ГТиАТС / курсаки (готовые лабы) / ТГУ 12 / ТГУ записка

Министерство образования и науки Российской Федерации

Красноярская Государственная

Архитектурно-строительная Академия

Кафедра ТГВ

Дисциплина: ТГУ

(до 14 стр)

Курсовой проект

«Теплогенерирующие установки и очистка выбросов»

Выполнила: студентка гр. И32-1

Сколоветрова Н. В.

Проверил: преподаватель

Целищев А.В.

Красноярск 2005

СОДЕРЖАНИЕ

1. Тепловой расчёт паровых котлов “КЕ” производительностью 2.5 – 10 т/ч

с экономайзером из чугунных труб…………………………………….………. …….4

1.1 Водяной экономайзер……………………………………………………….………….....6

1.2 Определение количества воздуха, необходимого для горения, состава и объёма дымовых газов и их энтальпии………….……………………....………………...………….8

1.3 Составление теплового баланса котельного агрегата и определение часового расхода………………………………………………….……………………….....…………12

2. Расчет отопительно-производственной котельной с паровыми котлами для закрытой системой теплоснабжения…………………………………………….……………………..15

2.1 Принципиальная тепловая схема котельной с паровыми котлами для закрытой системы теплоснабжения…………………………………………………………………....15

2.2 Расчет тепловой схемы…………………………………………………………………..17

2.3 Подбор технологического оборудования……………………………………………....20

3. Аэродинамический расчет паровых котельных агрегатов малой мощности.......….….21

3.1 Аэродинамический расчет газового тракта……………………………………………..21

3.2 Расчет сопротивления газового тракта с экономайзером……………………………...25

3.3 Выбор высоты дымовой трубы. Ее сопротивление……………………………………26

3.4 Подбор тягодутьевых машин……………………………………………………………28

3.5 Подбор золоуловителя…………………………………………………………………...28

4. Топливоподача…………………………………………………………………………….29

5. Золошлакоудаление……………………………………………………………………….31

Список литературы…………………………………………………………………….....

Графическая часть………………………………………………………………………...

СФУ ИГУРЭ КП -270109.65 - №077057

Изм Изм изизИИиииИИИИзмИзм

лЛЛЛЛист

№док.

Подп

Дата

Р

Коржикова

Теплогенерирующие установки

Лит.

Лист

Листов

Проверил

Целищев

У

3

ТГВ

1. ПАРОВЫЕ КОТЛЫ НА ТВЕРДОМ ТОПЛИВЕ ТИПА "КЕ"

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬЮ 2. 5 - 10 т/ч.

Целью конструктивного расчета является определение количества воздуха необходимого для горения, состава и объёма дымовых газов и их энтальпии, состояние теплового баланса котельного агрегата и определение часового расхода топлива.

Серия паровых котлов со слоевыми топками разработана Бийским котельным заводом (БиКЗ) совместно с научно-производственным объединением Центральный котлотурбинный институт (НПО ЦКТИ). Котлы типа "КЕ" имеют унифицированные верхний и нижний барабаны с внутренним диаметром 1000 мм и расстоянием между ними 2750 мм, а также боковые экраны и конвективный (кипятильный) пучок. На рис.1 показан общий вид этих котлов.

Боковые стены топочной камеры экранированы, фронтовая и задняя стены выполнены из огнеупорного кирпича (без экранов). Ширина топочной камеры котлов производительностью 2,5; 4,0; 6,5 т/ч по осям экранных труб составляет 2270 мм, ширина топочной камеры котла производительностью 10 т/ч – 2784 мм. Глубина камеры изменяется от 1690 до 2105 мм.

С правой стороны задней стенки топочной камеры котлов имеется окно, через которое продукты сгорания поступают в камеру догорания и далее в конвективный пучок.

Вход камеры догорания наклонен таким образом, чтобы основная масса падающих в нее кусков топлива скатывалась на решетку. Трубы конвективного пучка, развальцованные в верхнем и нижнем бараба­нах, установлены с шагом вдоль барабана 90 мм и поперечным шагом 110 мм (за исключением среднего, равного 120 мм, и боковых пазух, ширина которых 195-387 мм).

В конвективном пучке разворот газов осуществляется в горизонтальной плоскости при помощи шамотной и чугунной перегородок.

Боковые экраны и крайние боковые ряды труб пучка имеют общий нижний коллектор.

В котлах применены схемы одноступенчатого испарения. Питательная вода из экономайзера подается в верхний барабан под уровень воды по перфорированной трубе. В нижний барабан котловая вода опускается по задним трубам конвективного пучка, передние трубы которого являются испарительными.

Из нижнего барабана она по перепускным трубам поступает в камеры левого и правого экранов. Кроме того, вода идет в нижние коллекторы боковых экранов из верхнего барабана по опускным стоякам, расположенным на фронте котла. Пароводяная смесь выходит из испарительных труб в верхний барабан, где происходит барботаж пара через слой воды. Отсепарированный пар проходит через дырчатый потолок, установленный на расстоянии 50мм от верхней образующей барабана, и направляется в паровой коллектор.

Боковые стены котлов закрыты натрубной обмуровкой, состоящей из слоя шламотобетона толщиной 25 мм по сетке и нескольких слоев изоляционных плит толщиной около 100 мм. Натрубная обмуровка покрывается снаружи металлической обшивкой толщиной 2 мм, привариваемой к каркасу.

Котлы оборудуются системой возврата уноса и острым дутьем. Унос, оседающий в зольниках котла, возвращается в топку при помощи эжекторов. Воздух острого дутья вводится в топку через заднюю стенку при помощи сопел диаметром 20мм. В таблице прил. 1 приведены технические характеристики котлов.

Лист

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

.

4

Лист

Рис.1 Общий вид котлов “КЕ” с цепными решетками обратного хода

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

5

1.1 ВОДЯНОЙ ЭКОНОМАЙЗЕР

Теплоту, заключенную в уходящих газах, частично используют путем подогрева питательной воды в водяном экономайзере.

Котлы малой мощности оборудуются экономайзерами из ребристых чугунных труб, которые могут быть собраны на месте из отдельных труб или поставлены заводом в виде блока. На рис. 2 показан одноколонковый экономайзер для котла "КЕ-10-14С".

Поверхность нагрева образована из оребренных чугунных труб, соединенных в змеевики U- образными калачами (при помощи фланцев на болтовом соединении) Две стенки экономайзера создаются фланцами труб, калачи находятся снаружи. Две другие стенки выкладываются из кирпича. Вода перемещается в теплообменнике снизу вверх и подается в барабан котла на испарение. Газы двигаются: сверху вниз (навстречу воде). Температура воды при входе в экономайзер должна превышать на 10^оС температуру точки росы дымовых газов для предотвращения конденсации влаги и развития процессов коррозии.

Ребристые экономайзеры очищают от золы паром при помощи обдувочного устройства, помещаемого между блоками труб. В таблице прил. 2 приведены технические характеристики экомайзеров.

Лист

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

6

Рис.2 Блочный чугунный экономайзер “ЭП1 - 330” для котла “КЕ-10-14С”: 1-оребренные чугунные трубы; 2 – калач; 3 – обдувочное устройство

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

7

1.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОЗДУХА, НЕОБХОДИМОГО ДЛЯ ГОРЕНИЯ, СОСТАВА И ОБЪЕМА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ И ИХ ЭНТАЛЬПИИ.

Элементарный состав твердого топлива на рабочую массу задается следующим уравнением:

C^r+H^r+O^r+N^r+S^r+A^r+W^r=100%,

где C^r, H^r, О^r, N^r, S^r - содержание химических элементов (углерод, водород, кислород, азот, сера), % по массе;

A^r - содержание минеральной части в топливе, % по массе;

W^r - содержание влаги, % по массе.

Необходимый объем воздуха, а также состав дымовых газов вычисляют при нормальных условиях для 1кг топлива по балансовым уравнениям реакций.

Теоретический объем воздуха (м³/кг) определяют по формуле:

V⁰_В=0,0889∙(С^r + 0,375·S^r) + 0.265∙H^r - 0.033∙ О^r

V⁰_В=0,0889∙ (43,9+ 0,375∙0,5) + 0,265∙3,2 – 0,033∙11,4 = 4,37

Объем диоксида углерода - по формуле

V_CO2 =0.0187∙ C^r

V_CO2 =0,0187∙ 43,9=0,821

Объем диоксида серы - по формуле

V_SO2 =0.0069∙ S^r

V_SO2 =0,0069∙ 0,5=0,0035

Теоретический объем азота (м³/кг) в продуктах сгорания при теоретическом объеме воздуха находят по формуле:

V⁰_N2 =0.79 ∙V⁰_В + 0.008∙ N^r

V⁰_N2 =0,79 ∙4,37+ 0,008 ∙0,7=3,46

Водяные пары в дымовых газах образуются в результате сгорания водорода топлива и испарения влаги, а также вносятся поступающим воздухом. Теоретический объем водяных паров рассчитывают по формуле:

V⁰_H2O = 0.111∙H^r+0.0124∙W^r+0.0161∙V⁰_B

V⁰_H2O = 0,111∙3,2+0,0124∙23,5+0,0161∙4,37=0,72

Принято обозначать сумму объемов диоксидов серы и углерода (сухих трехатомных газов) как V_RO2. Теоретический объем дымовых газов определяют по формуле:

V⁰_г = V_RO2 + V⁰_H2O + V⁰_N2 .

V_RO2 = V_SO2 + V_CO2 = 0,0035 +0,821 = 0,825

V⁰_г = 0,825+0,72 + 3,46= 5,01

Избыточный объем воздуха (м³/кг), попавшего в газоход, можно определить таким образом:

ΔV_В=(_ср-1) ∙ V⁰_В

Лист

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

8

Топка: ΔV_В=(1,35-1) ∙ 4,37 = 1,53

Кипятильные трубы: ΔV_В=(1,45-1) ∙ 4,37 =1,97

Экономайзер: ΔV_В=(1,55-1) ∙ 4,37=2,40

Избыточный объем водяных паров (м³/кг) находят по формуле:

V_H2O = 0.0161 ∙ V_В

Топка: V_H2O = 0,0161 ∙ 1,53=0,025

Кипятильные трубы: V_H2O = 0,0161 ∙1,97 = 0,032

Экономайзер: V_H2O = 0,0161 ∙ 2,4 =0,039

Действительные объемы продуктов сгорания и водяных паров определяют по формулам

V_г = V_г⁰+ΔV_В+ΔV_H2O;

V_H2O = V⁰_H2O+V_H2O

Топка: V_г = 5,01 +1,53+0,025 = 6,565; V_H2O = 0,72+ 0,025= 0,745

Кипятильные трубы: V_г = 5,01+1,97+0,032= 7,012; V_H2O = 0,72+0,032=0,752

Экономайзер: V_г = 5,01 + 2,4+0,039=7,449; V_H2O = 0,72+0,039=0,759

При тепловом расчете котельного агрегата необходимо знать объемные доли трехатомных сухих газов r _RO2 и водяных паров r _H2O, которые определяют так:

r_RO2 = (V_SO2 + V_CO2)/V_г ;

r_H2O = V_H2O/V_г

Топка: r_RO2 = (0,0035+ 0,821)/6,565=0,126; r_H2O=0,745/6,565=0,114

Кипятильные трубы: r_RO2 =(0,0035+ 0,821)/7,012=0,118; r_H2O = 0,752 /7,012=0,107

Экономайзер: r_RO2 =(0,0035+ 0,821)/7,449=0,111; r_H2O =0,759 /7,449=0,102

Объемную суммарную долю трехатомных газов находят по формуле:

r_n= r_H2O + r_RO2

Топка: r_n= 0,114 + 0,126=0,24

Кипятильные трубы: r_n=0,107+ 0,118=0,225

Экономайзер: r_n= 0,102+0,111=0,213

При сжигании твердого топлива важно знать концентрацию летучей золы (г/м³) в дымовых газах, которую можно установить с помощью выражения:

μ=10 ∙ A^r ∙ а_ун/ V_г

Топка: μ=(10∙16,8∙0,2)/ 6,565=5,12

Кипятильные трубы: μ=(10∙16,8∙ 0,2)/ 7,012=4,79

Экономайзер: μ==(10∙16,8∙ 0,2)/ 7,449=4,51

где а_ун - доля минеральной части топлива, уносимой газами (при слоевом сжигании 0,2).

После вычислений заполняется таблица (см. табл. 1).

Лист

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

9

Таблица 1

Лист

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

10

Состав продуктов сгорания

Энтальпию воздуха, газообразных продуктов сгорания, золы относят к 1кг сжигаемого топлива (кДж/кг) и находят по формулам:

H⁰_В=V⁰_В ∙ (C∙ Ө)_В; H_RO2=V_RO2 (C ∙ Ө)_RO2; H⁰_N2=V⁰_N2 ∙ (C ∙ Ө)_N2;

H⁰_H2O=V⁰ _H2O∙ (C ∙ Ө) _H2O; H_зл = а_ун ∙ А^r ∙ (C∙ Ө)_зл /100 ,

где (C∙ Ө) – произведение теплоёмкости на температуру

Энтальпия теоретического количества продуктов сгорания рассчитывается по формуле:

H⁰_г=H_RO2+H⁰_N2+H⁰_H2O+H_ЗЛ

Энтальпия действительного количества продуктов сгорания за каждым элементом вычисляют по формуле:

H_Г =H⁰_Г + (- 1) ∙H⁰_B

Энтальпия золы мала по сравнению с энтальпией дымовых газов. По этой причине в теплотехнических расчётах её учитывают только в тех случаях, когда

1000 ∙ а_ун ∙ A^r/Q^r_н > 25,

где Q^r_н - низшая теплота сгорания на рабочую массу, кДж/кг

В нашем случае:

1000 ∙ 0,2 ∙ 16,8/16830 = 0,2< 25;

Следовательно H_ЗЛ не учитывается.

Значение энтальпии продуктов сгорания подсчитывают и сводят в таблицу (см. таблицу 2)

Таблица 2 - Энтальпия продуктов сгорания для различных значений температур

Лист

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

11

1.3 СОСТАВЛЕНИЕ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧАСОВОГО РАСХОДА ТОПЛИВА

Уравнение, связывающее приход и расход теплоты в котельном агрегате, представляет его тепловой баланс, который составляют относительно температуры поступающего на горение воздуха. Приходная часть может быть выражена в общем случае уравнением:

Q^р_р= Q^r_н + Q_тл

где Q^р_р - располагаемая теплота, кДж/кг;

Q^r_н - теплота сгорания, кДж/кг;

Q_тл - теплота, вносимая топливом, кДж/кг.

Общее уравнение теплового баланса котельного агрегата при сжигании твердого топлива имеет вид:

Q^р_р= Q₁+ Q₂+ Q₃+ Q₄+ Q₅+ Q₆ ,

где Q₁ - теплота, использованная для получения пара, кДж/кг;

Q₂, Q₃, Q₄, Q₅, Q₆ - потери теплоты соответственно с уходящими газами, от химического недожога, механического недожога, ограждающих конструкций в окружающую среду и потери с физической теплотой шлака, удаляемого из топки, кДж/кг.

Если разделить почленно эти уравнения на Q^р_р и умножить на 100, то получим уравнение:

q₁+ q₂+q₃+q₄+q₅+q₆=100%

В приведенном уравнении

q₁= Q₁ ∙100/ Q^р_р ,% ;

q₂= Q₂ ∙100/ Q^р_р ,% , и т.д.

Коэффициент полезного действия котлоагрегата можно подсчитать по формуле:

h_ка=100 - ( q₂+q₃+q₄+q₅+q₆)

Потери теплоты (%) с уходящими газами устанавливают по формуле:

q₂=(H_ух - a_ух ∙ H⁰_хв) ∙ (10 - q₄)/ Q^р_{р ,}

где H_ух - энтальпия уходящих газов; H⁰_хв - энтальпия воздуха, теоретически необходимого для горения, при температуре, с которой он поступает в котельный агрегат, кДж/кг.

Потери теплоты от химического q₃ и механического q₄ недожога принимают по /2/, для котлов «КЕ» можно взять значения q₃=0,5%; q₄=5.

Потеря теплоты от наружного охлаждения котлоагрегата q₅ находится по номограмме; q₅=1,75

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

12

Изм

Потеря с теплотой шлака q₆ вводится в расчет для всех видов твердого топлива при слоевом сжигании и определяется по формуле:

q₆=а_шл∙ (C∙Ө)_шл ∙A^r/ Q^р_р ,

где С – теплоёмкость шлака, кДж/кг; Ө_шл – температура шлака, ⁰С; A^r – зольность топлива, %

Температуру шлака при удалении его в твердом состоянии прини­мают 600 ⁰С, произведение (C∙Ө)_шл=(C∙Ө)_зл принимают по таблице (560,6кДж/нм³).

Для котельного агрегата можно составить балансное уравнение, отнесенное к 1 часу работы:

B∙Q₁=D∙Q_ка,

где B - часовой расход топлива, кг/ч; D - паропроизводительность котлоагрегата, кг/ч; Q_ка- количество тепла, сообщенное питательной воде при превращении ее в пар, кДж/кг пара.

Для котлоагрегата, вырабатывающего насыщенный пар, верно следующее уравнение:

Q_ка=(h″- h_пв) + (π/100) ∙ (h′- h_пв),

где h″- энтальпия насыщенного пара, кДж/кг; h′- энтальпия котловой воды, кДж/кг; h_пв -энтальпия питательной воды, кДж/кг; π -степень продувки котла, %.

h″=2788 кДж/кг,

h′= 830 кДж/кг,

h_пв = 419,1 кДж/кг.

Поскольку коэффициент полезного действия котельной установки это отношение величины использованного тепла к величине располагаемого, то:

η_ка= Q₁/Q^р_р

Так как при тепловом расчете известны котел и параметры его работы, то из данных формул выводится выражение для определения расхода топлива:

B= D[(h″- h_пв) + (π/100) ∙ (h′- h_пв)]/ Q^r_н ∙ η_ка,

Для котла, работающего на твердом топливе, вводится понятие расчетного часового расхода топлива, B_р:

B_р=B ∙ (1-q₄/100),

Все расчеты сводят в таблицу (см. таблицу 3).

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

13

Тепловой баланс котельного агрегата

Таблица 3

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

1

2. Расчет отопительно-производственной котельной с паровыми котлами для системы теплоснабжения

2.1 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЕЛЬНОЙ С ПАРОВЫМИ КОТЛАМИ ДЛЯ ЗАКРЫТОЙ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

На тепловых схемах котельной с помощью условных графических изображений показывается основное и вспомогательное оборудование, объединяемое линиями трубопроводов для транспортировки теплоносителя в виде пара или воды. На принципиальной тепловой схеме (рис. 3) показываются лишь главное оборудование (котлы, подогреватели, деаэраторы, насосы) и основные трубопроводы без арматуры, вспомогательных трубопроводов, без уточнения качества и расположения оборудования. Показываются расходы и параметры теплоносителя.

Насыщенный пар давлением Р₁ = 1,4 МПа вырабатывается котлом 1. Паровой котел работает устойчиво при этом давлении. Пар этого давления может направляться технологическим потребителям, если это необходимо для осуществления технологического процесса. Для многих технологических потребителей, для собственных нужд котельной и для подогрева сетевой воды в теплообменниках давление пара снижают до Р₂=0,7 МПа в редукционной установке 2.

Количество пара, отбираемого из котлов, должно быть восполнено подачей питательной воды в верхний барабан котла. Питание котельной производят водопроводной (сырой) водой, которая проходит обработку: химводоочистку и деаэрацию. При этом вода утилизирует тепло различных процессов, осуществляемых самой котельной.

Сырая вода подается из водопровода насосом 3. Часть воды проходит через теплообменник 4, обогреваемый паром по трубе 5. Конденсат после теплообменника подается в деаэратор 6 по трубе 7.

Вода после теплообменника смешивается с холодной и подается на химводоочистку (ХВО). Часть подаваемой воды используется на собственные нужды ХВО. Затем вся вода проходит охладитель продувочной воды 8 и охладитель выпара 9, утилизируя теплоту продувочной воды и выпара, а затем подаётся в деаэратор 6. Для деаэрации воды используется насыщенный пар, подаваемый по трубе 10. образовавшийся выпар (смесь водяного пара и газов) подаётся в охладитель выпара Р.

С точением времени в котловой воде могут накапливаться соли жесткости, которые при определенной концентрации образуют накипь на стенках труб котла. Чтобы не допустить этого, часть котловой воды с повышенной концентрацией солей жесткости постоянно удаляет, заменяя ее водой питательной. Эта операция, сброс котловой воли, называется продувкой котла. Различает непрерывную и периодическую продувки парового котла. Необходимость продувки и ее величина устанавливаете я при расчете химводоочистки.

Теплота удаляемой котловой воды утилизируется. С этой целью она поступает вначале в сепаратор 11, где происходит понижение давлений до Рз =0,17 МПа и отделение образовавшегося пара от воды. Пар полезно используется в деаэраторе, куда подается па трубе 12. Вода поступает в охладитель продувочной воды 8, где тепло ее используется для нагрева химически очищенной воды.

Питательная вода, прошедшая обработку, насосом 13 подается в котел 1.

Производственные потребители после осуществления технологического процесса возвращают часть конденсата, который по трубе 14 подается в деаэратор.

Для восполнения утечек в тепловой сети из бака деаэратора насосом 15 забирается некоторое количество воды и подается по трубе 16 в обратную магистраль.

В тепловой сети движение теплоносителя (воды) создаёт сетевой насос 17. В теплообменниках 18 вода нагревается до необходимой температуры насыщенным паром. Конденсат пара поступает в деаэратор.

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

1

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

1

2.2 РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ С ПАРОВЫМИ КОТЛАМИ ДЛЯ ЗАКРЫТОЙ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Расчет тепловой схемы котельной производится с целью определения расхода пара и воды для отдельных узлов при характерных режимах работы котельной и составления общего материального баланса пара и воды.

Необходимые вычисления производят в табличной форме (табл. 4). Результаты расчета являются исходными данными для выбора оборудования котельной, в том числе количество и типа котлоагрегатов.

В процессе расчета схемы расход пара на деаэрацию питательной воды уточняется методом последовательных приближений. Предлагаемый метод расчета позволяет уточнить этот расход после одного приближения, при чем погрешность не превышает 5%.

Абсолютное значение величины расхода пара на деаэрацию питательной воды вычисляется по удельному расходу пара. Удельный расход пара определяется по графику.

После определения расхода пара на сетевые подогреватели для дальнейшего расчета тепловой схемы используют данные расчеты химводоочистки. Расчет химводоочистки (ХВО) начинается с составления предварительного пароводяного баланса котельной (без учета непрерывной продувки). При этом используют формулы из табл. 4, вычисляя значения, отмеченных звездочкой. Из этих формул выбрасываются величины, связанные с продувкой (п=0). Из расчета ХВО устанавливают необходимость непрерывной продувки, ее величины, а также уточняют расход воды на собственные нужды химводоочистки.

Таблица 4

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

1

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

1

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

1

2.3 ПОДБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Теплообменники

Паровые теплообменники

Q_зим^I= D_Б(h₂-h₆)/3600

Для максимального зимнего периода берется два теплообменника.

Q=15,5(2765-694,3)/3600=10,0[MВт]

На I – 5,0 МВт=4,3Гкал

На II – 5,0 МВт

Марка: ПП1 – 32 – 7 – II

D = 530мм

L= 3800мм, ширина=770мм.

Поверхность нагрева = 32м²

Q_лет^I= D_Б(h₂ – h₆)/3600 = 4,1 (2765 – 694,3)/3600= 2,4 [МВт]=2,06Гкал

Марка: ПП2 – 24 – 7 – IV

D=480мм

L=3630мм, ширина=620мм.

Поверхность нагрева = 24,4м²

Водяные теплообменники

Q = G_Б (h₆ – 4,19t_кб)/3600

Q_зим= 15,5 (694,3 – 4,19*80)/3600=1,6МВт

Марка: ПВ – 325x2 – 1,0 D= 325мм

Количество секций-6

Q_лет= 4,1 (694,3 – 4,19*80)/3600=0,41МВт

Марка: ПВ – 127х2 – 1,0 D= 127мм

Количество секций-11

Деаэратор

Подбирается по суммарному весу потоков, поступающих в деаэратор.

G_∑= 22,22 для максимального зимнего режима.

Марка: ДА – 50/15

D = 2016мм L=5895мм

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

3. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОВЫХ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ МАЛОЙ МОЩНОСТИ

3.1 Аэродинамический расчет газового тракта

Для горения топлива в топку необходимо подавать воздух. Для удаления образовавшихся при горении газов и их перемещения через поверхность нагрева котельного агрегата надо осуществить тягу, которая может быть естественной, создаваемой дымовой трубой за счет разности в плотности горячих дымовых газов и воздуха и искусственной, создаваемой дымососами. Расчет плотностей и объемов газов по газоходам сведен в табл.5.

Аэродинамический расчет производится для определения производительности тяговой и дутьевой систем, перепад полных давлений в газовом и воздушном тракте и завершается выбором необходимых тягодутьевых машин. Расчет сопротивлений газового тракта сведен в табл. 6.

В котлах с уравновешенной тягой рассчитывают отдельно газовый и воздушный тракт.

Производительность и давление создаваемое тягодутьевой системой, определяется по данным теплового расчета для номинальной нагрузки котельного агрегата.

При сжигании котельных углей и бурых с W``<8 газовый тракт состоит из следующих основных элементов:

- собственно котел;

- экономайзер;

- золоуловитель;

- дымосос;

- дымовая труба.

Газоходы соединяют между собой элементы газового тракта. Воздуховод служит для подачи воздуха на горение.

При сжигании твердого топлива в атмосферу с дымовыми газами поступают значительное количество золы (пыль неорганическая, SiO₂2О-70%), оксида углерода, диоксида серы, оксидов азота.

Дымовая труба должна быть достаточной высоты для рассеивания этих веществ в атмосфере, так чтобы концентрация не превышала предельно допустимых (ПДК).

Каждый котельный агрегат комплектуется вентилятором и дымососом индивидуально.

Сопротивление газовоздухопроводов.

При разработке компоновки (расположение оборудования) котельного агрегата должна быть обеспечена рациональная трассировка газовоздухопровода и оптимальная форма их узлов. Простота схемы способствует повышению надежности и экономичности установки.

Схема и компоновка газовоздухопроводов должна быть такова, чтобы сопротивление основного потока воздуха или газов было минимальным при оптимальных значениях скоростей.

На коротких участках тракта сечения газовоздухопровода и, следовательно, скорости в них обычно определяются присоединительными размерами элементов оборудования, расположенных на этих участках. Для основных участков достаточно большой протяженности принимают скорости, обеспечивающие минимум суммарных эксплуатационных затрат, эти скорости называют экономическими.

Экономическая скорость газов и воздуха _ж в стальных газо-воздухопроводах и внешних газоходах зависит от конфигурации и конструкции, мощности установки, температуры газов или воздуха и т.д.

Условные обозначения: К – котел, Э – экомайзер, В – воздухоподогреватель, З – золоуловитель, Д – дымосос, ДТ – дымовая труба, А, Б – точки на сборном газоходе.

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

Таблица 5 - Действительные плотности и объемы газов по газоходам установки

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

Рис. 5 Внешние газоходы котельной установки с паровыми котлами КЕ 22-27- участки

(нумерация соответствует табл.6)

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

3.2 Расчет сопротивления газового тракта с экономайзером

Таблица 6 .

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

3.3 Выбор высоты дымовой трубы. Ее сопротивление.

Дымовые трубы являются сложным инженерным сооружением и для их строительства используют типовые проекты. Диаметр выходных отверстий подбирают на основе заданной скорости газов на выходе (w₀=20÷30 м/с при высоте трубы до 100м).

Предварительный диаметр выходной трубы отверстия:

d₀^*=0,018·(Q_дт/w₀)^1/2,

где Q_дт – объём газов в дымовой трубе, м³/ч.

d₀^*=0,018·(71920/20)^1/2=1,1м

По вычисленному диаметру принимаем ближайший из приведенных по типовому проекту, а также высоту металлической трубы: d=1,2м , H=30м.

Скорость газов в дымовой трубе:

w=(0,0188/d)²·Q_дт

w=(0,0188/1,2)²·71920=17,7

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

Количество летучей золы и несгоревшего топлива, выбрасываемое с дымовыми газами:

М=А^r ·B ·f ·(1 – 0,01 ·η),

где А^r – зольность топлива, %;

В=(В_р · N)/3,6= (1584· 3)/3,6=1320т/ч - расход топлива, г/с;

f – безразмерный коэффициент, характеризующий топку; η – эффективность работы золоуловителей, %.

М=16,8·1320·0,0035(1 – 0,01·90)=7,76г/с

Выброс оксида углерода:

М=0,001 ·В ·С_со·(1 – 0,01 ·q₄),

где С_со – выход оксида углерода при сжигании топлива, кг/т, определяется по формуле:

С_со=q₃ ·R ·Q_н^r,

где R – коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива(для твердого топлива R=1) ;

Q_н^r – низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг

С_со= 0,5·1·16,83=8,4кг/т

М=0,001·1320·8,4·(1 – 0,01·5)=10,5г/с

Выброс оксида азота:

М=0,001 ·В · Q_н^r · К_NO2 (1 - β),

где К_NO2 – параметр характеризующий количество оксида азота, образующихся на один ГДж теплоты, кг/ГДж(для котла КЕ 10-14С К_NO2=0,24);

β – коэффициент, зависящий от степени снижения выбросов оксидов азота в результате применения технических решений (для слоевых топок β=0);

Q_н^r – низшая теплота сгорания, МДж/кг.

М=0,001·1320·16,83·0,24· (1 - 0)=5,3г/с

Выброс диоксида серы:

М=0,02 ·В ·S^r ·(1 – μ_SO2),

где S^r – cодержание серы в топливе, %;

μ_SO2– доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива.

М=0,02·1320·0,5·(1 – 0,2)=10,6г/с

Сопротивление дымовой трубы складывается из сопротивления трения и сопротивления выхода в атмосферу.

Сопротивление трения для металлических труб вычисляется по формуле:

∆h_т^дт = (λ/d) ·H ·(w²/2) ·ρ,

где λ – безмерный коэффициент трения; Н – высота выбранной дымовой трубы, м; ρ – плотность дымовых газов, кг/м³.

∆h_т^дт=(0,03/1,2)·30·(17,7²/2) ·1,305=153,3Па

Сопротивление выхода в атмосферу:

∆h_м^дт=ξ·(w²/2) ·ρ,

где ξ=1 – коэффициент сопротивления.

∆h_м^дт= 1·(17,7²/2) ·1,305=204,4Па

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

3.4 Подбор тягодутьевых машин

Для подбора дымососа необходимо знать сопротивление газового тракта.

∆h_г=(∆h^гт+∆h^дт) ·(Р_бар/101,3)+h_т,

где ∆h^гт – сопротивление газового тракта котельного агрегата, Па, (включая котел, экономайзер, золоуловитель и газоходы);

∆h^дт=∆h_т^дт+∆h_м^дт=153,3+204,4=357,7Па – сопротивление дымовой трубы;

Р_бар – барометрическое давление района расположения котельной, кПа;

h_т – разряжение в топке, Па(20 – 30).

∆h_г=(1211,3+357,7) ·(98/101,3)+20=1590Па

Перепад давлений в газовом тракте:

∆H_п^г= ∆h_г – h_с^дт,

где h_c^дт – учитываемая в расчете самотяга дымовой трубы без поправки на барометрическое давление, Па, определяется по формуле:

h_c^дт=g·H ·(ρ_a – ρ_г),

где g – ускорение свободного падения, м/с²; ρ_а, ρ_г – соответсвенно плотность атмосферного воздуха и перемещаемой среды, кг/м³.

h_c^г=9,8·30·(1,293 – 0,86)=127,3 Па

∆H_п^г=1590– 127,3=1462,7 Па

Рассчитываем производительность дымососа, м³/ч, определяют по формуле:

Q_р=β₁·Q·(101,3/P_бар),

где β₁ =1,05 – коэффициент запаса по производительности;

Q=24765 м³/ч – расход дымовых газов.

Q_p =1,05·24765·(101,3/98)=26879м³/ч

Расчетное полное давление дымососа, Па, вычисляется по формуле:

H_p=β₂ ∆H_п^г,

где β₂=1,1 – коэффициент запаса по давлению;

Н_р= 1,1·1462,7=1609 Па

Для того чтобы установить, удовлетворяет ли данная машина требуемым значениям Q_p и Н_р необходимо привести Н_р к тем условиям, для которого составлена характеристика машины, по формуле:

Н_р^ПР=(1,293/ρ₀) ·[(273+θ)/(273+t)] ·(101,3/P_бар) ·Н_р,

где ρ₀ – плотность перемещаемых газов при нормальных условий, кг/м³;

θ – температура газов перед машиной, ⁰C; t – температура воздуха, ⁰С, при которой составлена характеристика.

Н_р^ПР= (1,293/1,305) ·[(273+143)/(273+200)] ·(101,3/98) ·1609=1449,3

Дымосос типа ДН11,2у

3.5 Подбор золоуловителя

Q= В_р ·[V⁰_г +( α – 1) ·V⁰_в] ·(273+θ)/273

V⁰_г=5,01 м³/кг

V⁰_в=4,37 м³/кг

Q= 1584 ·[5,01 +(1,7 – 1) ·4,37] ·(273+143)/273=19476м³/ч

Выбираем золоуловитель БЦУ-30С, m=2600 кг.

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

4. ТОПЛИВОПОДАЧА

Требования, изложенные в настоящем разделе, следует выполнять при проектировании сооружений для разгрузки, приемки, складирования и подачи топлива в котельную при его расходе до 150 т/ч.

При проектировании складов твердого топлива следует учитывать также требования Типовой инструкции по хранению каменноугольного топлива на электростанциях, предприятиях промышленности и транспорта, утвержденной Госпланом СССР и Госснабом СССР.

В приемно-разгрузочных устройствах должны предусматриваться устройства для механизированной разгрузки топлива, а также механизированной очистки вагонов от остатков топлива.

Склады твердого топлива и приемно-разгрузочные устройства, как правило, надлежит проектировать открытыми.

Проектирование закрытых складов топлива и приемно-разгрузочных устройств допускается для районов жилой застройки, при стесненных условиях площадки котельной, по специальным требованиям промышленных предприятий, вызванным особенностями технологии производства, при сжигании топлива, непригодного для открытого хранения.

Применение асфальта, бетона, деревянного настила для покрытия площадок под открытые склады топлива не допускается.

Емкость складов топлива следует принимать:

при доставке топлива автотранспортом - не более 7-суточного расхода*:

при доставке топлива железнодорожным транспортом - не более 14-суточного расхода.

В настоящем разделе суточный расход топлива определяется для режима, соответствующего тепловой нагрузке котельной в режиме самого холодного месяца.

Емкость склада топлива котельных угледобывающих и углеперерабатывающих предприятий при условии подачи угля конвейерным транспортом должна быть не более 2-суточного расхода.

Механизмы и оборудование, предусматриваемые для складских операций, не должны измельчать топливо, предназначенное для слоевого сжигания.

Расчетная часовая производительность топливоподачи котельной определяется исходя из максимального суточного расхода топлива котельной (с учетом перспективы расширения котельной) и количества часов работы топливоподачи в сутки.

В проекте топливоподачи, как правило, следует предусматривать установку дробилки для угля и фрезерного торфа. При работе на мелком топливе (0 - 25 мм) дробилки предусматриваться не должны.

Перед молотковыми и валково-зубчатыми дробилками следует предусматривать устройста для отсева мелких фракций топлива и электромагнитные сепараторы.

В системах пылеприготовления со среднеходными и молотковыми мельницами магнитные сепараторы следует предусматривать также после дробилок.

Системы топливоподачи, как правило, предусматриваются однониточными; допускается дублирование отдельных узлов и механизмов. При работе топливоподачи в три смены предусматривается двухниточная система, при этой часовая производительность каждой нитки принимается равной расчетной часовой производительности топливоподачи.

Для районов с расчетной температурой для проектирования отопления минус 20 °С и ниже установка ленточных конвейеров должна предусматриваться в закрытых галереях. Высота галереи в свету по вертикали принимается не менее 2,2 м. Ширина галереи выбирается исходя из устройства среднего продольного прохода между конвейерами шириной не менее 1000 мм и боковых (ремонтных) проходов вдоль конвейеров шириной не менее 700 мм.

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

2

При одном конвейере в галерее проходы должны быть шириной не менее 700 мм.

Допускаются местные сужения (на длине не более 1500 мм) основных проходов до 600 мм, боковых - до 350 мм, при этом в указанных местах конвейеры должны иметь ограждения.

В галереях через каждые 100 м необходимо предусматривать устройство переходных мостиков через конвейеры.

Бункера для твердого топлива надлежит проектировать с гладкой внутренней поверхностью и формой, обеспечивающей спуск топлива самотеком. Угол наклона стенок приемных и пересыпных бункеров для углей следует принимать не менее 55 °, для торфа и замазывающихся углей - не менее 60 °.

Угол наклона стенок бункеров котлов, конусной части силосов, а также пересыпных рукавов и течек для угля следует принимать не менее 60 °. Внутренние грани углов бункеров должны быть закруглены или скошены. На бункерах угля и торфа следует предусматривать устройства, предотвращающие застревания топлива.

Угол наклона ленточных конвейеров для транспортирования угля принимается не более 18 °. для торфа - не более 20 °.

При проектировании установок пылеприготовления для котельных с камерным сжиганием твердого топлива следует руководствоваться методическими материалами по проектированию пылеприготовительных установок котельных агрегатов тепловых электростанций.

Проект пылеприготовления должен быть согласован с заводом-изготовителем котлоагрегатов.

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

3

5. ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЕ

В котельных, предназначенных для работы на твердом топливе, системы золошлакоудаления должны обеспечивать надежное и бесперебойное удаление золы и шлаков, безопасность обслуживающего персонала, защиту окружающей среды от запыленности и загрязнения.

Системы золошлакоудаления выбираются исходя:

• из количества золы и шлаков, подлежащих удалению из котельной;

• из возможности промышленного использования золы и шлаков;

• из наличия плошадки для золошлакоотвала и ее удаленности от котельной.

• на обеспеченности водными ресурсами для гидрозолошлакоудаления;

• из физико-химических свойств золы и шлака.

При общем выходе золы и шлаков из котельной более 150 кг/ч для их удаления должны применяться механические, пневматические и гидравлические системы золошлакоудаления.

Удаление и складирование золы и шлака, как правило, следует предусматривать совместным. Раздельное удаление золы и шлака применяется при соответствующих требованиях их потребителей. Удаление золы и шлака допускается предусматривать индивидуальным для каждого котла или общим для всей котельной.

Выбор системы золошлакоудаления производится на основания сравнения технико-экономических показателей различных вариантов.

Для механических систем периодического транспортирования следует применять скреперные установки, скиповые и другие подъемники, для непрерывного транспортирования - канатно-дисковые, скребковые и ленточные конвейеры.

При использовании ленточных конвейеров для транспортирования шлака температура шлака не должка превышать 80 °С.

При проектировании общей для всей котельной системы механизированного золошлакоудаления следует предусматривать резервные механизмы.

При использовании скреперных установок следует, как правило, применять системы «мокрого» золошлакоудаления. Система «сухого» золошлакоудаления допускается для золы и шлака, цементирующихся во влажном состоянии, а также при их использовании в промышленности строительных материалов.

Для удаления золы и шлака из котельных с котлами, оборудованными топками ручного обслуживания, и при общем выходе золы и шлака менее 150 кг/ч следует применять монорельсовый подвесной транспорт, узкоколейные вагонетки или безрельсовые тележки с опрокидным кузовом.

Для пневматического транспорта золы и шлака от котлов следует применять всасывающую систему. При этом расстояние до разгрузочной станции не должно превышать 200 м.

Режим работы пневматической системы принимается периодическим; производительность системы определяется из условия продолжительности ее работы не более 4 ч в смену.

Для дробления шлака, поступающего в вакуумную пневматическую систему, пол бункерами котлов следует предусматривать зубчатые дробилки:

двухвалковые - для механически непрочных шлаков с кусками размером не более 120 мм;

трехвалковые - для шлаков с неравномерными фракциями, с повышенной механической прочностью и для механически непрочных шлаков - с кусками размером более 120 мм.

Температура шлака, поступающего на дробление, не должна превышать 600 °С.

При проектировании систем пневмотранспорта диаметры золошлакопроводов следует принимать по расчету. При этом минимальные диаметры должны быть для золы - 100 мм, для шлака - 125 мм.

В системе пневматического транспорте для создания разрежения следует применять водокольцевые вакуум-насосы или паровые эжекторы.

При проектировании пневматического транспорта золы от разгрузочной станции котельной следует применять напорную систему с установкой двухкамерных пневматических или винтовых насосов. Для пневматического транспорта шлака применяется вакуумная система.

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

3

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Грищенко Е.П., Карпов В.И., Авласевич А.И. «Расчет отпительно-производственной котельной с паровыми котлами». Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 290700 «Теплоснабжение и вентиляция» КИСИ Красноярск,1988г.-28с.

2. Бузников Е.Ф. Производственные и отопительные котельные. М.: Энергоатомиздат, 1984. 280с.

3. Кузнецов Н.В., Митор В.В. Тепловой расчет котельных агрегатов. М.: Энергия, 1973. 295с.

4. Роддатис К.Ф., Полтарацкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. М.: Энергоатомиздат, 1989. 487с.

5. СНиП П – 35 – 76. Котельные установки. – М.: Стройиздат, 1977. – 22с.

6. Козин В.Е., Левинова Т.А., Марков А.П. Теплогазоснабжение. – М.: Высшая школа, 1980. – 408с.

7. СНиП 11 – 33 – 75**. Отопление, вентиляция и кондеционирование воздуха. – М.: Стройиздат, 1982. – 96с.

8. Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. –

М.: Энергия, 1976. – 238с.

9. Аэродинамический расчёт котельных установок. Нормативный метод. – М.:

Энергия, 1977.

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

3

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

3

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

3

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

3

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

3

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

3

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист

Изм.

№ документа

Подпись

Дата

4

КП 05055017 -270109.65 - 09

лист