Промышленная котельная с паровыми котлами

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

  • 1. Расчёт тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования
  • 1.1 Исходные данные для расчета тепловой схемы
  • 1.2 Расчет тепловой схемы для максимально-зимнего режима работы котельной
  • 1.3 Выбор питательтных, сетевых и подпиточных насосов
  • 1.4 Определение диаметров основных трубопроводов
  • 2. Тепловой расчёт котла
  • 2.1 Характеристика топлива
  • 2.2 Объёмы воздуха и продуктов сгорания
  • 2.3 Энтальпия продуктов сгорания
  • 2.4 Тепловой баланс котельного агрегата, расход топлива
  • 2.5 Расчёт топки
  • 2.6 Расчёт котельного пучка
  • 2.7 Расчёт чугунного экономайзера ВТИ
  • 2.8 Проверка теплового расчёта котлоагрегата
  • 3. Аэродинамический расчёт котельной установки
  • 3.1 Расчет топки и котельного пучка
  • 3.2 Расчёт газоходов
  • V участок — кирпичный газоход.
  • 3.3 Расчет водяного экономайзера
  • 3.4 Расчет и выбор золоуловителя
  • 3.5 Расчет высоты и аэродинамического сопротивления дымовой трубы
  • 3.6 Выбор дымососа и электродвигателя к нему
  • 3.7 Расчёт воздушного тракта, выбор дутьевого вентилятора и электродвигателя к нему
  • 4. Выбор и расчёт системы подготовки воды
  • 4.1 Общие сведения о воде
  • 4.2 Роль примесей в воде при ее использовании в энергетике
  • 4.3 Водно-химический режим котлов
  • 4.4 Обработка воды методом ионного обмена. Na-катионирование
  • 4.5 Выбор и расчет системы водоподготовки
  • 4.6 Деаэрация питательной воды
  • 4.7 Выбор и расчет деаэратора
  • Список литературы
  • Приложения

1. Расчёт тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования

Важной составляющей проекта котельной установки является расчет ее тепловой схемы, позволяющий для заданных (или определенных в начале расчета) внешних тепловых нагрузок и расходов тепла на собственные нужды определить тепловые и массовые потоки воды и пара, необходимые для выбора основного оборудования — котлоагрегатов — и вспомогательного оборудования, выбора диаметров трубопроводов и арматуры. Результаты расчета тепловой схемы дают возможность определить годовой расход топлива, годовую выработку тепла, т. е. провести технико-экономическое обоснование данного варианта теплогенерирующей установки. При проектировании часто приходится рассматривать несколько вариантов тепловых схем и сравнивать их для выбора оптимальной для конкретных условий. Вместе с тем ведущие проектные институты страны разработали для теплогенераторов средней мощности КЕ, ДЕ и др. типовые тепловые схемы, которые технически и экономически обоснованы и рекомендованы для внедрения.

Тепловые схемы бывают принципиальные, развернутые и монтажные. В проекте рассматриваются принципиальные схемы, на которых указываются лишь главное оборудование (котлы, подогреватели, баки, деаэраторы, насосы и др.), главные трубопроводы воды и пара без арматуры и второстепенных трубопроводов, показываются расходы и параметры теплоносителей.

Подробное описание тепловой схемы представлено в приложении № 1

1.1 Исходные данные для расчета тепловой схемы

Расчет тепловой схемы отопительно-производственной котельной установки с паровыми котлами средней мощности производится для трех режимов: максимально — зимнего, наиболее холодного месяца и летнего. Котельная работает на твердом топливе, снабжает паром технологических потребителей, горячей водой закрытую систему теплоснабжения для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, паром и водой обеспечивает собственные нужды.

Характерные режимы работы котельной.

Тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования теплогенерирующих установок определяются, как минимум, для трех характерных режимов:

а) максимально-зимнего — при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку. Для города Луганска эта температура (расчетная для отопления) tро = - 27оС;

б) наиболее холодного месяца — при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц. Для г. Луганска эта температура (расчетная для вентиляции) tрв = - 18оC;

в) за летний режим принимают такой, при котором отсутствуют расходы теплоты на отопление и вентиляцию.

Максимальные расходы теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение (максимально-зимний режим).

Обычно в техническом задании на проектирование котельной максимальные нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение указываются. Если таких данных нет, следует воспользоваться данными о жилой и общественной площади снабжаемого теплом района и его численностью:

а) определяется максимальный расход теплоты на нужды отопления:

на отопление жилых и общественных зданий

(1. 1)

промышленная котельная паровой котел

где q0, Вт/м2 — укрупненный показатель максимального часового расхода теплоты на отопление жилых и общественных зданий (СНиП — 2. 04. 07−86*, прил. 2, стр. 27);

F, м2 — общая площадь зданий;

К1 — коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление (при отсутствии данных К1 = 0,25);

б) максимальный расход теплоты на вентиляцию общественных зданий

(1. 2)

где К1, q0, F — см. выше;

К2 — коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию (при отсутствии данных К2 = 0,4);

в) максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий:

(1. 3)

где — средний расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий;

qгв, Вт/чел — укрупненный показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение на одного человека (СНиП — 2. 04. 07−86*, прил. 3, стр. 28);

m, человек — число человек;

г) при наличии в районе снабжаемых от котельной теплом на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение производственных зданий следует выполнить соответствующие расчеты.

Расходы теплоты для промежуточных режимов

а) Расход теплоты на отопление для режима наиболее холодного месяца:

(1. 4)

где tвн, оС — расчетная температура воздуха внутри зданий.

б) Расход теплоты на вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:

(1. 5)

в) Средний расход теплоты на горячее водоснабжение в летний период:

(1. 6)

где tхл = 15оС — температура водопроводной воды в летний период;

tхз = 5оС — температура водопроводной воды в отопительный зимний период;

в= 0,8 (1) — коэффициент (при отсутствии данных в = 0,8).

Расходы и параметры пара на технологические нужды

Расходы и параметры пара на технологические нужды задаются с учетом падения температуры и давления в паропроводах на пути к потребителю.

а) Насыщенный пар после котлов (свежий пар):

Dт, т/час — расход свежего технологического пара (задается),

Pн = 1,4 МПа — абсолютное давление пара,

tн = 194,1оС — температура пара и котловой воды,

h = 2789 кДж/кг — энтальпия пара,

h = 826 кДж/кг — энтальпия котловой воды.

б) Насыщенный пар после РОУ:

Dтроу, т/час — расход редуцированного пара технологического (задается),

Pроу = 0,7 МПа - абсолютное давление редуцированнного пара,

tроу = 164,2 0С — температура пара,

h = 2763 кДж/кг — энтальпия пара.

в) Возврат конденсата технологическими потребителями: в, % (задается)

Дополнительные данные для расчета.

а) Питательная вода (атмосферный деаэратор):

tпв = 104 0С — температура питательной воды,

h = 437 кДж/кг — энтальпия питательной воды.

б) Расширитель и охладитель непрерывной продувки:

П = 5% - величина непрерывной продувки,

Pp = 0,15 МПа — давление в расширителе продувки,

tp = 111 0С — температура пара и воды в расширителе,

h = 2693 кДж/кг — энтальпия пара в расширителе,

x = 0,98 — степень сухости пара,

h = 465 кДж/кг — энтальпия воды в расширителе,

tпох = 50С — температура воды после охладителя непрерывной продувки,

h = 209 кДж/кг — энтальпия воды после охладителя продувки.

в) Подпиточная вода:

tподп = 70 0С — температура подпиточной воды,

h = 293 кДж/кг — энтальпия подпиточной воды.

г) Сетевая вода:

tпрям =150 0С — температура прямой горячей воды,

h = 632 кДж/кг — энтальпия прямой воды,

tобр = 70 0С — температура обратной воды,

h = 293 кДж/кг — энтальпия обратной воды.

д) Конденсат, возвращаемый от внутренних и внешних потребителей:

tкон = 80 0С — температура возвращаемого от потребителей конденсата,

h = 336 кДж/кг — энтальпия возвращаемого конденсата.

е) Температура сырой воды:

tcв = 5 0С — температура сырой воды в отопительный период,

h = 21 кДж/кг — энтальпия сырой воды,

tcв = 15 0С — температура в летний период,

h = 63 кДж/кг — энтальпия сырой воды летом.

ж) Температура химически очищенной воды:

перед химводоочисткой

после химводоочистки

1.2 Расчет тепловой схемы для максимально-зимнего режима работы котельной

Для других режимов — наиболее холодного месяца и летнего — расчет производится аналогично.

Величины, обозначения и значения которых не вводятся в этой главе, следует искать в главе «Исходные данные для расчета тепловой схемы».

1. Заданы: расход теплоты на отопление — Q = 8, МВт;

расход теплоты на вентиляцию — Qв = 1,5, МВт;

расход теплоты на горячее водоснабжение — Qгвмакс, = 1,4, МВт;

расход свежего пара на технологические нужды после котлов — Dт = 12, т/ч

расход редуцированного пара на технологические нужды после РОУ — Dтроу, = 11, т/ч

номинальная паропроизводительность одного котлоагрегата D1= 10, т/ч.

2. Максимальный расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

(1. 7)

3. Расход воды на подогреватели сетевой воды:

== 32,15 (1. 8)

4. Расход пара на подогреватели сетевой воды:

== 4,58 (1. 9)

где — КПД сетевого и других подогревателей.

5. Расход редуцированного пара внешними потребителями:

=11+4,58= 15,58 (1. 10)

6. Расход свежего пара перед РОУ:

== 15,41 (1. 11)

7. Суммарный расход свежего пара внешними потребителями:

=12+15,41= 27,41 (1. 12)

8. Количество питательной воды, впрыскиваемой в редукционно-охладительную остановку РОУ:

== 0,17 (1. 13)

9. Расход пара на собственные нужды котельной (подогрев сырой воды, воды в деаэраторе), определяемый коэффициентом Кcн:

(1. 14)

Принимаем Кcн = 5%.

10. Расход пара на покрытие потерь в котельной, определяемый коэффициентом потерь Кп:

(1. 15)

Принимаем КП = 2%.

11. Суммарный расход пара на собственные нужды и покрытие потерь в котельной:

=1,37+0,57= 1,94 (1. 16)

12. Суммарная паропроизводительность котельной:

=27,41+1,94= 29,35 (1. 17)

13. Количество котлоагрегатов, необходимых для установки в котельной (округлить до большего целого значения):

(1. 18)

14. Потери конденсата у внешних потребителей и внутри котельной:

(1. 19)

Потери внутри котельной задаются коэффициентом потерь конденсата Кк.

Принимаем Кк = 3%.

15. Расход химически очищенной воды:

(1. 20)

Ктс — коэффициент потерь воды в теплосети, выполняемых подпиткой из деаэратора. Принимаем Ктс = 2%,

16. Расход сырой воды:

(1. 21)

Кхов — коэффициент, учитывающий расход сырой воды на собственные нужды химводоочистки. Принимаем.

17. Количество продувочной воды, поступающей в расширитель непрерывной продувки:

=1,47 (1. 22)

18. Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки:

(1. 22)

19. Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки:

=1,47−0,24=1,23 (1. 23)

20. Расход редуцированного пара на подогреватель сырой воды:

== 0,85 (1. 24)

21. Количество подпиточной воды (Ктс — cм. пункт 15):

== 0,64 (1. 25)

22. Энтальпия и температура химически очищенной воды после охладителя подпиточной (деаэрированной) воды:

(1. 26)

23. Энтальпия и температура химически очищенной воды после охладителя продувочной воды:

(1. 27)

24. Подогревом части химически очищенной воды в охладителе выпара пренебрегаем.

25. Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, исключая греющий пар деаэратора:

(1. 28)

26. Средняя энтальпия и температура воды, поступающей в деаэратор:

(1. 29)

27. Расход греющего пара на деаэратор:

= (1. 30)

1.3 Выбор питательных, сетевых и подпиточных насосов

Необходимо изложить в записке основные правила выбора питательных, сетевых и подпиточных насосов по количеству и энергопитанию ([2], пар.6. 2, с. 128−132).

Питательные насосы

Насосы должны обеспечивать расход питательной воды в количестве:

= 31,67 т/час (1. 31)

где, т/час — паропроизводительность котла;

=5, % - процент продувки;

— число теплогенераторов;

Gроу - расход воды на редукционно-охладительные и охладительные установки.

Полное давление, развиваемое насосом, должно обеспечить преодоление всех гидравлических сопротивлений:

= (1. 32)

=1,15* (10* (14−1,2) +8+18. 2+4) *9,81*10= 1,5 МПа

где, кгс/см2 — предельное абсолютное давление в барабане котла;

, кгс/см2 — абсолютное давление в деаэраторе;

, м. вд. ст. — сопротивление трубопроводов питательного тракта (ориентировочно НС=10−20 м. вд. ст.);

, м. вд. ст. — сопротивление водяного экономайзера (принимают НЭК как 10−20% от РБ в м. вд. ст.);

, м. вд. ст. — геометрическая высота от оси насоса до входа воды в водяной экономайзер (обычно 6 м. вд. ст.);

1,15 — коэффициент запаса.

Мощность электродвигателя для привода выбранного насоса определяется по формуле:

=31. 67*1,5*106/ (3600*0,8*1000) = 16.4 кВт (1. 33)

где — КПД питательного насоса.

Выбираем насос марки 1ЦНСг40−154. Характеристика насоса приведена в таблице 1.

Таблица 1

Параметры

Обозначение

Значение

Ед. измерения.

Подача

Q

40

м3/час

Напор

H

154. 00

м

Частота вращения

n

2950 (49. 2)

об/мин (сек"1)

Максимальная потребляемая мощность

N

30. 50

кВт

Допускаемый кавитационный запас

?hдоп

3. 60

м, не менее

Масса насоса

m

350

кг

Сетевые насосы

Производительность сетевых насосов определяется количеством воды, циркулирующей в тепловой сети G (см. расчет тепловой схемы):

Полное давление сетевого насоса РСЕТ должно преодолевать сопротивление тепловой сети подогревателей (теплогенераторов). Ориентировочно можно принять (0,5−1,0). 106 Па.

Мощность электродвигателя сетевого насоса:

=32. 15*0,7*106* / (3600*1000*0,8) = 7. 8кВт

=0,8 — КПД сетевого насоса.

Выбираем насос марки Насос 1КМЛ65−160-т-л. Характеристика насоса представлена в таблице 2.

Таблица 2

Параметры

Обозначение

Значение

Ед. измерения.

Подача

Q

50

м3/час

Напор

H

35. 00

м

Частота вращения

n

2900

об/мин (сек"1)

Максимальная потребляемая мощность

N

8. 50

кВт

Допускаемый кавитационный запас

?hдоп

4. 50

м, не менее

Масса насоса

m

190

кг

Подпиточные насосы

Обеспечивают восполнение утечки воды из закрытых систем теплоснабжения и расходов воды на горячее водоснабжение и утечки в открытых системах.

Производительность подпиточного насоса:

= 0,02*32. 15 = 0,643 т/час (1. 34)

где, доли — доля подпиточной воды.

Полное давление подпиточного насоса определяется давлением воды в обратной магистрали тепловой сети и сопротивлением трубопроводов и арматуры:

РПОД=0,5. РСЕТ =0,35МПа (1. 35)

где, доли, — КПД подпиточного насоса (0,7).

Мощность электродвигателя подпиточного насоса:

(1. 36)

где, доли, — КПД подпиточного насоса (0,7−0,8).

Выбираем насос марки 1КМЛ65−160. Характеристика насоса представлена в таблице

Таблица 3

Параметры

Обозначение

Значение

Ед. измерения.

Подача

Q

50

м3/час

Напор

H

40

м

Частота вращения

n

2900

об/мин (сек"1)

Максимальная потребляемая мощность

N

9. 70

кВт

Допускаемый кавитационный запас

?hдоп

4. 50

м, не менее

Масса насоса

m

190

кг

1.4 Определение диаметров основных трубопроводов

К основным трубопроводам в паровой теплогенерирующей установке относят паропроводы насыщенного пара в пределах котельной и водопроводы питательной воды.

Диаметр трубопроводов рассчитывается по формуле:

, м (1. 36)

где, т/час — расход теплоносителя на i-том участке;, м3/кг — удельный объем теплоносителя;, м/с — скорость теплоносителя.

Питательный трубопровод

Скорость воды на напорном участке трубопровода 1 — 1,5 м/с, удельный объем воды берется при 1000С. Рассчитываются диаметры трубопровода на следующих участках:

1. котел — расход =3* (10+ (5/100) *10) =31,5 (1. 37)

1−2 котел — расход = (3−1) * (10+ (5/100) *10) =21;

2−3 от 1 до 2 котла — расход = (3−2) * (10+ (5/100) *10) =10,5;

Расчетные диаметры служат для выбора стандартных труб с учетом толщины стенки =4−6 мм по каталогу ([2], табл.4. 6, с. 64):

= (31,5*0,001/ (0,785*3,6*1,5)) =0,086 м (1. 38)

Наружный диаметр 96 мм при толщине стенки 4 мм

= (21*0,001/ (0,785*3,6*1,5)) =0,07 м (1. 39)

Наружный диаметр 83 мм при толщине стенки 4 мм

= (10,5*0,001/ (0,785*3,6*1,5)) =0,05 м (1. 40)

d1 = 96×4; d2 = 83×4; d3 = 60×4.

Паропровод насыщенного пара

Скорость пара при диаметре трубопровода до 200 мм — 30 м/с, свыше 200 мм — 60 м/с, удельный объем насыщенного пара берется при предельном давлении. Рассчитываются диаметры трубопровода на следующих участках:

1. от теплогенератора до главной магистрали — расход пара Д=10;

2. главная магистраль между 1 и 2 котлом — расход 2. Д=20;

3. главная магистраль между 2 и 3 котлом — расход 3. Д=30;

Расчетные диаметры служат для выбора стандартных труб с учетом толщины стенки =4−6 мм ([2], табл.4. 6, с. 64):

= (10*0,14/ (0,785*3,6*30)) =0,125 м (1. 41)

Наружный диаметр 140 мм при толщине стенки 5 мм

= (20*0,14/ (0,785*3,6*30)) =0,176 м (1. 42)

Наружный диаметр 194 при толщине стенки 5 мм

= (30*0,14/ (0,785*3,6*60)) =0,152 м (1. 43)

Наружный диаметр 168 мм при толщине стенки 5 мм

2. Тепловой расчёт котла

2.1 Характеристика топлива

1. Состав топлива на рабочую массу:

W=11%, A, S=3,5%, C=46,5%, H=3,3%, N=0,9%, O=5,4%

2. Низшая теплота сгорания = 18 210 кДж/кг (м3)

3. Марка топлива г. отсев

4. Класс или продукт обогащения ОМ, СШ

2.2 Объёмы воздуха и продуктов сгорания

1. Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки =1,1

2. Присосов воздуха в газоходах котельного агрегата:

а) газоход котельного пучка (сумма присосов двух секций пучка),=0,05;

б) чугунный экономайзер ВТИ,=0,05.

Расчет теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания при

Твердое топливо

3. Теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания 1 кг топлива:

= 4,94 нм3/кг (2. 1)

продукты сгорания содержит теоретические объемы азота N2; сухих 3-атомных газов RO и водяных паров.

4. Теоретический объем азота в продуктах сгорания:

=3,91 нм3/кг (2. 2)

5. Теоретический объем трехатомных газов в продуктах сгорания:

нм3/кг (2. 3)

6. Теоретический объем водяных паров в дымовых газах:

=0,576 нм3/кг (2. 4)

7. Теоретический объем дымовых газов:

=4,4947 нм3/кг (2. 5)

8. Коэффициент избытка воздуха на выходе из котельного пучка:

=1,15 (2. 6)

9. То же из экономайзера:

=1,2 (2. 7)

10. Средний коэффициент избытка воздуха в котельном пучке:

=1,125 (2. 8)

11. То же в экономайзере:

=1,175 (2. 9)

При избытке воздуха в газоходах котлоагрегата 1, объемы продуктов сгорания подсчитывается по следующим формулам:

12. Объем водяных паров:

=0,584 (2. 10)

=0,586 (2. 11)

0,59 (2. 12)

13. Объем дымовых газов:

=4,9887 (2. 13)

=5,1122 (2. 14)

=5,3592 (2. 15)

14. Объемная сухих трехатомных газов в продуктах сгорания:

=0,178 (2. 16), =0,174 (2. 17)

=0,166 (2. 18)

15. То же водяных паров:

=0,117 (2. 19)

=0,1146 (2. 20)

=0,11 (2. 21)

16. То же суммарная доля:

=0,118 (2. 22)

=0,116 (2. 23)

=0,111 (2. 24)

17. Масса дымовых газов твердых топлив:

=7,79 (2. 25)

=7,96 (2. 26)

=8,28 (2. 27)

18. Безразмерная концентрация золы в дымовых газах:

(2. 28)

Результаты расчетов по пунктам 10−18 сводятся в таблицу № 1:

Таблица № 1

Величина

Топка

Котельный пучок

Экономайзер

Средний коэффициент избытка воздуха

=1,125

=1,175

, м3/кг (м3)

0,584

0,586

0,59

, м3/кг (м3)

4,9887

5,1122

5,3592

, кг/кг

7,79

7,964

8,28

0,178

0,174

0,166

0,117

0,114

0,11

+

0,118

0,116

0,111

0,56

0,55

0,53

2.3 Энтальпия продуктов сгорания

1. Энтальпия дымовых газов рассчитывается следующим образом:

, кДж/кг (м3) (2. 29)

Для топлив величины теоретических энтальпий и берутся из [2] с. 180−199, табл. XIV и XV для топлив, составы которых заданы в [2] табл I и II.

2. Когда к энтальпии дымовых газов следует добавлять энтальпию золы, то последняя находится по формуле:

, кДж/кг (2. 30)

Результаты расчетов сводятся в таблицу № 2:

3. Величины энтальпий из таблицы используется для построения — диаграммы которая удобна для последующих расчетов. Диаграмма включает три кривых для температур, характерных для каждого газохода, отмеченных точками в таблице. Впрочем, значения энтальпий для промежуточных температур можно найти с помощью линейной интерполяции величин таблицы 2.

Таблица № 2 «Зависимость энтальпии дымовых газов от температуры по газоходам»

t0 газов

I0г

I0зл

I0воз

I0т

I0кп

I0вэ

0C

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

0

0

0

0

0

0

0

100

596,8

356,32

652,1

-

-

1067,2

200

1194,8

745,73

1314,0

-

-

2170,5

300

1804,3

1162,9

1990,8

-

3216,1

3315,6

400

2427,9

1587,6

2677,5

-

4350,2

-

500

3062,3

2021,9

3379,0

-

5506,7

-

600

3711,3

2472,2

4100,2

-

6696,1

-

700

4372,3

2923,3

4836,3

-

7900,3

-

800

5057,5

-

5582,2

5615,8

-

-

900

5755,1

-

6328,1

6387,9

-

-

1000

6463,5

-

7093,8

7172,8

-

-

1100

7171,9

-

7879,3

7959,8

-

-

1200

7878,7

-

8664,8

8745,2

-

-

1300

8609,8

-

9450,2

9554,8

-

-

1400

9357,0

-

10 255,4

10 382,6

-

-

1500

10 092,7

-

11 060,7

11 198,8

-

-

1600

10 844,6

-

11 870,8

12 031,6

-

-

1700

11 598,8

-

12 676,0

12 866,4

-

-

1800

12 359,8

-

13 481,3

13 707,9

-

-

1900

13 132,0

-

14 311,2

14 563,1

-

-

2000

13 893,1

-

15 136,2

15 406,7

-

-

2100

14 668,2

-

15 966,1

16 264,8

-

-

2200

15 445,0

-

16 791,1

17 124,1

-

-

2.4 Тепловой баланс котельного агрегата, расход топлива

Составление теплового баланса состоит в установлении равенства между располагаемым теплом, поступившим в агрегат, и суммой полезно использованного тепла и потерь.

1. Располагаемое тепло топлива (в нашем случае):

=18 210 кДж/кг (м3)

2. Температура уходящих газов (из задания при):

= 204 0С

3. Энтальпия уходящих газов (из уходящих газов):

= 2213,9 кДж/кг (м3)

4. Энтальпия холодного воздуха при (=13 0С):

= 84,77 кДж/кг (м3)

5. Потери тепла от механического недожога:

= 1%

6. Потери тепла с уходящими газами:

= = 11,5% (2. 31)

7. Потери тепла от химического недожога:

= 3%

8. Потери тепла в окружающую среду для теплогенератора с хвостовой поверхностью нагрева заданной паропроизводительности: = 1%

9. Потери с физическим теплом шлаков при температуре 6000С:

= 0,8% (2. 32)

10. Сумма тепловых потерь:

= 5,92+3+3+1+0,21=17,3% (2. 33)

11. КПД теплогенератора:

= 100−12,63 = 82,7% (2. 34)

12. Энтальпия насыщенного пара при заданном давлении:

=2789.7 кДж/кг

13. Температура питательной воды (из задания):

=100 0С

14. Энтальпия питательной воды:

=419 кДж/кг

15. Полезно использованное тепло (Д, кг/с, паропроизводительность теплогенератора — из задания):

= 2,78* (2789. 7−419) = 6590,5 кВт (2. 35)

16. Полный расход топлива:

= = 0,437 кг/с (м3/с) (2. 36)

17. Расчетный расход топлива:

= = 0,433 кг/с (м3/с) (2. 37)

18. Коэффициент сохранения тепла:

=1-=0,988 (2. 38)

2.5 Расчёт топки

В топке происходит передача тепла от продуктов сгорания, в основном излучением, к экранам и лучевоспринимающим поверхностям первого газохода. Целью поверочного расчета является определение теплового напряжения топки и температуры газов на выходе, которые должны лежать в рекомендуемых пределах. При значительном отклонении этих величин от допустимых значений может потребоваться переконструирование топки.

19. Объем топочной камеры (по приложению 1): =20,4 м3

20. Полная лучевоспринимающая поверхность нагрева (по приложению 1): =30,3 м2

21. Поверхность стен (по приложению 1): =58 м2

22. Площадь зеркала горения (по приложению 1): =6,4 м2

23. Коэффициент загрязнения экранов: =0,6

24. Коэффициент тепловой эффективности экранов:

Для слоевых топок: =30,3*0,6/ (58−6,4) =0,35 (2. 39)

25. Эффективная толщина излучающего слоя:

=3,6*20,4/58=1,27 м (2. 40)

26. Абсолютное давление газов в топке (принимается): МПа

27. Температура газов на выходе из топки (принимается предварительно 950−10000С): =10000С

28. Объемная доля водяных паров для (табл. 1): =0,117

29. Объемная доля трехатомных газов (табл. 1): =0,119

30. Суммарная поглощательная способность трехатомных газов и паров:

=0,119*0,1*1,27=0,015 (1/ (м. МПа)) (2. 41)

Сжигание твердого топлива

31. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами:

=

= = 1,5 (1/ (м. МПа)) (2. 42)

32. Коэффициент ослабления лучей частицами летучей золы:

= 31,18 (1/ (м. МПа)) (2. 43)

Где — безразмерная концентрация золы в дымовых газах при нормальных условиях в топке (табл. 1)

33. Коэффициент ослабления лучей коксовыми частицами:

=10,1*1*0,03= 0,303 (1/ (м. МПа)) (2. 44)

Где кокс=10 1/ (мМПа) — коэффициент ослабления. Низкореакционные топлива. Слоевые топки

34. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, золовыми и коксовыми частицами:

= 1,5 + 31,18 + 0,303 = 32,98 1/ (м. МПа) (2. 45)

35. Степень черноты факела в топке:

=0,98 (2. 46)

36. Степень черноты топки для слоевых топок:

= = 0,99 (2. 47)

37. Тепло, вносимое холодным воздухом в топку:

= 1,1*84,77 = 93,24 кДж/кг (2. 48)

38. Тепловыделение в топке:

= (2. 49)

= 18 210* (100 — 3 — 1 — 0,8) / (100−1) + 93. 24 = 17 604.3 кДж/кг

39. Теоретическая (адиабатическая) температура горения (по диаграмме энтальпия-температура для, табл. 2): =2200

40. Средняя теплоемкость продуктов сгорания:

= = 8,27 кДж/ (кг 0C) (2. 50)

Где, кДж/кг — энтальпия газов на выходе из топки (по диаграмме энтальпия-температура для).

41. Относительное положение максимума температур (приложение 1): =0

42. Параметр, учитывающий характер распределения максимальных температур пламени по высоте топки:

при слоевом сжигании твердых топлив:

=0,59 (2. 51)

43. Температура газов на выходе из топки:

= (2. 52)

= = 724.9 0С

Если расположение рассчитанной и предварительно заданной температуры газов на выходе из топки превосходит 100С, то расчет следует повторить — метод последовательных приближений, приняв в качестве нового предварительного значения температуры полученное в расчете.

44. Энтальпия газов на выходе из топки (по диаграмме энтальпия-температура для, табл. 2): = 5088.6 кДж/кг

45. Тепло, переданное излучением в топке:

= 0,988* (17 604. 3−5088. 6) =12 365,5 кДж/кг (2. 53)

46. Уточнить теплонапряженности и сравнить с рекомендуемыми значениями:

Теплонапряжение топочного объема:

= 0,433*17 604. 3/20,4 = 191,4 кВт/м3 (2. 54)

Теплонапряжение зеркала горения:

= 0,433*17 604. 3/6,4 = 610 кВт/м3 (2. 55)

2.6 Расчёт котельного пучка

Вместе с экранами топки котельный пучок является парообразующей (испарительной) поверхностью парогенератора. Цель расчета — найти температуру продуктов сгорания на выходе из котельного пучка и связанные с ней величины. Расчет ведут методом последовательных приближений, задаваясь температурой на выходе и добиваясь равенства теплот по уравнениям баланса и теплообмена.

На рис. 1 показан упрощенный расчетно-графический способ нахождения температуры газов на выходе из котельного пучка. Задаются первой температурой на выходе (например, 2000С) и определяют теплоту по уравнению баланса и теплоту по уравнению теплообмена. Затем задаются второй температурой газов на выходе из пучка (например, 3000С) и определяют теплоты и по соответствующим уравнениям. Если пренебречь изменением физических параметров газов в диапазоне 200−3000С, то необходимые нам температуру газов на выходе из котельного пучка и количество усвоенного в пучке тепла найдем на пересечении показанных на рис. 1 прямых.

Рис. 1 Нахождение величин на выходе из котельного пучка

1. Температура газов на входе в пучок (из расчета топки):

= 724.9 0С

2. Энтальпия газов перед пучком (из расчета топки):

= 5088.6 кДж/кг (м3)

3. Конвективная поверхность нагрева (из приложения 1):

= 214 м2

4. Диаметр труб (из приложения 1):

= 0,051 мм

5. Шаг труб поперек потолка газов (из приложения 1 с учетом направления потока газов): = 0,110 мм

6. Шаг труб вдоль потолка газов (из приложения 1 с учетом направления потока газов): = 0,090 мм

7. Живое сечение пучка для прохода газов (из приложения 1: = 1,25 м2

8. Температура газов за пучком (принимается с последующим уточнением):

= 300 0С

9. Энтальпия газов за пучком (по — диаграммы при):

=3216,1 кДж/кг (м3)

10. Тепло, отданное газами по уравнению баланса:

= (2. 56)

=0,988* (5088. 6−3216. 1+0,05*84. 77) = 1854,2 кДж/кг (м3)

11. Температура насыщения воды, кипящей в трубах пучка, при давлении 1,4 МПа:

= 1950С

12. Большая разность температур:

= 724. 9−194= 529.9 0С (2. 57)

13. Меньшая разность температур:

= 300−195= 105 0С (2. 58)

14. Средний температурный напор:

= = 113.9 0С (2. 59)

15. Средняя температура газов:

= = 512. 45 0С (2. 60)

16. Средняя скорость газов:

= 4,83 м/с (2. 61)

17. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке:

= (2. 62)

=0,2*1*0,995* (0. 0699/0,051) * (7,4*0,051/81,2*10-6) *0,615= 55,5Вт/ (м2 0С)

где — коэффициент учитывающий число рядов труб z по ходу газов; при z3, =1;

— коэффициент учитывающий геометрическую компоновку пучка труб (если расчет дает отрицательное значение то принять =1)

== 0,9957 (2. 63)

, Вт/ (м*К), — коэффициент теплопроводности газов при средней температуре потока;

, м2/с, — коэффициент кинематической вязкости газа при средней температуре потока;

— число Прандтля при средней температуре потока газа.

18. Коэффициент теплоотдачи излучением:

= (2. 64)

= = 26,05 Вт/ (м2 К),

где — степень черноты загрязненной лучевоспринимающей поверхности;

— степень черноты потока газов при средней температуре газов в котельном пучке

= 512. 45+273 = 785. 45 0С (2. 65)

=0,44 (2. 66)

коэффициент ослабления излучения при средней температуре потока (формулы смотри в разделе расчета топки):

= 32,68 (м МПа) — 1 (2. 67)

давление в потоке газов МПа,

оптическая толщина слоя газа:

= = 0,1765, м (2. 68)

температура загрязненной стенки (при сжигании мазута и твердого топлива):

= 273+195+60 = 528 К (2. 69)

п — показатель степени; для запыленного потока (мазут, твердое топливо) п=4.

19. Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке:

=1* (55,5+26,05) = 81,55 Вт/ (м2 К) (2. 70)

где коэффициент омывания, зависящий от угла между направлением потока газов и осью труб; при угле 90 о.

20. Коэффициент тепловой эффективности поверхности нагрева (смотри [2]: с. 47, табл. 7−1; с. 48, табл. 7−3; с. 48, пункт 7−55): = 0,6

21. Коэффициент теплопередачи:

= 0,6*81,55 = 48,93 Вт/ (м2. К) (2. 71)

22. Тепло, воспринятое поверхностью нагрева по уравнению теплопередачи:

= = 2754.3 кДж/кг (м3) (2. 72)

Если при расчете методом последовательных приближений в первом приближении расхождение между и превосходит 2%, то следует сделать следующее приближение. Если имеются результаты расчета теплот в двух приближениях, можно прибегнуть к расчетно-графическому методу определения параметров на выходе из пучка.

Расхождения между и получились равными 15%.

2.7 Расчёт чугунного экономайзера ВТИ

Чугунный экономайзер является дополнительной поверхностью нагрева, которая использует (экономит) тепло, которое иначе выбрасывалось бы после котельного пучка в атмосферу, а теперь служит для подогрева питательной воды.

Расчет чугунного экономайзера является не поверочным, а конструкторским, так как известны температуры и энтальпии продуктов сгорания перед и после экономайзера. Необходимо определить площадь поверхности экономайзера и разместить ее в виде чугунных ребристых труб в газоходе.

1. Температура газов перед экономайзером (из расчета котельного пучка):

= 300 0С

2. Энтальпия газов перед экономайзером при (из таблицы 2):

= 3216,1 кДж/кг (м3)

3. Температура уходящих газов (из задания):

= 204 0С

4. Энтальпия уходящих газов при (из таблицы 2):

= 2213. 9кДж/кг (м3)

5. Количество тепла, переданного газами поверхности нагрева:

=0,988* (3216,1−2213. 91+0,05*84. 77) = 994. 3,2кДж/кг (м3) (2. 73)

6. Температура питательной воды (из задания): =100 0С

7. Энтальпия питательной воды ([9], с. 204, табл. ХХIII): =419,06 кДж/кг

8. Энтальпия воды за экономайзером:

= = 573. 87,2 кДж/кг (2. 74)

9. Температура воды за экономайзером:

=-2,186+0,250*573,9−1,455*10-5* (573,9) 2=136,50С (2. 75)

10. Большая разность температур:

= 300−136,5 = 163,5 0С (2. 76)

11. Меньшая разность температур:

= 204−100= 104 0С (2. 77)

12. Среднелогарифмический температурный напор в экономайзере:

= =132,2 0С (2. 78)

13. Средняя температура газов в экономайзере:

= = 252 0С (2. 79)

14. Длина чугунной трубы (выбирается,, с. 262, номограмма 20; таблица 3):

=2000 мм

Таблица № 3 Параметры чугунных ребристых труб ВТИ

Длина, мм

1500

2000

2500

3000

Поверхность нагрева с газовой стороны, м2

2,18

2,95

3,72

4,49

Живое сечение, м2

0,088

0,120

0,152

0,184

Внутренний диаметр, мм

60

Размеры фланца, мм мм

150 150

15. Поверхность нагрева с газовой стороны одной трубы (таблица 3):

= 2,95 м2

16. Сечение одной трубы для прохода газов:

= 0,12 м2

17. Число труб в ряду поперек потока газов (выбираем):

= 8 шт/ряд

18. Живое сечение для прохода газов:

= 8*0,12 = 0,96 м2 (2. 80)

19. Средняя скорость потока газов (если отличается от диапазона 4−9 м/с, то следует уточнить предыдущие пункты расчета). Объем берется для водяного экономайзера из таблицы 1:

= = 4,65м/с (2. 81)

20. Коэффициент теплопередачи:

= 8,14+1,6*4,65 = 15,58 Вт/ (м2 0С) (2. 82)

21. Поверхность нагрева водяного экономайзера: 2

= = 209,03 м2 (2. 83)

Проводим конструкторскую проработку водяного экономайзера и распределяем трубы в его газоходах.

Выбираем экономайзер ЭП2-236 с характеристиками: количество рядов 16; количество труб в ряду 3; температура газов за экономайзером 155−163 оС; предельное рабочее давление (питательное) 28 кгс/см2, теплофикационное 15 кгс/см2; длина трубы 2000 мм; давление в межтрубном пространстве 300−160 мм. вод. ст.

2.8 Проверка теплового расчёта котлоагрегата

Тепловой расчет котельного агрегата проверяется по невязке теплового баланса. При отсутствии пароперегревателя и воздухоподогревателя невязка есть:

= 18 210*0,82- (12 365,5+1854,2+994. 3)

* (1−1/100) = 52. 44 кДж/кг (м3) (2. 84)

При правильном выполнении расчета величина невязки не превышает 0,5%, т. е.

(2. 85)

Приложение 1

Характеристики парогенераторов

Наименование

Тип КЕ

Тип ДЕ

6,5−14С

10−14С

25−14С

6,5−14ГМ

10−14ГМ

16−14ГМ

25−14ГМ

1

2

3

4

5

6

7

8

Паропроизводительность, кг/с

Объем топки, м3

Поверхность стен, м2

Лучевоспринимающая поверхность нагрева, м2

Площадь зеркала горения, м2

Поверхность нагрева котельного пучка, м2

Сечение для прохода газов, м2

Относительное положение максимума температур в топке ХТ

1,81

13,8

47

27,8

4,4

149

0,85

0

2,78

20,4

58

30,3

6,4

214

1,25

0

6,95

38,0

92,1

13,4

418

0

1,8

11,2

30,0

28,0

68

0,348

0,15

2,78

17,1

41,5

39,0

118

0,410

0,15

4,45

22,5

51,8

48,1

156

0,713

0,15

6,95

29,0

64,2

60,5

212

0,973

0,15

9

10

11

Диаметр труб, м

Шаг труб вдоль оси барабана, м

Шаг труб поперек оси барабана, м

Для всех 0,051

Для всех 0,090

Для всех 0,110

3. Аэродинамический расчёт котельной установки

Аэродинамический расчет теплогенерирующей установки является частью курсового проекта. Такой расчет позволяет определить гидродинамическое сопротивление газового и воздушного трактов и выбрать соответствующие дымососы и дутьевые вентиляторы для перемещения газовых и воздушных масс.

В аэродинамический расчёт входят:

Расчет топки и котельного пучка;

Расчёт газоходов;

Расчёт водяного экономайзера;

Расчёт и выбор золоуловителя;

Расчёт дымовой трубы;

Выбор дымососа и электродвигателя к нему;

Расчёт воздушного тракта, выбор дутьевого вентилятора и электродвигателя к нему.

Движение продуктов сгорания и воздуха рассматривается как движение вязких жидкостей, имеющих турбулентный характер и происходящих при изменении температуры. При движении продуктов сгорания, обладающих вязкостью, возникает сопротивление, препятствующее их движению. На преодоление этих сопротивлений затрачивается часть энергии, которой обладает движущийся поток жидкости. Возникает сопротивлении, обусловленное силами трения движущегося потока о стенки канала и возрастают внутренние трения в потоке, при появлении на его пути различных препятствий. При скорости дымовых газов менее 10−12 м/с сопротивлением трения можно пренебречь и учитывать только местные сопротивления участков газовоздушного тракта.

3.1 Расчет топки и котельного пучка

Схема для расчета аэродинамического сопротивления котлов типа КЕ:

Рис. 2. Схема газовых потоков в теплогенераторе КЕ

Условно будем считать, что газовые потоки движутся с поворотами по линии АВСDEF.

Шаг труб пучка вдоль оси барабана SВД = 0,090 м.

Шаг труб пучка поперек оси барабана SПОП =0,110 м.

Наружный диаметр труб dH = 0. 051 м.

Шаг труб поперек потока газа S1, м.

Шаг труб вдоль потока газа S2, м.

Аэродинамическое сопротивление котла:

=15+166. 4=181.4 Па. (3. 1)

Здесь — сопротивление топки. Принимают =10−30 Па,

— сопротивление котельного пучка, Па:

, Па (3. 2)

Коэффициент запаса К = 1,15.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений включает учет поворотов потока газов и сопротивление пучка труб на линиях ВС, CD, и DЕ

=24. 78 (3. 3)

Примем, что.

Линия ВС (DE) — движение газа поперек оси барабана.

Коэффициент сопротивления при движении газа вдоль линии ВС (DE)

(3. 4)

где zВС - число рядов труб вдоль линии ВС.

Коэффициент зависит от геометрии взаимного расположения труб в пучке и режима течения потока газов. В данном случае шаг труб поперек потока газа

S1 = SВД = 0,090 м (3. 5)

А шаг труб вдоль потока газов

S2 = SПОП = 0,110 м (3. 6)

Для (3. 7)

(3. 8)

где число Рейнольдса. Средняя скорость потока, м/с, и кинематическая вязкость, м2/с, при средней температуре потока берутся из теплового расчета котельного пучка.

Линия CD — движение газа вдоль оси барабана.

Здесь =0. 17*14=2. 38 (3. 9)

где zСD - число рядов труб вдоль линии СD.

В данном случае

S1 = SПОП = 0,110 м (3. 10)

S2 = SВД = 0,090 м (3. 11)

=1,51

Для

(3. 12)

Средняя плотность газов в котельном пучке определяется температурой потока газов, которую берут из теплового расчета котельного пучка, а также массой и объемом газов для нормальных условий (смотри таблицу для котельного пучка)

кг/м3 (3. 13)

Аналогично строят схему потоков газов в теплогенераторах типа ДЕ и проводят расчет с учетом геометрии взаимного расположения труб в пучке и направления движения потока газов.

3.2 Расчёт газоходов

Схема газового тракта

Для удобства и упрощения расчетов газовый тракт разбивают на участки:

I участок — соединяет котельный пучок с водяным экономайзером;

II участок — соединяет водяной экономайзер с золоуловителем;

III участок — соединяет золоуловитель с дымососом;

IV участок — соединяет дымосос с кирпичным газоходом;

V участок — кирпичный газоход.

Следует учитывать, что участки могут состоять из подучастков.

Местное сопротивление участков газохода:

, Па

— сумма коэффициентов местных сопротивлений на всем участке;

, кг/м3 — средняя плотность дымовых газов на участке;

, м/с — гидродинамическая скорость.

Плотность дымовых газов на участке:

=0,72, кг/м3

где о, кг/м3 — плотность дымовых газов при нормальных условиях (0оС, 760 мм рт. ст.), — средняя температура газов на участке.

Для I участка:

=0,48, кг/м3;, оС

Для участков II-V:

, кг/м3;, оС

Для водяного экономайзера:

, кг/м3;, оС

Коэффициенты местных сопротивлений учитывают местные сопротивления участков газохода: повороты потока, сужения, расширения и т. д.

Поворот потока на:

45о

0,5

90о

1

135о

0,5

180о

2

Сужения, расширения:

Внезапное расширение:

,

где Fб и Fм2) — большая и меньшая площади поперечных сечений участка расширения.

Внезапное сужение:

,

Плавное сужение, расширение:

; к=f ()

где l, l1, l2 — геометрические размеры участка местного сопротивления, к — коэффициент, зависящий от величины угла при вершине участка местного сопротивления:

10о

15о

20о

25о

30о

35о

> 45о

к

0,17

0,27

0,4

0,6

0,85

0,93

1,0

Гидродинамическая скорость дымовых газов на участке зависит от живого сечения участка газохода и объемного расхода продуктов сгорания:

, м/с

где Vд, м3/с — объемный расход продуктов сгорания, Fж, м2 — живое сечение участка газохода.

Для определения площади живого сечения сложного участка газохода, его необходимо разбить на подучастки:

, м2

где l1, l2, ln — длины подучастков, м; F1, F2, Fn — площади их живого сечения, м2.

Если длины подучастков одинаковы или приняты таковыми, тогда:

, м2

где n — число подучастков.

Объемный расход продуктов сгорания на I участке:

, м3

где Вр, кг/с — расчетный расход топлива, Vкп, м3/кг — объем дымовых газов в котельном пучке.

Объемный расход продуктов сгорания в водяном экономайзере:

, м3

где Vвэ, м3/кг — объем дымовых газов в водяном экономайзере.

Объемный расход продуктов сгорания на II участке:

, м3

где м=0,001/м — величина присосов холодного воздуха в металлические газоходы на 1 метр длины, lII, м — длина II участка газохода, Vво, м3/кг -. теоретический объем воздуха.

Объемный расход продуктов сгорания на III участке:

, м3

где

lIII, м — длина III участка газохода.

Объемный расход продуктов сгорания на IV участке:

, м3

где lIV, м — длина IV участка газохода.

Объемный расход продуктов сгорания на V участке:

, м3

где lV, м — длина V участка (кирпичного газохода), к=0,005/м — величина присосов холодного воздуха в кирпичные газоходы на 1 метр длины.

I участок.

1. Плотность газов:

(3. 14)

2. Коэффициенты местных сопротивлений:

=0,5+1,05=1,56; (3. 15)

(3. 16)

; (3. 17)

(3. 18)

; (3. 19)

;

; K=1 (3. 20)

По таблице принимаем к;

3. Живое сечение:

=2,15; где — количество подучастков. (3. 21)

; (3. 22)

4. Гидродинамическая скорость:

, м3/с (3. 23)

; (3. 24)

5. Местное сопротивление:

; (3. 25)

II участок.

1. Плотность газов:

(3. 26)

2. Коэффициенты местных сопротивлений:

; (3. 27)

(3. 28)

; (3. 29)

; (3. 30)

; (3. 31)

=0, 19;

; (3. 32)

По таблице принимаем коэффициент к;

3. Живое сечение:

; (3. 33),; (3. 34)

; (3. 35)

4. Гидродинамическая скорость:

(3. 36),; (3. 37)

5. Местное сопротивление:

; (3. 38)

III участок.

1. Плотность газов:

(3. 39)

2. Коэффициенты местных сопротивлений:

; (3. 40)

; (3. 41)

м2; м2; (3. 42)

; (3. 43)

(3. 44)

; (3. 45)

м2; (3. 46)

; м2 (3. 47)

3. Живое сечение:

; (3. 48),; (3. 49)

; (3. 50)

4. Гидродинамическая скорость:

(3. 51)

; (3. 52)

5. Местное сопротивление:

; (3. 53)

IV участок.

1. Плотность газов:

(3. 54)

2. Коэффициенты местных сопротивлений:

; (3. 55),; (3. 56)

, м2; (3. 57), м2; (3. 58)

; (3. 59)

3. Живое сечение:

; (3. 60)

4. Гидродинамическая скорость:

(3. 61)

; (3. 62)

5. Местное сопротивление:

; (3. 63)

V участок.

1. Плотность газов:

(3. 64)

2. Коэффициенты местных сопротивлений:

; (3. 65)

; (3. 66)

м2; м2; (3. 67)

3. Живое сечение:

; (3. 68)

4. Гидродинамическая скорость:

(3. 69)

; (3. 70)

5. Местное сопротивление:

;

Аэродинамическое сопротивление газоходов:

=208,52, Па

3.3 Расчет водяного экономайзера

Схема водяного экономайзера

Сопротивление труб водяного экономайзера рассматривается как местное сопротивление:

; (3. 71)

— коэффициент запаса;

; (3. 72)

; (3. 73)

где — число рядов труб водяного экономайзера;

=0,8; (3. 74)

; (3. 75)

Гидродинамическая скорость дымовых газов определена в разделе тепловой расчет и конструирование водяного экономайзера.

3.4 Расчет и выбор золоуловителя

Для отчистки выбрасываемых в атмосферу продуктов сгорания и защиты рабочих колес дымососов от уноса (летучей золы и частиц несгоревшего топлива) в промышленных и отопительных котельных при сжигании твердого топлива устанавливаются золоуловители.

Качество работы золоуловителя принято характеризовать полным и фракционным КПД. Полным КПД золоуловителя называют отношение массы уноса, уловленного в золоуловителе, к массе входящего в него уноса. Фракционным КПД золоуловителя называется отношение уловленного уноса определенной фракции к массе уноса той же фракции, поступившей в золоуловитель. Полный КПД позволяет судить об эффективности отчистки продуктов сгорания от уноса определенного фракционного состава в данной конструкции золоуловителя. Фракционный КПД характеризует степень совершенства данной конструкции золоуловителя.

Все конструкции золоуловителей, применяемых для улавливания уноса, по принципу их работы можно разбить на следующие группы: сухие инерционные золоуловители, мокрые золоуловители, электрофильтры и комбинированные золоуловители. В сухих инерционных золоуловителях отделение частиц уноса от продуктов сгорания происходит за счет центробежных или инерционных сил. В мокрых золоуловителях частицы уноса отделяются путем промывки или орошения продуктов сгорания водой и осаждения частиц на смачиваемую поверхность, а также улавливанием частиц на водяной пленке. В электрофильтрах улавливание частиц происходит путем осаждения их на электроды под действием электрического поля. В комбинированных золоуловителях сочетаются различные методы.

Из различных конструкций инерционных золоуловителей в промышленных и отопительных котельных применяют циклоны и батарейные циклоны. Очистка продуктов сгорания в циклоне происходит за счет центробежной силы, развивающейся при сообщении потоку сложного вращательного и поступательного движения.

Схема циклона:

отвод продуктов сгорания,

винтообразная крышка,

центральный патрубок,

корпус циклона,

выпускное отверстие,

бункер,

устройство для удаления золы.

Золоуловитель устанавливается, если выполняется условие:

(3. 76)

где Вр, кг/с — расчетный расход топлива; Ар, % - зольность топлива в рабочем состоянии.

В качестве золоуловителя принимается стандартный блок циклонов по справочнику [] стр. 344, таблица № 11.9 в зависимости от расхода дымовых газов на II участке (VдII, м3/с или тыс. м3/час). При выборе золоуловителя необходимо указать его основные характеристика, а также конструктивные особенности и габаритные размеры.

Следует учитывать, что табличное значение аэродинамического сопротивления золоуловителя (hтабл) указано при стандартных условиях (Vтабл и tгазов=150 оС). Для того, чтобы найти сопротивление золоуловителя для своих условий (VдII, м3/с и tух, оС) необходимо воспользоваться формулой:

, Па (3. 77)

Тип циклона: ЦН-2x2x400. Диаметр циклона 400 мм; Количество циклов в блоке по глубине 2 шт, ширине 2 шт; Условное сечение в блоке 0.5 м2; длина 1278 мм, ширина 1380 мм, высота 3995 мм; масса 0. 97.

3.5 Расчет высоты и аэродинамического сопротивления дымовой трубы

В современных теплогенерирующих установках дымовая труба потеряла свою роль основного создателя тяги, которую теперь выполняет дымосос, хотя самотяга трубы и уменьшает требуемое полное давление, создаваемое дымососом. Сейчас дымовая труба играет роль рассеивающего устройства, которое уменьшает концентрацию вредных выбросов до санитарных норм в приземном, на уровне роста человека, слое.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой