподогревателя
αвпI ср. = (αэкI + αвпI)2;
αвпI ср. = (12+123)2=1215.
9 Объём водяных паров в дымовых газах при избытке воздуха α>1
10 Объём дымовых газов образующихся при избытке воздуха α>1
11 Объёмная доля сухих трёхатомных газов
12 Объёмная доля водяных паров
13 Суммарная объёмная доля трёхатомных газов
14 Доля золы топлива уносимой дымовыми газами из топки в конвективные газоходы парогенератора.
Выбирается в зависимости от типа топлива и топки и является табличным данным αун = 095 [1 таблица 5.14].
15дымовых газов при сжигании твёрдого топлива
т.к.–паровое дутье и паровое распыливание отсутствуют;
16 Безразмерная концентрация золы в дымовых газах
17 Результаты расчётов по п.п. 5.7-5.16 для отдельных газоходов сводим в Приложение А
Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания [1 с. 18]
1 Энтальпия теоретически необходимого количества воздуха
T=100 0С =1327 кДжм3
2Энтальпия теоретического объема дымовых газов
T=100 0С = 1717 кДжм3 =1301 кДжм3
3Энтальпия золы в дымовых газах
T=100 0С = 808 кДжкг = 259 %
4 Энтальпия дымовых газов
Тепловой баланс котла
Составление теплового баланса котла заключается в установлении равенства между поступившим в котел количеством тепла и суммой полезно использованного тепла Q1 и тепловых потерь Q2 Q3 Q4 Q5 Q6. На основании теплового баланса вычисляются КПД и необходимый расход топлива.
Тепловой баланс составляется применительно к установившемуся тепловому состоянию котла на 1кг твердого (жидкого) или 1м3 газообразного топлива при 0 0С и 1013кПа.
Общее уравнение теплового баланса имеет вид:
Qр + Qв.вн. + Qф = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6
1 Температура рабочего топлива
tтл = 0 0С для твердого топлива.
2 Теплоемкость рабочего топлива
где =096- теплоемкость сухой массы топлива [2 с. 3];
3 Физическое тепло топлива
4 Тепло вносимое воздухом при его подогреве вне котла
Qв.вн=0 кДжкг так как в задании нет специальных указаний предусматривающих подогрев воздуха.
5 Тепло вносимое в топку паровым форсуночным дутьем
Qф=0 кДжкг так как в курсовом проекте учитывается только при сжигании мазута с применением форсунок использующих пар в качестве распыливающей среды [2 с.4].
6 Располагаемое тепло рабочей массы топлива
Qр = 197675967 +0= 197675967 кДж кг.
7 Потеря тепла от механической неполноты сгорания q4
Для топок с ТШУ для каменного угля q4=15 %. По рекомендации
8 Определение потерь тепла с уходящими газами q2
8.1 Энтальпия уходящих газов при избытке воздуха αух= αвп1 и температуре ух (по I- таблице)
8.2 Температура холодного воздуха
8.3 Энтальпия холодного воздуха (по I- таблице)
8.4 Присосы воздуха в систему пылеприготовления
Для бункеров пыли под разряжением согласно
[2 таблица 7.8.4] пл=006
8.5 Присосы воздуха в топке
Для газоплотных экранов т = 002.
8.6 Отношение количества воздуха на входе в воздушный
тракт к теоретически необходимому
`= – т – пл + вп = 115-002-006+003= 11.
8.7 Доля газов отбираемых на сушку топлива
При сушке воздухом r=0 по рекомендациям [2 с.6].
8.8 Энтальпия газов в месте отбора
При сушке воздухом Iотб =0 по рекомендациям [2 с.6].
8.9 Потери тепла с уходящими газами
9Потеря тепла от химической неполноты сгорания
по рекомендациям [2 с.7].
–для твердого топлива q3 = 0 %.
10 Потеря тепла от наружного охлаждения по рекомендациям [2].
По табличным значениям по паропроизводительности:
11 Определение потери с теплом шлака
11.1 Температура шлака для топок с ТШУ
При ТШУ tшл=6000С по рекомендациям [2 с.7].
11.2 Энтальпия золы шлака
Определяется по рекомендациям [1 таблица 6.1]
11.3 Доля золы топлива в шлаке
11.4 Потеря с теплом шлака q6
12Суммарная потеря тепла в котле
q = q2 + q3 + q4 + q5 +
q= +0+15+0489989+= 82674122 %.
13Коэффициент полезного действия котла
к = 100-82674122= 917325878 %.
Определение расхода топлива
1 Паропроизводительность (по заданию)
2 Температура перегретого пара (по заданию)
3 Давление перегретого пара (по заданию)
4 Энтальпия перегретого пара [2таблица 3 приложение]
5 Температура питательной воды (по заданию)
6 Давление в барабане (по заданию)
Рб =115 МПа (по заданию).
7 Давление питательной воды на входе в экономайзер
Рпв = 115 + 01115=1265 МПа.
8 Энтальпия питательной воды [2 таблица 2 приложение Б].
9 Величина непрерывной продувки (по заданию)
10 Расход воды на продувку
11 Энтальпия продувочной воды [2таблица 1 приложение Б].
12 Полное количество тепла полезно использованное в котле
13 Расход топлива подаваемого в топку
14 Расчетный расход топлива
В дальнейшем во все формулы для определения объемов и количества тепла подставляется величина Вр
Выбор и компоновка горелочных устройств
1 Компоновка горелок и форма топочной камеры взаимосвязаны и имеют решающее значение для надежности и экономичности работы котла. Топочное устройство (горелки вместе с топкой) должно удовлетворять основным требованиям обеспечивающим:
–эффективное смешение топлива с необходимым для горения количеством воздуха
–устойчивое воспламенение
–заданную экономичность сжигания топлива
–минимальное количество вредных выбросов
–равномерное распределение тепловых нагрузок по периметру топки
–вытекание жидкого шлака в топках с ЖШУ
–простоту изготовления и удобство при монтаже и ремонте
В зависимости от организации подачи топлива и воздуха в горелки подразделяются на вихревые прямоточные и комбинированные (прямоточно–вихревые).
1.1 В соответствии с рекомендациями [3 стр. 54÷56] для сжигания высокореакционных углей с Vdaf >30 % (в нашем случае Vdaf =36 %) выбираем прямоточно-лопаточные пылеугольные горелки вихревого типа.
2 В проектируемой топочной камере принято встречное расположение горелок на фронтальной и тыльной стенках.
3.1 Тепловая мощность топки
3.2 Количество горелок (принимается)
3.3 Тепловая мощность одной горелки
3.4 Номинальная мощность одной горелки по рекомендациям
[3 с.6] Qг =30 МВт.
3.5 Диаметр амбразуры горелки
От номинальной мощности горелки зависит диаметр амбразуры соответственно можно определить зависимость диаметра от мощности
Да =8795 мм; zг =8; Qг =30 МВт.
4 Количество ярусов горелок (принимается)
5 Допускаемые тепловые напряжения сечения топочной камеры
Для топок с ТШУ для каменного угля [qF]=29 МВтм2 .
5.1 Сечение топочной камеры Fт.min
6 Основные конструктивные характеристики топочной камеры с вихревыми горелками
6.1 Параметр крутки горелки [3 с.9]
6.2 Расстояние между осями горелок по горизонтали
Sг =(2+03515) 0879512=22207678 м.
Sг увеличим на 9 %: Sг =22207678109=2420638 м.
6.3 Расстояние от осей крайних горелок до примыкающих стен
6.4 Расстояние между осями горелок по вертикали (рис. 2)
6.5 Расстояние от оси нижнего яруса горелок до начала ската хо- лодной воронки или шлакового пода
hск=25·Да =25·0879512=2198781 м.
Рисунок 2 - Встречное расположение горелок на фронтальной (а) и тыльной (б) стенах топки
6.6 Глубина топки с учетом дальнобойности горелок
bт= с(4nг+φаzяр)Sг =075·(415+1·1)· 2420638=665675 м.
6.7 Диапазон размеров для ширины топки [5 таблица 6.10]
Дпп=86111 кгс; d=7÷8 кг(с·м);
Диапазон для ат=Дппd=10763875÷12301571 м.
6.8 Ширина топки в зависимости от компоновки горелок
6.9 Ширина топки ат в зависимости от компоновки экранных труб (рисунок 4)
S’экр =70 мм; Sэкр =80 мм;
А=3 S’экр=3·70=210 мм;
ат=(Zфрпл -1)·Sэкр+2А мм.
Округляем Zфрпл до целого четного числа
ат=(148-1)·80+2·210=12180 мм.
6.10 Глубина топки bт в зависимости от компоновки экранных труб.
bт=(Zбокпл -1)·Sэкр+2·А мм.
Округляем Zбокпл до целого четного числа
bт=(80-1) ·80+2·210=6740 мм.
Значения bт и ат принимаются равными значениям полученным в зависимости от компоновки экранных труб.
Рисунок 3 - Расстояния между осями экранных труб на фронтальной стене топки
Рисунок 4 - Эскиз компоновки экранных труб
Так как необходимо чтобы оси горелок располагались строго между осями экранных труб то:
- составив эскиз расположения экранных труб на фронтальной стене топки (рисунок 3) принимаются расстояния между осями горелок и экранными трубами а также расстояния между осями горелок равными
7 Расчетное сечение топочной камеры
Примечание: Необходимое условие Fт >Fт.min соблюдено.
8 Расчетное тепловое напряжение сечения топочной камеры
9 Проверка: должно соблюдаться условие qF ≤ [qF] МВтм2.
qF ≤ [qF]= МВтм229 МВтм2;
Выбор основных конструктивных характеристик топки
Активный объем топочной камеры рассчитываемой в курсовом проекте ограничивается плоскостями экранных труб. В выходном сечении камеры ее объем ограничивается плоскостью проходящей через оси первого ряда ширм. Нижней границей объема топки с ТШУ служит под. При наличии холодной воронки за нижнюю границу объема топки с ТШУ условно принимается горизонтальная плоскость отделяющая нижнюю половину воронки.
1 Расчет глубины ширм
1.1 Диаметр труб ширм
1.2 Толщина стенки труб ширм
1.3 Внутренний диаметр труб ширм
dш.вн. = 0032 –200045=0023 м.
1.4 Поперечный шаг между ширмами
Принимается S1 =065 м
t-расстояние от стен до первой ширмы;
Расстояние от стен до первой ширмы принимается равным поперечному шагу между ширмами t= S1=065 м;
1.5 Число ходов пара в ширмах [4 с.3]
1.6 Число ширм установленных по ширине газохода
Округляется до ближайшего четного кратного четырем числа:
1.7 Фактический поперечный шаг между ширмами S1 (рисунок 5)
аТП=(z1шпп-1) S1шпп+2tшпп;
Примем tшпп=09S1шпп тогда
Рисунок 5 - Эскиз компоновки ширмового пароперегревателя
1.8Массовая скорость пара в ширмах (принимается)
1.9 Расход пара через ширмы
1.10Число ниток в ленте ширмы
1.11Общее количество труб
1.12Фактическая массовая скорость пара в ширмах
1.13Число петель в ширме (принимается)
1.14 Радиус гиба труб в ширмах (принимается)
R ≥ 20032 м; R ≥ 0064м;
1.15 Продольный шаг ширм (принимается)
Рисунок 6 – Трубы ширмового пароперегревателя в разрезе
1.16 Глубина ширм по осям крайних труб по ходу газов
bш = [2(n–1)S2+2R]nпет+(nпет–1)2R;
bш = [2(10–1)0048+20064]1+(1–1)20064=0992 м.
2Допускаемое тепловое напряжение объема топки по условиям горения
qv.доп = 0175 МВтм3.
3Высота газового окна (за ширмами по оси заднего экрана)
4Расстояние от выходного сечения ширм до пароотводящих труб заднего экрана
5Глубина аэродинамического выступа
6Угол наклона ската аэродинамического выступа
α3 = 40 – для малошлакующих углей.
7Угол наклона холодной воронки к горизонтали в топках с ТШУ
8Ширина устья холодной воронки в топках с ТШУ
9 Определение основных конструктивных размеров топок с ТШУ. Обозначения приведены в приложении Г
h3 = bавtg2 ; h3 =2022 tg30=1167402 м;
h4 =122538 м определяю из приложение Г (с помощью программы Kompas 3D v-10);
hш= hок +08-02=62+08084-02=6671279 м.
V5 =6671279 (–0992 –08)=4020556123 м3;
VT=115VTm VT=115=15061558 м3.
V2 = Vт–(V1+V3+V4+V5);
V2 = 15061558 –(+++4020556123)=81954172 м3;
10 Пересчет объема топочной камеры
Vт=+81954172+++4020556123= =15061558 м3.
11 Высота топочной камеры
=++1167402+122538+6671279=2081688 м.
м ≤ 6245 м– условие выполняется.
12Полная поверхность стен ограничивающих активный объем топки с ТШУ
12.1 Длина фронтовой стены
lфр= h5+h4+h3+h2+h1s
lфр=6671279+122538+1167402++=23242376 м.
12.2 Поверхность фронтовой стены
Fфр = ·23242376 = 283092145 м2.
12.3 Длина задней стены
12.4 Поверхность задней стены
Fз =·18419472 =224349167 м2.
12.5 Поверхность боковой стены
12.6 Поверхность стен потолка ограничивающего активный объем топки
Fпот = aтп (bтп – bш -
Fпот =(--08) =6026664 м2.
12.7 Поверхность выходного окна
Fвых = (hш + bш) атп м2 ;
Fвых = (6671279+)=93338747 м2.
12.8 Поверхность занятая вихревыми горелками
Fгор = 0785Да2·zг м2 ;
Fгор = 07852·8=48578437 м2.
12.9 Поверхность открытых экранов
Fэкр = Fфр + Fз + 2Fбок - Fгор м2 ;
Fэкр=283092145 +224349167 +2-48578437 = =74491491 м2.
12.10 Полная поверхность стен
Fст = Fэкр + Fпот + Fвых + Fгор м2 ;
Fст=74491491 + 6026664 +93338747 +48578437 =90337814 м2.
13 Расчетное тепловое напряжение объема топки по условиям горения
Проверка: должно соблюдаться условие qv ≤[qvдоп] МВтм3
МВтм3≤0175 МВтм3 - условие соблюдено.
Анализ пунктов 10.3 и 10.13 показывает что необходимое условие соблюдается.
Тепловой расчет топочной камеры
1 Определение количества тепла воспринятого в топке излучением
1.1 Коэффициент сохранения тепла в газоходах котла
φ = 1-(0489989(917325878+0489989)) = 09946869.
1.2 Отношение количества воздуха на входе в воздушный тракт к теоретически необходимому по условию сжигания топлива
`т = – αт – αпл = 115-002-006=107.
1.3 Энтальпия горячего воздуха
I0.г.в.– определяется по I– таблице при tг.в;
I0.г.в=2178162 кДжкг (приложение Б) при tгв=300 оС
1.4 Энтальпия холодного воздуха
I0.х.в.– определяется по I– таблице при tх.в интерполированием;
I0.х.в =215167852 кДжкг (приложение Б) при tхв=30 оС.
1.5 Тепло вносимое в топку холодным и горячим воздухом
Qв=`т·I0.г.в+(αт+αпл)·I0.х.в кДжкг;
Qв=107·2178162+(002+006)·215167852 =23478467682 кДжкг.
1.6 Энтальпия газов на выходе из топки (приложение Б)
–определяется по I– таблице при температуре и избытке воздуха
= 1179710435 кДжкг (приложение Б) при =11000C и
1.7 Полезное тепловыделение в топке
=197675967 ·[(100-0-15-)(100-15)]+ 23478467682 =
1.8 Количество тепла воспринятого в топке излучением
Qл = φ·(Qт – ) = 09946869·(22108081023 -1179710435)=
=10256193264 кДжкг.
2 Определение параметра М
2.1 Коэффициент М0 [4 таблица 11.2]
2.2 Средний уровень расположения осей горелок в ярусе (приложение Г)
hг1=h1+hск=+219878=3968535 м.
Рисунок 8- Эскиз расположения осей горелок в ярусе
2.3 Число горелок в ярусах
2.4 Расход топлива через одну горелку
2.5 Средний уровень расположения настенных и угловых горелок
2.6 Относительная высота топки
2.7 Относительный уровень расположения горелок в топке
2.8 Параметр забалластированности топочных газов
М = М0 ·(1 – 04·хг) = 046·(1-04·) =
3 Определение адиабатической температуры горения
Iа = Qт = 221080810232 кДжкг.
3.2 Адиабатическая температура горения (приложение Б)
Примечание: определяется по Iа и по I– таблице.
3.3 Адиабатическая температура горения
Та = а+273 = +273=22053539406 К.
4 Температура газов на выходе из топки
5 Конструирование потолочного (радиационного) пароперегревателя [5 с. 113]
5.1 Диаметр труб потолочного пароперегревателя (принимается)
5.2 Диаметр экранных труб (принимается)
5.3 Толщина стенки труб радиационного пароперегревателя (РПП)
5.4 Внутренний диаметр труб в РПП
dрппвн =38-25=28 мм.
5.5 Расстояние от экранных труб до труб РПП (см. рис. 9)
tрпп=4+(05dрпп+05dЭКР);
tрпп=4+(0538+0560)=53 мм.
5.6 Поперечный шаг труб РПП (исполнение мембранное)
5.7 Число труб радиационного пароперегревателя
ат=(zрпп-1)Sрпп+2tрпп;
Рисунок 8Эскиз компоновки потолочного пароперегревателя
5.8Фактическое расстояние от экранных труб до труб РПП
5.9 Расход рабочей среды через РПП [5 с 112]
Dрпп=09486111=8094434 кгс.
5.10 Количество параллельно включенных труб для прохода потока рабочего тела
где n- число ниток змеевика n=1;
zход- число ходов рабочего тела в РПП zход=2;
5.11 Живое сечение для прохода рабочего тела одной трубы
5.12 Суммарное живое сечение для прохода потока рабочего тела
5.13Массовая скорость пара в РПП
Массовая скорость пара в РПП должна находиться в пределах 1000-1500[5 с. 86] это условие соблюдается следовательно расчёт РПП проведен верно.
6Определение среднего коэффициента тепловой эффективности
6.1 Угловой коэффициент
– для экранов в газоплотном исполнении: хэкр=1;
–для поверхности выходного окна топки: хвых=1;
–для поверхностей потолка выполненных в газоплотном исполнении хрпп=х пот=1(РПП в мембранном исполнении).
6.2 Коэффициент учитывающий взаимный теплообмен между топкой и поверхностью нагрева на выходе из топки
=06 при сжигании твердых топлив.
6.3 Коэффициент загрязнения [4 таблица 11.5.2]
где =06 при сжигании твердых топлив;
6.4 Коэффициент тепловой эффективности экранов
6.5 Коэффициент тепловой эффективности выходного окна топки
6.6 Коэффициент тепловой эффективности потолочного пароперегревателя
6.7 Коэффициент тепловой эффективности горелок
6.8 Средний коэффициент тепловой эффективности
7 Определение эффективного значения критерия Бугера
7.1 Эффективная толщина излучающего слоя
7.2 Давление в топочной камере
р = 01 МПа – для котлов без наддува.
7.3 Коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания
7.4 Коэффициент поглощения лучей частицами золы при сжигании твердых топлив (Азл=08)
7.5Коэффициент поглощения лучей частицами кокса при сжигании твердых топлив [4 таблица 11.6.7]
kкокскокс = 02 1(м·МПа).
7.6 Коэффициент поглощения топочной среды при сжигании твердых топлив
k = kг + kзлзл + kкокскокс;
k = + +02 =2501357 1(м·МПа).
Bu =250135701=1501338.
7.8 Эффективное значение критерия Бугера
8Расчетная площадь поверхности стен топочной камеры
9 Определение расчетной поверхности стен топки
9.1 Расчетная поверхность выходного окна
9.2Расчетная поверхность стен потолка ограничивающая активный объем топки
9.3Расчетная поверхность занятая горелками
9.4Расчетная поверхность экранов
10 Средний расчетный коэффициент тепловой эффективности
11 Проверка на соответствие принятого и полученного значения
коэффициента тепловой эффективности
Примечание: значение ср должно получиться меньше 5% условие выполняется следовательно проверка сходится.
Примечание: значение Fср должно получиться меньше 2% условие выполняется следовательно проверка сходится.
Вывод: Проверки на соответствие принятых и полученных значений выполнились отсюда можно сделать вывод что ранее сосчитанные значения верны.
Проверка по длине факела
1 Минимальное значение длины факела [4 таблица 12.2]
2 Определение длины факела
где l1=05bтп - для расположения горелок на фронтальной и тыльной стенах топки
lф=337 +1174295 +1578 =184607 м.
3 Необходимое условие lфmin ≤ lф соблюдается 16 м184607 м.
Проверка геометрических параметров топки
1 Высота топки зависит от размера газового окна.
Должно выполнятся условие:
Проверка по высоте окна сходится следовательно значение размера hок выбрано верно.
В ходе работы был произведен тепловой расчет топки конструктивным методом. При выполнении данной работы некоторые вопросы решались конструктивным методом. В ходе выполнения работы выбраны и рассчитаны характеристики и параметры топки. Используя научную литературу рационально выбрана компоновка и определены размеры поверхностей нагрева парового котла. В результате достигнуты ожидаемые результаты проекта: приемлемая компоновка поверхностей нагрева в газоходах котла определены размеры радиационной и конвективной поверхностей нагрева обеспечивающих номинальную паропроизводительность котла при заданных номинальных параметрах пара надёжность и экономичность его работы. Также были проведены все необходимые проверки которые подтвердили правильность расчетов и конструкторских решений. В результате всего вышесказанного можно заключить что поставленная задача в данной курсовой работе была выполнена полностью все требования к данному проекту указанные в задании были выполнены полностью.
Список использованных источников
Расчет элементного состава теплотехнических характеристик топлив объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания А.В. Казаков Г.К.Привалихин. – Томск: Изд. ТПУ 2002. – 27с.
Составление теплового баланса котла и определение расхода топлива А.В.Казаков Г.К.Привалихин. – Томск: Изд. ТПУ 2002. – 14с.
Выбор и компоновка горелочных устройств А.В.Казаков Г.К.Привалихин. – Томск: Изд. ТПУ 2002. – 11с.
Выбор основных конструктивных характеристик и тепловой расчет топочной камеры А.В.Казаков Г.К.Привалихин. – Томск: Изд. ТПУ 2002. – 24с.
Конструирование и тепловой расчет паровых котлов И.Д.Фурсов В.В.Коновалов. – Барнаул: Изд-во АлтГТУ 2001. – 266с.
Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Издание третье переработанное и дополненое. Издательство НПО ЦКТИ С-Пб 1998 – 256 с.

Приложение Б.docx

Энтальпии воздуха и продуктов сгорания для отдельных газоходов

Приложение А.docx

конвективный пароперегреватель II ст.
конвективный пароперегреватель I ст.
воздухоподогреватель I ступень
Коэф. избытка воздуха за поверхностью нагрева αi.
Средний коэф.избытка воздуха в газоходе αiср.
Произведение (αiср-1)VHO.
Объем водяных паров
Vн2о= V0н2о+00161(αiср-1)V0.
Полный объем дымовых газов
=VHRO2+VHN2+VHн2о++(αiср1)VHO
Объемная доля водяных паров
Суммарная объемная доля трехатомных rn.
Масса дымовых газов Gг=1- -Ap100+1306 αiсрVoH
Концетрация золы в дым.газах
Объемы воздуха и продуктов сгорания для отдельных газоходов