Введение
Газоснабжение– это сложный комплекс технических устройств по добыче естественного илипроизводству искусственного горючего газа, хранению, передаче и распределениюего для использования в качестве химического сырья и топлива промышленными,сельскохозяйственными и бытовыми потребителями.
Сучетом наличия в зарубежном историческом сообществе устоявшихсяметодологических подходов к периодизации истории газовой промышленностицелесообразно и в нашем случае обратиться к рассмотрению периода, связанного сполучением и использованием искусственного газа в дореволюционной России. Итогда становится более понятной внутренняя логика исторического развитияотечественной газовой промышленности, исходные посылки, механизмы и конкретныйход ее технологической трансформации, а также фактический вклад отрасли вформирование промышленного потенциала страны в XIX веке.
В настоящеевремя в фондах Российского государственного исторического архиваСанкт-Петербурга находится любопытный документ от 24 октября (12 по старомустилю) 1811 г., свидетельствующий о создании «термолампа», первойотечественной установки для получения искусственного газа, сконструированнойталантливым изобретателем Петром Соболевским (1781-1841).
Этоизобретение попало в поле зрения газеты «Северная почта», которая вдвух номерах, N 96 от 2 декабря 1811 г. и N 97 от 6 декабря 1811 г., опубликовала статью «О пользе термолампа, устроенного в Санкт-Петербурге гг.Соболевским и Геррером», где уже в начале об аппарате сообщено следующее:«Многие любители наук, любопытствовавшие несколько раз видеть сии опыты,удостоверились, что свет, сожиганием водотворного газа производимый, весьмаясен, не издает чувствительного запаха и не производит дыму, следовательно, неимеет копоти… Польза сего изобретения… и выгоды, оным доставляемые, сутьстоль обширны и многоразличны, что даже при самом точнейшем исследованиикажутся они почти невероятными, и поэтому само изобретение можно сделать однимиз важнейших открытий».
В 1812 г. были намечены конкретные меры по внедрению газового освещения вроссийской столице.
Поимеющимся сведениям, данный проект был рассмотрен и утвержден лично императоромАлександром I, однако его реализации помешало вторжение 24 (12) июня 1812 г. войск Наполеона в Россию и начавшаяся Отечественная война 1812 г.
Надоотметить, что П.Г. Соболевский не остановился на достигнутом, и вскоре былаизготовлена новая, более совершенная установка «термолампа». Егоустройство состояло из чугунной печи, выложенной внутри огнеупорным кирпичом.Внизу находилась топка с чугунными колосниками, а вверху — для материаловперегонки чугунные реторты – большие полые сосуды, которые наполняли углем инагревали в печи. Продукт перегонки (светильный газ) из реторт поступал вмедный холодильник и змеевик, омываемый водой. После очистки газ шел в газометр- деревянный сосуд с наружным железным кожухом, а затем по трубам направлялся кпотребителю. «Термоламп» работал на продуктах сухой перегонки дерева,мог быть использован как для отопления, так и для освещения. Изобретение имелотри печи и четыре газометра.
Вскорегазовое освещение по системе П.Г. Соболевского было устроено в помещениях Главногоштаба на Дворцовой площади и домашнем театре генерал-губернатора МихаилаМилорадовича.
В литературеприводятся сведения, что в 50-х годах XIX века в Москве функционировалонесколько небольших установок, которые производили искусственный газ для последующейего реализации в специальных баллонах.
Вотечественной литературе приводятся следующие данные: к концу 1868 г. в Российской империи действовало 310 газовых заводов, четыре из них находились в столице, наберегах Невы.
ВРоссии газ первоначально использовался для освещения городов, его получили изкаменного угля на газовых заводах. Первый завод был построен в Петербурге в1835 году, каменный уголь для него привозили из-за границы. В Москве газовыйзавод был построен в 1865 году. Газ, получаемый на газовых заводах, получилназвание “светильный“.
Вначале ХХ веке, после того как для освещения стали использовать керосин, газначинают применять для отопления и приготовления пищи. В 1913 году производствоискусственного газа в России составило всего лишь 17 млн.м3.
В1915 году в Москве было газифицировано 3000 квартир, а в Петербурге-10 000 квартир. До революции в России по существу не было газовойпромышленности в её современном понимании.
Развитиегазовой промышленности и газоснабжения населенных пунктов и пред- приятий набазе природных газов в СССР началось в 40-е годы, когда были открыты богатыеместорождения на Волге, в Коми АССР. В 1946 году в эксплуатацию был сдан первыйкрупный магистральный газопровод “Саратов — Москва“: протяженность 740 км,диаметр 300 мм, пропускная способность 1,4 млн.м3 газа в сутки.
Внастоящее время страны СНГ занимают первое место в мире по запасам и добычегаза. Разведанные запасы составляют 54 триллионов м3, потенциальные– порядка 120 триллионов м3. Имеется 800 месторождений, причем в 17крупнейших из них содержится 65% промышленных запасов. Более богатыеместорождения на севере Тюменской области, в Туркмении, Восточной Сибири, вРеспублике Коми.
Внастоящее время на долю России приходится 80% запасов. В республиках СреднейАзии – 15%.
Омасштабах и темпах развития газовой промышленности в СССР позволяют судитьследующие цифры:
— добыча природного газа, млн м3
1946год -1,3
1958год – 28,8
1980год – 43,5
1985год 630
1990год – 810
— протяженность магистральных газопроводов, км,
1946год – 740
1980год — 133 000
внастоящее время ≈ 250 000
— в быту газом пользуются более 200 миллионов человек.
Наиболеекрупные магистральные газопроводы проложены от месторождения Тюменской области(Уренгойское, Ямальское, Ямбургское) в центральные районы страны и к западнымграницам СНГ: “Ямбург – западная граница“, “ Уренгой – Помары — Ужгород “ (протяженность4,5 тысяч км, диаметром 1420 мм, пропускная способность 32 млрд. м3в год, давление 7,5 Мпа).
Значительныйрост добычи газа значительно изменил топливный баланс страны. Если в 1950 годуудельный вес газового топлива в общем топливом балансе занимал 2,3%, то в конце1995 года – 43%. Структура потребления газа такова: 60% — промышленность; 13% — коммунально-бытовые нужды; 24% — электростанции; 1,5% — сельское хозяйство;остальное транспорт и строительство.
Наиболееэффективно использование газа в химической, стекольной и металлургическойпромышленности. С помощью газа выплавляется 93% стали и чугуна, 50% листового итрубного проката, производится 95% минеральных удобрений, 65% цемента.
Многимбогата Беларусь, но только не природными ресурсами. Наша страна не страдает откатастрофической нехватки энергии только потому, что подпитывается энергией сВостока: по кровеносным сосудам ее ТЭКа текут в основном российскиеэнергоносители. В целом зависимость РБ от российских энергетических поставокзашкаливает за 90%. Особенно велик в топливном балансе республики удельный весприродного газа (более 50%).полноценной замены ему нет, и в обозримом будущемне предвидится.
Ещене так давно это топливо считалось недорогим, и поэтому на его потребление былапереориентирована вся экономика. Сегодня, когда деньги за тепло и светулетучиваются быстрее ветра, ситуация коренным образом изменилась. Ничего ужене обходится дешево, а “ импортный“ природный газ – тем более. При этомпотребности областей белорусской экономики постоянно возрастают.
Наглядныйпример – отечественная энергетика: около 80% белорусских ТЭЦ иГРЭС работаютисключительно на газе. Но даже сохранение нынешнего уровня его поставок ( неговоря уже о работе) все больше обостряет старые проблемы и порождает новые. Впервую очередь – финансовые.
Газовомукомплексу Беларуси более 40 лет. Первым потребителям Минска природный газ былподан в 1960 году.
Сначала газификации Республики Беларусь в 1958 году Правительством БССР былсоздан центральный орган государственного управления развития газификацииреспублики – Главное управление по газификации при Совете Министров БССР (ГлавгазБССР), куда на правах юридических лиц вошли областные и г. Минска газовыехозяйства.
В1978 году Главгаз БССР был преобразован в Государственный комитет погазификации при Совете Министров БССР (Госкомгаз БССР) с теми жеадминистративными и имущественными функциями.
В1988 году Госкомгаз БССР и Министерство топливной промышленности БССР решениемПравительства БССР были объединены и преобразованы в Государственный комитет потопливу и газификации (Госкомтопгаз БССР) с вхождением в его состав находящихсяв ведении указанных органов государственного управления организаций, обладающихправом юридического лица.
ПостановлениемСовета Министров Республики Беларусь от 13 апреля 1992 года № 204, а такжерешением трудовых коллективов организаций Госкомтопгаза БССР был организованБелорусский концерн по топливу и газификации (концерн «Белтопгаз), которыйосуществлял свою деятельность на основании учредительных документов поадминистративному, имущественному и хозяйственному управлению всех входящих вего состав государственных организаций. Согласно Указу Президента РеспубликиБеларусь от 24 сентября 2001 года № 516 концерн «Белтопгаз» подчинёнМинистерству энергетики Республики Беларусь, которое утвердило его устав вновой редакции. В настоящее время концерн «Белтопгаз» преобразован вГосударственное производственное объединение по топливу и газификации«Белтопгаз».
Успешноефункционирование и развитие производственных сил, а также повышение жизненногоуровня населения Беларуси в значительной степени зависит от состояниятопливно-энергетического комплекса. Именно поэтому особую актуальность изначимость приобретает надежное и эффективное энергоснабжение всех отраслейэкономики, обеспечивающих производство конкурентоспособной продукции идостижение высоких стандартов уровня и качества жизни населения при сохраненииэкологически безопасной сред
Насегодняшний день самым эффективным, экологически чистым и наиболее дешевымвидом топлива является природный газ, за счет которого возможно удовлетворениесуществующих потребностей республики, а также прирост потребления или замещениевыбывающих видов топлива. Поэтому он занимает особое место в структуретопливно-энергетического баланса Беларуси — практически все отрасли экономикииспользуют его в своей деятельности.
Сегоднянашу республику снабжает природным газом и осуществляет его “гарантированныйтранзит” в Европу государственное предприятие
“Белтопэнерго”– бывшее подразделение некогда всесильного союзного Мингазпрома.
«Белтрансгаз»занимает присущую только ему нишу в социально-экономическом развитииреспублики. Созданное еще в рамках единой газотранспортной системы СССР,предприятие стало основой для становления газовой отрасли независимой Беларуси,газификации ее населенных пунктов, дало мощный импульс развитию энергетики имногих других отраслей экономики республики.
Системамагистральных газопроводов ГП “Белтопэнерго” состоит из 5865 км газопроводов (воднониточном исчислении) с диаметром труб от 100 до 1420 мм, 188газораспределительных станций, 8 узлов редуцирования, около 600 катодныхстанций. Проектная производительность действующей газотранспортной системыоколо 60 млрд.м3/ год. Количество занятых – 4800 человек.
Хотяпроцесс газификации Беларуси в последние годы и замедлился, но, тем не менее,он продолжается в Могилеве, Гомеле и Витебской области. Но “ белые пятна” накарте Беларуси все еще остаются: в недалеком будущем планируется подача газа вПинск, Дрогичин, Лунинец, Столин, Петриков, Житковичи, Мозырь и другие города Полесья.
Особаязабота Беларуси – транзит российского природного газа в Украину, Прибалтику идругие европейские страны. Наращиванию транзитных мощностей не могут помешатьникакие экономические трудности переходного периода. Судя по всему,энергоносители еще долго будут оставаться одним из основных источниковпополнения российской казны.
Предполагается,что строящейся газопровод “ Ямал — Европа“ увеличит объем транспортировкироссийского газа в Европу через Беларусь, как минимум, в 2-3 раза.Соответсвенно будет возрастать объемы транзитных поступлений в бюджетбелорусского государства.
Газотранспортнаясистема “ Ямал — Европа“ берет начало на Бованенковском газоконденсатномместорождении в южной части полуострова Ямал. Протяженность двух ниточнойсистемы газопроводов – около 12 тысяч км, их пропускная способность – более 60млрд. м3/год. Для прокачки газа будут построены 34 компрессорныестанции.
Финансированиестроительства осуществляет собственник газопровода РАО ” Газпром“. Заказчиком –застройщиком выступает государственное предприятие “Белтопэнерго”.
Всоответствии с проектом в Беларуси строится двух ниточная система с диаметромтруб 1420 мм и давлением 83 бара (8,3 Мпа). После завершения строительстваобъем поставок газа на европейские рынки увеличатся на 65 млрд. м3/год.Благодаря новому трубопроводу, германия будет получать дополнительно 7-8 млрд.м3/год (в настоящее время по программе “ Ямал — Европа“ она получает700 млрд. м3/год).
ДляБеларуси новый газопровод это – дополнительные мощности по прокачке газа, более1000 новых рабочих мест и обновления инфраструктуры (будут построеныоптоволоконная система связи и дублирующая спутниковая система).
Сегодняведется прокладка нитки газопровода от Несвижа через Слоним до границы сПольшей. Продолжается строительство и на участке от Несвижа до Смоленска.
Прокачкугаза обеспечат 5 компрессорных станций (Оршанская, Крупская, Минская,Несвижская, Слонимская).
Собственноэнергетический потенциал республики Беларусь оценивается в 12мил.т.у.т. Еслизадействовать все мыслимые и немыслимые источники энергии (солнца, ветра,биомассы и др.), в итоге можно “наскрести“ еще 2,6 мил.т. Но это – только набумаге. Для того, чтобы все эти источники заработали, потребуется огромноефинансовое вложение. Поэтому, считают специалисты, в обозримом будущем основнымэнергоносителем для Беларуси останется все-таки газ. В энергетическом “коктейле“ его доля в начале нового века составляет 74% (нефть – 15-18%, уголь, дрова ит.п. -8-11%).
1.Принципиальное устройство котла
Паровыекотлы ДЕ предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара,используемого для технических нужд промышленных предприятий, на теплоснабжениесистем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Котлыдвух барабанные вертикально – водотрубные выполнены по конструктивной схеме“Д”, характерной особенностью которой является боковое расположениеконвективной части котла относительно топочной камеры.
Основнымисоставными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективныйпучок и образующие топочную камеру левый топочный экран: газоплотнаяперегородка, правый экран, трубы экранирования фронтовой стенки топки и заднийэкран.
Вовсех типоразмерах котлов внутренний диаметр верхнего и нижнего барабанов />1000 мм. Длинацилиндрической части барабанов увеличивается с повышением паропроизводительностикотлов. Межцентровые расстояние установки барабанов 2750 мм.
Барабаныизготавливаются из стали 16ГС ГОСТ 5520-79 и имеют толщину стенки 13 мм срабочим абсолютным давлением 1,4 Мпа (14 бар).
Длядоступа внутрь барабанов в переднем и заднем днищах барабанов имеются лазы.
Конвективныйпучок образован коридорно расположенным вертикальными трубами />51x2,5мм, присоединяемыми к верхнему и нижнему барабанам.
Длинаконвективного пучка вдоль барабанов 90 мм, поперечный – 110 мм (кроме среднего,расположенного по оси барабанов шага, равного 120 мм). Трубы наружного рядаконвективного пучка устанавливаются с продольным шагом 55 мм; на вводе вбарабаны трубы разводятся в два ряда отверстий.
Вконвективных пучках котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч для поддержаниянеобходимого уровня скоростей газов устанавливаются продольные ступенчатыестальные перегородки.
Конвективныйпучок от топочной камеры отделен газа плотной перегородкой (левым топочнымэкраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок.
Трубыгазоплотной перегородки правого бокового экрана, образующего потолок топочнойкамеры и труб экранирования фронтовой стенки, вводятся непосредственно вверхний и нижний барабаны.
Средняявысота топочной камеры составляет 2400 мм, ширина – 1790 мм.
Глубинатопочной камеры увеличивается с повышением паропроизводительности котлов.
Трубыправого топочного экрана Ѳ 51х2,5 ммустанавливаются с продолжительным шагом 55 мм; на вводе в барабаны трубыразводятся в два ряда отверстий.
Экранированиефронтовой стенки выполняется из труб Ѳ51х2,5 мм.
Газоплотнаяперегородка выполняется из труб Ѳ51х4мм, установленных с шагом 55 мм. На вводе в барабаны трубы разводятся в дваряда отверстий. Вертикальная часть перегородки уплотняется вваренными междутрубами металлическими приставками. Участки разводки труб на входе в барабаныуплотняются приваренными к трубам металлическими пластинами и шамотобетоном.
Основнаячасть труб, конвективного пучка и правого топочного экрана, а также трубыэкранирования фронтовой стенки топки присоединяются к барабанам вальцовкой.
Трубыгазоплотной перегородки, а также часть труб правого топочного экрана инаружного ряда конвективного пучка, которые устанавливаются в отверстиях,расположенных в сварных швах или околошовной зоне, привариваются к барабанамэлектросваркой.
Втопочной камере котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч устанавливаютсяохлаждаемые направляющие лопатки из труб Ѳ51х2,5мм. Трубы лопаток вводятся в верхний и нижний барабаны и присоединяются к нимвальцовкой.
Трубызаднего экрана топки Ѳ51 х 2,5 мм,установленные с шагом 75 мм, привариваются к верхнему и нижнему коллекторамэкрана Ѳ159х6 мм, которые, в свою очередь, привариваются к верхнему и нижнемубарабану. Концы коллекторов заднего экрана со стороны, противоположнойбарабанам, соединяются не обогреваемой рециркуляционной трубой Ѳ76х3,5мм. На всех котлах для защиты от теплового излучения со стороны топкирециркуляционных труб и коллекторов заднего экрана в конце топочной камерыустанавливаются две трубы Ѳ51х2.5.присоединяемые к барабанам вальцовкой.
Котлыпаропроизводительностью 6,5 т/ч выполнены с одноступенчатой схемой испарения.
Опускнымзвеном циркуляционных контуров котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч являютсяпоследние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка.
Вводяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба инаправляющие щиты, в паровом объеме – сепарационные устройства.
Внижнем барабане размещаются устройство для парового прогрева воды в барабанепри растопке и патрубки для спуска воды.
Вкачестве первичных сепарационных устройств используются установленные в верхнембарабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смесина уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств применяютсядырчатый лист и жалюзийный сепаратор.
Отбойныещиты, направляющие козырьки, жалюзийные сепараторы и дырчатые листы выполняютсясъемными для возможности полного контроля и ремонта вальцовочных соединенийтруб с барабаном.
Накотлах паропроизводительностью 6,5 т/ч предусмотрена непрерывная продувка изнижнего барабана и периодическая из нижнего коллектора заднего экрана.
Выходдымовых газов из котлов паропроизводительностью 6,5 т/ч осуществляется черезокно, расположенное на задней стенке котла.
Котлыоборудованы стационарными обдувочными аппаратами завода «Ильмарине» (г. Таллин)для очистки наружной поверхности труб конвективного пучка от отложений.Обдувочный аппарат имеет трубку с соплами, которую необходимо вращать припроведении обдувки. Наружная часть аппарата крепится к обшивке левойконвективной стенки котла, а конец обдувочной трубы поддерживается при помощивтулки, при варенной к трубе пучка. Вращение обдувочной трубы производитсявручную при помощи маховика и цепи.
Дляобдувки котлов используется насыщенный или перегретый пар работающих котлов придавлении не менее 7 бар. (0,7 МПа).
Дляудаления отложений из конвективного пучка устанавливаются люки на левой стенкекотла.
Увсех котлов на фронте топочной камеры имеется лаз в топку, которыйрасположенный ниже горелочного устройства, а также три смотровых люка — два направой боковой и один на задней стенки топочной камеры.
Взрывнойклапан на котлах паропроизводительностью 6,5 т/ч располагается на фронтетопочной камеры над горелочным устройством.
Котлыизготавливаются на заводе в виде единого поставочного блока, смонтированного наопорной раме и состоящего из верхнего и нижнего барабана, трубной системы,пароперегревателя (для котлов с перегревом пара) и каркаса.
Плотноеэкранирование боковых стенок (относительный шаг труб S=1,08),потолка и пола топочной камеры позволяет на котлах применить легкую изоляциютолщиной 100 мм, укладываемую на слой шамотобетона толщиной 15 – 20 мм,нанесенного по стенке.
Дляизоляции предусмотрены асбестовермикулитовые плиты или равноценные им потеплофизическим характеристикам.
Обмуровкафронтовой стенки выполняется из огнеупорного шамотного кирпича класса А или Б,диатомового кирпича, изоляционных плит; обмуровка задней стенки – изогнеупорного шамотного кирпича и изоляционных плит.
Обмуровочныеи изоляционные материалы заводом не поставляются.
Дляуменьшения присосов снаружи изоляция покрывается металлической листовойобшивкой толщиной 2 мм, которая приваривается к обвязочному каркасу.
Опорнаярама воспринимает нагрузку от элементов котла, работающих под давлениемкотловой воды, а также обвязочного каркаса над трубной изоляции и обшивки.
Нагрузкаот элементов котла, работающих под давлением, и котловой воды передается наопорную раму через нижний барабан.
Дляустановки нижнего барабана в конструкции опорной рамы предусмотрены фронтовая изадняя поперечная балка с опорными подушками, а также опоры – две справа отбарабана (со стороны топки) на поперечных балках и слева от барабана напродольной балке и две слева от барабана на продольной балке.
Нижнийбарабан на фронте котла закрепляется неподвижно посредством приварки барабана кподушке поперечной балки опорной рамы и неподвижными опорами. Каркас и обшивкасо стороны фронта котла крепятся к нижнему барабану также неподвижно. На заднемднище нижнего барабана устанавливается репер для контроля за перемещениембарабана (котла). Установка реперов для контроля за тепловым расширением котловв вертикальном и поперечном направлениях не требуется, так как конструкция котловобеспечивает свободное тепловое перемещение в этих направлениях.
Длясжигания топочного мазута и природного газа на котлах устанавливаютсягазомазутные горелки ГМ завода «Ильмарине» (г. Таллинн).
Основнымиузлами горелок типа ГМ являются: газовая часть, лопаточный аппарат длязавихрения воздуха, форсуночный узел с основной и резервной паромеханическойфорсункой и захлопками для закрывания форсуночного клапана при снятии форсунок.
Нафронте горелки предусмотрена установка смотрового окна это запально-защитноеустройство ЗЗУ-4, которое в комплект горелки не входит и поставляется поотдельным заказам.
Котлыявляются сейсмостойкими при сейсмическом воздействии интенсивностью до 9 баллов( по шкале MSK-64) включительно.
Каждыйкотел комплектуется двумя пружинными предохранительными клапанами, один изкоторых является контрольным.
Накотлах без пароперегревателя оба клапана устанавливаются на верхнем барабанекотла, и любой из них может быть контрольным. Предохранительные клапаныподбираются заводом – изготовителем котла, поставляются комплектно с котлом иимеют свой паспорт.
Накотлах предусматриваются два водоуказательных прибора прямого действия, которыеприсоединяются к трубкам, идущим из парового и водяного объемов верхнегобарабана.
Котлыкомплектуются необходимым количеством манометром, дренажной и сливнойарматурой. Арматура и контрольно – измерительные приборы устанавливаютсясогласно схеме арматуры, приведенной в чертежах общего вида котлов. Котлыдолжны быть снабжены необходимыми приборами безопасности согласно правилустройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.
2.Расчет процесса горения
2.1Общие сведения
Производится поверочныйрасчет из выбранного котлоагрегата ДЕ 6,5 -14.
Основные характеристикикотлоагрегата:
1. Номинальнаяпаропроизводительность – 6,5 т/час,
2. Избыточноедавление насыщенного пара – 1,3 МПа.
Вкачестве топлива используется природный газ газопровода “Джаркак – Ташкент” соследующим объемным составом (%).
CH4 (Метан) – 95,5
C2H6 (Этан) – 2,7
C3H8 (Пропан) – 0,4
C4H10 (Бутан) – 0,2
C5H12 (Пентан) – 0,1
N2 (Азот) – 1,0
CO2 (Диоксид углерода) – 0,1
Низшая теплота сгораниягаза Qнр=36680 кДж/м3,
Температура уходящихгазов tух=101°С.
2.2 Расчетобъемов воздуха и продуктов сгорания
Всерасчеты выполняются по формулам с источника (1).
2.2.1 Определяем теоретический объемвоздуха V0, м3/м3, необходимого дляполного сгорания при сжигании газа:
V0=0,0476 [0,5 СО+0,5Н2+1,5Н2S+∑(m+/>)СmНn-О2]
Где: m – число атомовуглерода;
n – число атомовводорода.
V0=0,0476[(1+/>)95,5+(2+/>)2,7+(3+ />)0,4+(4+ />)0,2+(5+ />)0,1]=
=0,0476[191+8,1+2,4+1,3+0,8]=9,7
2.2.2 Определяемтеоретический объем азота V0N2, м3/м3, в продуктах сгоранияпри сжигании газа:
V0N2=0,79 V0+/>
V0N2=0,79 * 9,7+/>=7,7
2.2.3 Определяем объёмтрехатомных газов VRO2, м3/м3, впродуктах сгорания при сжигании газа:
VRO2=0,01(СО2+СО+Н2S+∑ m СmНn).
VRO2=0,01(0,1+(1*95,5+2*2,7+3*0,4+4*0,2+5*0,1)=1,035
2.2.4 Определяемтеоретический объём водяных паров V0H2O, м3/м3, впродуктах сгорания при сжигании газа:
V0H2O=0,01(Н2S+Н2+∑ /> СmНn+0,124dг.тл)+0,0161V0
где:dг.тл – влагосодержание газообразного топлива, отнесенного к 1 м3сухого газа, г/м3,dг.тл =10
V0H2O=0,01(/> *95,5+ /> *2,7+ /> *0,4+ /> *0,2+ /> *0,1+0,124*10)+
+0,0161*9,7=2,195
2.2.5 Средний коэффициентизбытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева.
/>
где: a′– коэффициент избытка воздуха передгазохода;
a″– коэффициент избытка воздуха послегазохода.
a″ = a′+ Da
где: Da– присос воздуха в поверхность нагрева,
Потаблице 3,1 источник 1 для котла ДЕ 6,5 -14 присос воздуха составляет:
— топка DaТ=0,05(α”т=1,1)
— первый котельныйпучок конвективной поверхности нагрева Da1кп=0,05(α”1кп=1,15)
— второй котельныйпучок конвективной поверхности нагрева Da2кп=0,1(α”2кп=1,25)
— водяной экономайзер (чугунный)Daвэ=0,08(α”вэ =1,35)
Средний коэффициентизбытка воздуха:
— топка
/>
— первый котельный пучокконвективной поверхности нагрева
/>
— второй котельный пучокконвективной поверхности нагрева
/>
— водянойэкономайзер
/>
Определяем избыточноеколичество воздуха Vвизб, м3/м3, длякаждого газохода:
Vвизб = V0 (aср –1)
— топка
Vвизб(т)= 9,7(1,075 –1)=0,73
— первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева
Vвизб(1кп) = 9,7(1,125 –1)=1,2
— второй котельный пучокконвективной поверхности нагрева
Vвизб(2кп) = 9,7(1,2 –1)=1,94
— водяной экономайзер
Vвизб(вэ) = 9,7(1,3 –1)=2,91
2.27 Определяемдействительный объём водяных паров VH2O,м3/м3, для газа
V H2O=V0H2O + 0,0161 (aср–1) V0
— топка VТH2O=2,195 +0,0161 (1,075–1) 9,7=2,207
— первый котельный пучокконвективной поверхности нагрева
V1кпH2O=2,195 + 0,0161 (1,125–1) 9,7=2,215
— второй котельный пучокконвективной поверхности нагрева
V2кпH2O=2,195 + 0,0161 (1,2–1) 9,7=2,226
— водяной экономайзер
VвэH2O=2,195 + 0,0161 (1,3–1) 9,7=2,24
2.2.8 Определяемдействительный суммарный объём продуктов сгорания Vг, м3/м3, для газа:
Vг= VRO2 + V0N2 +(αср-1)V0+ VH2O+0,0161 (aср–1) V0
— топка Vтг= 1,035+ 7,7+(1,075-1)9,7 + 2,195+ 0,0161 (1,075–1) 9,7=11,67
— первый котельный пучокконвективной поверхности нагрева
V1кпг= 1,035+ 7,7+(1,125-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,125–1) 9,7=12,155
— второй котельный пучок конвективнойповерхности нагрев
V2кпг= 1,035+ 7,7+(1,2-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,2–1) 9,7=12,885
— водяной экономайзер
Vвэг= 1,035+ 7,7+(1,3-1)9,7 + 2,195 + 0,0161 (1,3–1) 9,7=13,89
2.2.9Определяем объемные доли трехатомных газов rRO2 и водяных паров rH2O,а также суммарную объемную долю rп
rRO2= VRO2 / Vг ; rH2O= VH2O / Vг; rп= rRO2+ rH2O
— топка
rтRO2= 1,035 / 11,67= 0,089; rH2O=2,195 / 11,67=0,188; rп = 0,089+ 0,188=0,277
— первый котельный пучокконвективной поверхности нагрева
r1кпRO2= 1,035 / 12,155=0,085; rH2O= 2,195 / 12,155=0,181; rп = 0,085+ 0,181=0,266
— второй котельный пучокконвективной поверхности нагрева
r2кпRO2= 1,035 / 12,885=0,080; rH2O= 2,195 / 12,885=0,17; rп = 0,080+ 0,170=0,25
— водяной экономайзер
rвэRO2= 1,035 / 13,89=0,075; rH2O= 2,195 / 13,89=0,16; rп = 0,075+ 0,16=0,235
2.2.10 Теоретическийобъем продуктов сгорания V0г (м3/м3):
V° г= V° RO2+ V0N2 + V° H2O
V° г= 1,035+ 7,7 + 2,195 =10,93
Все расчетные данныезаносятся в таблицу 1.
Таблица1. Объемов продуктов сгорания.Наименование величины и расчетная формула Размерность
V0=9,7 м3/м3; V0N2=7, 7м3/м3; VRO2=1,035 м3/м3; V0H2O=2,195 м3/м3; V°г=10,93 м3/м3; Топка
Конвективные
пучки
Водяной
Экономайзер 1 2
Коэффициент избытка воздуха за поверхностью нагрева, a” 1,1 1,15 1,25 1,35
Средний коэффициент избытка воздуха в поверхности нагрева, aср 1,075 1,125 1,2 1,3
Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0,0161 (aср–1) V0
м3/м3 2,207 2,215 2,226 2,24
Объем дымовых газов Vг= VRO2 + V0N2 +(αср-1)V0+ VH2O+ +0,0161 (aср–1) V0
м3/м3 11,67 12,155 12,885 13,89
Объемные доли трехатомных газов rRO2= VRO2 / Vг 0,089 0,085 0,08 0,075
Объемные доли водяных паров rH2O= VH2O / Vг 0,188 0,181 0,17 0,16
Суммарная объемная доля rп = rRO2+ rH2O 0,277 0,266 0,25 0,235
3.ПостроениеН-Т диаграммы
Расчёт энтальпийвоздуха и продуктов сгорания производим при действительных коэффициентахизбытка воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчёт производим для всеговозможного диапазона температур после поверхностей нагрева от 100 до 21000C.Энтальпии на 1 м3 воздуха, трехатомных газов, азота, водяных паров(кДж/м3, принимаются из таблицы 3,4, источник 1.
3.1Определяем энтальпию теоретического объема воздухаН0в (кДж/м3), для всего выбранного диапазонатемператур:
Н0в=V0*(Ct)возд.
Для100°С Н0в=9,7*133=1290,1
Для200°С Н0в=9,7*267=2589,9
Для300°С Н0в=9,7*404=3918,8
Для400°С Н0в=9,7*543=5267,1
Для500°С Н0в=9,7*686=6654,2
Для600°С Н0в=9,7*832=8070,4
Для700°С Н0в=9,7*982=9525,4
Для800°С Н0в=9,7*1134=10999,8
Для900°С Н0в=9,7*1285=12464,5
Для1000°С Н0в=9,7*1440=13968
Для1100°С Н0в=9,7*1600=15520
Для1200°С Н0в=9,7*1760=17072
Для1300°С Н0в=9,7*1919=18614,3
Для1400°С Н0в=9,7*2083=20205,1
Для1500°С Н0в=9,7*2247=21795,9
Для1600°С Н0в=9,7*2411=23386,7
Для1700°С Н0в=9,7*2574=24967,8
Для1800°С Н0в=9,7*2738=26558,6
Для1900°С Н0в=9,7*2906=28188,2
Для2000°С Н0в=9,7*3074=29817,8
Для2100°С Н0в=9,7*3242=31447,4
3.2 Определяемэнтальпию теоретического объема продуктов сгоранияН0г (кДж/м3), для всего выбранного диапазонатемператур:
Н0г=VRO2*(Ct)RO2+V0N2*(Ct)N2+V0H2O*(Ct)H2O
Для100°С Н0г =1,035*170+7,7*130+2,195*151=1508,15
Для200°С Н0г =1,035*359+7,7*261+2,195*305=3050,775
Для300°С Н0г =1,035*561 +7,7*393+2,195*464=4625,18
Для400°С Н0г =1,035*774+7,7*528+2,195*628=6245,15
Для500°С Н0г =1,035*999+7,7*666+2,195*797=7911,585
Для600°С Н0г =1,035*1226+7,7*806+2,195*970=9604,25
Для700°С Н0г =1,035*146+7,7*949+2,195*1151=11351,055
Для800°С Н0г =1,035*1709+7,7*1096+2,195*1340=13370,4
Для900°С Н0г =1,035*1957+7,7*1247+2,195*1529=15029,095
Для1000°С Н0г =1,035*2209+7,7*1398+2,195*1730=16848,25
Для1100°С Н0г =1,035*2465 +7,7*1550+2,195*1932=18727,04
Для1200°С Н0г =1,035*2726+7,7*1701+2,195*2138=20612,02
Для1300°С Н0г =1,035*2986+7,7*1856+2,195*2352=22544,4
Для1400°С Н0г =1,035*3251+7,7*2016+2,195*2566=24781,28
Для1500°С Н0г =1,035*3515+7,7*2171+2,195*2789=26476,6
Для1600°С Н0г =1,035*3780+7,7*2331 +2,195*3010=28467,95
Для1700°С Н0г =1,035*4049+7,7*2490+2,195*3238=30471,11
Для1800°С Н0г =1,035*4317+7,7*2650+2,195*3469=33750,23
Для1800°С Н0г =1,035*4586+7,7*2814+2,195*3700=34535,8
Для2000°С Н0г =1,035*4859+7,7*2973+2,195*3939=36567,175
Для2100°С Н0г =1,035*5132+7,7*3137+2,195*4175=38630,645
3.3 Определяемэнтальпию избыточного количества воздуха Нвизб (кДж/м3), для всего выбранного диапазона температур:
Нвизб= (α -1) Н0в
Где: α-коэффициент избытка воздуха после газохода
Верхтопочной камеры
Для800°С Нвизб = (1,1-1)10999,8=1099,98
Для900°С Нвизб = (1,1-1)12464,5=1246,45
Для1000°С Нвизб = (1,1-1)13968=1396,8
Для1100°С Нвизб = (1,1-1)15520=1552
Для1200°С Нвизб = (1,1-1)17072=1707,2
Для1300°С Нвизб = (1,1-1)18614,3=1861,43
Для1400°С Нвизб = (1,1-1)20205,1=2020,51
Для1500°С Нвизб = (1,1-1)21795,9=2179,59
Для1600°С Нвизб = (1,1-1)23386,7=2338,67
Для1700°С Нвизб = (1,1-1)24967,8=2496,78
Для1800°С Нвизб. = (1,1-1)26558,6=2655,86
Для1900°С Нвизб = (1,1-1)28188,2=2818,82
Для2000°С Нвизб = (1,1-1)29817,8=2981,78
Для2100°С Нвизб = (1,1-1)31447,4=3144,74
1-йконвективный пучок
Для300°С Нвизб = (1,15-1)3918,8=587,82
Для400°С Нвизб = (1,15-1)5267,1=790,065
Для500°С Нвизб = (1,15-1) 6654,2=998,13
Для600°С Нвизб = (1,15-1) 8070,4=1210,56
Для700°С Нвизб = (1,15-1) 9525,4=1428,81
Для800°С Нвизб = (1,15-1) 10999,8=1649,97
Для900°С Нвизб = (1,15-1)12464,5=1869,68
Для1000°С Нвизб = (1,15-1) 13968=2095,2
2-йконвективныйпучок
Для200°С Нвизб = (1,25-1) 2589,9=647,5
Для300°С Нвизб = (1,25-1) 3918,8=979,7
Для400°С Нвизб = (1,25-1) 5267,1=1316,8
Для500°С Нвизб = (1,25-1)6654,2=1663,6
Для600°С Нвизб = (1,25-1)8070,4=2017,6
Для700°С Нвизб = (1,25-1)9525,4=2381,35
Водянойэкономайзер
Для100°С Нвизб = (1,35-1)1290,1=451,535
Для200°С Нвизб = (1,35-1)2589,9=906,465
Для300°С Нвизб = (1,35-1)3918,8=1371,58
Для400°С Нвизб = (1,35-1)5267,1=1843,485
3.4 Определяемэнтальпию продуктов сгорания Н (кДж/м3):
Н = Н0г+Нвизб+ Нзл
где: Нзл –энтальпия золы и определяется по формуле;
Нзл=(Ct)золы (Ар/100)αун
где:Ар — минеральные примеси, при газе Ар=0
Нзл=0
Верх топочной камеры
Для800°С Н = 16746,74+ 1552=13096,88
Для900°С Н = 16746,74+ 1552=14662,75
Для1000°С Н = 16746,74+ 1552=16471,8
Для1100°С Н = 16746,74+ 1552=18298,74
Для1200°С Н = 18420,57+1707,2=20127,77
Для 1300°С Н= 20133,6+ 1861,43=21995,03
Для1400°С Н = 22151,13+ 2020,51=24171,64
Для1500°С Н = 23617,83+ 2179,59=25797,42
Для1600°С Н = 25382,7+ 2338,67=27721,37
Для1700°С Н = 27152,16+ 2496,78=29648,94
Для1800°С Н = 30194,5+ 2655,86=32850,36
Для1900°С Н = 30743,3+ 2818,82=33562,12
Для2000°С Н = 32529,7+ 2981,78=35511,48
Для2100°С Н = 34351,27+ 3144,74=37496,01
1-йконвективный пучок
Для 300°С Н= 4149,58+ 587,82=4737,4
Для 400°С Н= 5601,45+ 790,065=6391,52
Для 500°С Н= 7094,66+ 998,13=8092,79
Для 600°С Н= 8610+ 1210,56=9820,56
Для 700°С Н= 10171,28+ 1428,81=11600,09
Для 800°С Н= 11996,9+ 1649,97=13646,87
Для 900°С Н= 13416,3+ 1869,68 =15285,98
Для 1000°С Н= 15075+2095,2=17170,2
2-й конвективный пучок
Для 200°С Н= 2738,15+647,5=3385,65
Для 300°С Н= 4149,58+979,7=5129,28
Для 400°С Н= 5601,45+1316,8=6918,25
Для500°С Н = 7094,66+1663,6=8758,26
Для 600°С Н = 8610+2017,6=10627,6
Для 700°С Н= 10171,28+ 2381,35=12552,35
Водяной экономайзер
Для 100°С Н= 1353,62+ 451,535=1805,155
Для 200°С Н= 2738,15+906,465=3644,625
Для 300°С Н= 4149,58+ 1371,58=5521,16
Для 400°С Н= 5601,45+ 1843,485=7444,935
Результаты расчетаэнтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.
Таблица2. Энтальпия продуктов сгорания.Поверхность нагрева t °C
I0в
кДж/м3
I0г
кДж/м3
Iвизб
кДж/м3
I
кДж/м3
Верх топочной камеры, фестон,
αт=1,1
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
31447,4
29817,8
28188,2
26558,6
24967,8
23386,7
21795,9
20205,1
18614,3
17072
15520
13968
12464,5
10999,8
34351,27
32529,7
30743,3
30194,5
27152,16
25382,7
23617,83
22151,13
20133,6
18420,57
16746,74
15075
13416,3
11996,9
3144,74
29817,8
2818,82
2655,86
2496,78
2338,67
2179,59
2020,51
1861,43
1707,2
1552
1396,8
1246,45
1099,98
37496,01
35511,48
33562,12
32850,36
29648,94
27721,37
25797,42
24171,64
21995,03
20127,77
18298,74
16471,8
14662,75
13096,88
1–й
конвективный пучок,
aкп1=1,15
1000
900
800
700
600
500
400
300
13968
12464,5
10999,8
9525,4
8070,4
6654,2
5267,1
3918,8
15075
13416,3
11996,9
10171,28
8610
7094,66
5601,45
4149,58
2095,25
1869,68
1649,97
1428,81
1210,56
998,13
790,065
587,82
17170,2
15285,98
13646,87
11600,09
9820,56
8092,79
6391,52
4737,4
2–й
конвективный пучок,
aкп2=1,25
700
600
500
400
300
200
9525,4
8070,4
6654,2
5267,1
3918,8
2589,9
10171,28
8610
7094,66
5601,45
4149,58
2738,15
2381,35
2017,6
1663,6
1316,8
979,7
647,5
12552,35
10627,6
8758,26
6918,25
5129,28
3385,65
Водяной экономайзер,
αэк=1,35
400
300
200
100
5267,1
3918,8
2589,9
1290,1
5601,45
4149,58
2738,15
1353,62
1843,485
1371,58
906,465
451,535
7444,935
5521,16
3644,615
1805,155
По результатам расчетоввыполняем построение графика зависимости энтальпий продуктов сгорания Н оттемпературы Т.
4. Тепловой баланскотла
4.1 Определяем потерютепла с уходящими газами
Расчет теплового балансакотельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником 1.
При работе парового котлався поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты,содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты.
4.1.1 Определяем потерютеплоты с уходящими газами q2, %,
/>
где:/> — энтальпияуходящих газов при tухи /> , (кДж/м3)
Н0хв.–энтальпия воздуха, поступающего в котлоагрегат (кДж/м3)
tх.в.– температура холодного воздуха, равна 30ºС = 303 К
Qрн–низшая теплота сгорания топлива 36680 (кДж/м3), источник 1,табл. 2.2
q4– потери теплоты от механического недожога, %, для газа q4= 0
Н0хв.=39,8*V0
где: V0– теоретический объем сухого воздуха
Н0хв.=39,8*9,7 = 386,06
/> — определяетсяпо таблице 2, при соответствующих значениях /> и выбранноетемпературе уходящих газов tух=155°С,
Нух=2816,86
/>
4.1.2Потери теплоты q3,q4,q5принять согласно источнику 1.
q3-потеря теплоты от химической неполноты сгорании, q3= 0,5 %, таблица 4.4, источник 1.
q4-потеря теплоты от механической неполноты горения, q4= 0
q5-потерятеплоты от наружного охлаждения, определяется по номинальной производительностипарогенератора (кг/с), D=6,5т/ч
/>
по таблице 4-1,источник 2, находим q5=2,4%
4.1.3 Потери сфизическим теплом шлаков q6% определить по формуле:
/>
где: /> — доля золытоплива в шлаке, />=1-/>, /> — принимается потаблице 4.1 и 4.2, источник 1. />
4.1.4 Определить к.п.д.брутто.
К.П.Д брутто можноопределить по уравнению обратного баланса, если известны все потери:
ηбр=100 – (q2+q3+q4+q5+q6)
ηбр=100 – (6,26+0,5+2,4)=90,84
4.1.5 Определим расходтоплива, /> (кг/с и т/ч),подаваемого в топку котла:
/>
где:/> – расходтоплива подаваемого в топку парогенератора
/> – располагаемаятеплота, 36680 (кДж/кг)
/> – полезнаямощность парового котла (кВт)
Qпг=Дн.п(hнп-hпв)+0,01pДн.п(h- hпв)
Где: Дн.п–расход выбранного насыщенного пара,
/>
hп.в-энтальпия питательной воды, 4,19*100 =419
hнп– энтальпия насыщенного пара, hнп=2789
h– энтальпия перегретого пара, h=826
р – продувкапарогенератора, 3,0%
Qпг=1,8(2789-419)+0,01*3*1,8(826-419)=4287,98
/>
Определимрасчетный расход топлива, Вр
Вр=Впг(1-q4/100),
Вр= Впг=0,129
Определяем коэффициентсохранения теплоты:
/>
/>
5. Расчет топочнойкамеры
Расчеты топочной камерыпроизводятся по формулам с источника 1.
Задаем температурупродуктов сгорания на выходе из топки t”Т=1100°С.
Для принятой по таблице2 определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки Н”Т=18298,74кДж/м3
5.1 Определим полезноетепловыделение в топке,QТ (кДж/м3).
/>
где: /> –теплота,вносимая в топку воздухом, (кДж/м3)
Qв=α”Т*Н0хв
где: Н0хв– энтальпия теоретического объема воздуха, (кДж/м3)
Н0хв=386,06
Qв=1,1*386,06=424,7
/>
5.2 Определимкоэффициент тепловой эффективности экранов, />
/>
где: Х- угловойкоэффициент, показывающий какая часть лучистого полусферического потока,испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависящей отформы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене;значение Х определяется по рис 5,3 источник 1,
Х=0,98
/> – коэффициент,учитывающий снижение тепло воспламенения экранных поверхностей нагрева,принимаем по таблице 5.1, источник 1
/> =0,65
/>
5.3 Определяемэффективную толщину излучающего слоя, s(м)
S=3,6VT / FСТ
где: VТ– объем топочной камеры, (м3). VТ=11,2 источник 1, таблица 2,9.
FСТ–поверхность стен топочной камеры, (м2). FСТ=29,97источник 1, таблица 2,9.
S=3,6*11,2/ 29,97=1,35
5.4 Определимкоэффициент ослабления лучей k,(м*Мпа)-1
k=kГrп+kс
где: rп– суммарная объемная доля трехатомных газов, берется из таблицы 1,
rп=0,2068
kГ– коэффициент ослабления лучей трехатомных газов, (м*Мпа)-1
/>
где: rН2О–объемная доля водяных паров, берется из таблицы, rН2О=0,188
Т”Т–абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К, Т”Т =1373
рп — парциальное давление трехатомных газов, МПа;
рп = rп*р
р –давление в топочнойкамере котлоагрегата (для агрегатов, работающих без наддува, принимается р =0,1 МПа).
рп =0,277*0,1=0,0277
/>
kс– коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, (м*Мпа)-1
/>
где: Нр, Ср– содержание углерода и водорода в рабочей массе жидкого топлива.
/>
/>
/>
k= 8,38*0,2068+1,377 =3,11
5.5 Определяем степеньчерноты факела, αф.
Для жидкого игазообразного топлива степень черноты факела определяется по формуле:
аф =mасв+(1-m)аГ
где: m-коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненого светящейсячастью факела, принимаем по таблице 5,2 источник 1, m= 0,119.
асв, аГ– степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов,какой обладал бы при заполнении всей топки соответственно только светящимсяпламенем или только несветящемся трехатомными газами:
Определяем степеньчерноты светящейся части факела, αГ
/>
е –основаниенатуральных логарифмов, е=2,718
асв=1-2,718–(8,84*0,277+1,377)0,1*1,35 =0,41
Определяемстепень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов,αГ;
/>
αГ=1-2,718 - 8,84*0,277*0,1*1,35 = 0,28
аф =0,119*0,41+(1-0,119)0,28=0,296
5.6 Определяем степеньчерноты топки, αТ
/>
/>
5.7 Определяем параметрМ в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени повысоте топки.
Для газа принимаем:
М=0,48
5.8 Определяем среднеюсуммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1 м3 газа принормальных условиях, VСср, [кДж/(м3*К)].
/>
где: Та –теоретическая (адиабатная) температура горения, К, определяется по таблице 2 по значению QТ, равному энтальпии продуктов сгорания, Н Та=2071+273=2344
Т”Т –температура (абсолютная) на выходе из топки, принятая по предварительнойоценке, К
Т”Т=1373
Н”Т–энтальпия продуктов сгорания берется из таблицы 2 при принятой на выходе изтопки температуре, кДж/кг
Н”Т =18298,74
QТ– полезное тепловыделение в топке
QТ=36921,3
/>
5.9 Определяем действительнуютемпературу на выходе из топки/>,(°С) пономограмме (рис. 5,7) источник 1
/>
/>
6.Расчет конвективных пучков
6.1Расчет первого конвективного пучка
Расчетконвективных пучков производится по формулам с источника 1.
Предварительнопринимаем два значения температур после рассчитываемого газохода/> = 400°С и /> = 300 °С. Далеевесь расчет ведем для двух принятых температур.
6.1.1Определяем теплоту Q6, кДж/кг, отданную продуктами сгорания
Q6=/> (Нi+ Н” + ∆αк*Нoпрс)
где:/> – коэффициентсохранения теплоты
Нi– энтальпия продуктов сгорания на выходе в поверхность нагрева, кДж/м3,определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха послетопочной камеры.
Нi= 18408,48
Н”– энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м3
∆αк– присос воздуха в поверхность нагрева
Нoпрс– энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, притемпературе воздуха 30°С, кДж/м3
QБ=/> (Нi-Н” + ∆αк*Нoпрс)
Q400Б=0,974(18408,48-6391,52+0,05*386,06)=11723,3
Q300Б=0,974( 18408,48-4737,4+0,05*386,06)=13334,4
6.1.2Определяем расчетную температуру потока /> , °С,продуктов сгорания в газоходе
/>
где: /> - температурапродуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, °С
/> - температурапродуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, °С
/>
/>
6.1.3 Определяемтемпературу напора ∆t,°С
∆t=/> - tк
где:tк– температура охлаждающей среды, для парового котла принимаем равнойтемпературе кипения воды при давлении в котле,°С
∆t=/> - tк
∆t400=/>
∆t300=/>
6.1.4 Определяемсреднюю скорость ωГ, м/с, продуктов сгорания в поверхностинагрева
/>
где: Вр –расчетный расход топлива, кг/с
F– площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2
VГ– объем продуктов сгорания на 1 кг жидкого топлива
/> - средняярасчетная температура продуктов сгорания, °С
/>
/>
/>
6.1.5 Определитькоэффициент теплоотдачи конвекцией αк, Вт/(м2*К),щт продуктов сгорания к поверхности нагрева, при поперечном омывании коридорныхпучков
αк=αнсzсsсф
где: αк–коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме рис.6,1
источник 1 припоперечном обмывании коридорных пучков
α400к=67
α300к=58
сz– поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется пономограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмывании коридорных пучков
с400z=0,98
с300z=0,98
сs– поправка на компоновку пучка; определяется по номограмме рис.6,1 источник 1при поперечном обмывании коридорных пучков
с400s=1
с300s=1
сф– коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока;определяется по монограмме рис. 6,1 источник 1 при поперечном обмываниикоридорных пучков
с400ф=1,04
с300ф=1,03
α400к=67*0,98*1*1,04=68,3
α300к=58*0,98*1*1,03=58,5
6.1.6 Определяемстепень черноты газового потока, a, по номограмме рис. 5.6 источник 1,
α=1-е-Kps
Kps = kГ*rп*p*s
где:p – давление в газоходе, Мпа; длякотлов без наддува принимаем равным 0,1;
s –толщина излучающего слоя длягладкотрубных пучков, м
/>
/>
kГ– коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м*МПа)-1
/>
/>
/>
Kps= kГ*rп*p*s
Kps400= 37,1*0,266*0,1*0,177=0,175
Kps400= 38,9*0,266*0,1*0,177=0,183
α400=1-е — 0,175=0,161
a300=1-е — 0,183=0,167
6.1.7 Определяемкоэффициент теплоотдачи aЛ, Вт/(м2К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективныхповерхностях нагрева
aЛ=aн*a*cГ
где: aн– коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2К), определяем по номограммерис.6.4 источник 1;
a–степень черноты
сГ — коэффициент, определяемый порис. 6.4 источник 1
Для определения aни коэффициента сГ вычисляем температуру загрязненной стенки tз, °С
tз=t+∆t
где: t– средняя температура окружающей среды, °С; для паровых котлов принимаем равнойтемпературе насыщения при давлении в котле;
∆t– при сжигании газа принимаем равной 25 °С