Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной с водогрейными и паровыми котлами для закрытой системы теплоснабжения
Таблица 1
| Наименования | Максимальный зимний режим | Примечание |
| Максимальный часовой отпуск теплоты из котельной на отопление и вентиляцию городов и жилых районов Qжо.в, МВт | По данным заказчика | |
| Максимальный часовой отпуск теплоты из котельной на отопление и вентиляцию промышленных предприятий Qпо.в, МВт | ||
| Среднечасовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение (за сутки наибольшего водопотребления) городов и жилых районов Qср.жгв, МВт/ч | 0,93 | |
| Среднечасовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение предприятий Qср.пгв, МВт | 2,9 | |
| Максимальный часовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение предприятий Qмаксгв , МВт | 4,8 | |
| Часовой отпуск пара производственными потребителям, в том числе расход пара на производственное горячее водоснабжение Dпотр, т/ч | ||
| Возврат конденсата от производственных потребителей Gпотр, т/ч | ||
| Температура конденсата, возвращаемого от производства tк.п, °C | ||
| Давления пара, отпускаемого производственным потребителям на выходе из котельной P2 , МПа | 0,7 | |
| Вид топливо | уголь | |
| Давления пара, отпускаемого на мазутное хозяйство на выходе из котельной P2' МПа | 0,7 | |
| Максимальная температура прямой сетевой воды t1макс, °C | По данным заказчика | |
| Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома tизл,°C | ||
| Максимальная температура обратной сетевой воды t2 макс, °C | ||
| Расчетная температура наружного воздуха tнар,°C | -36 | Согласно СНиП РК |
| Температура воздуха внутри отапливаемых здании tвн, °C | ||
| Температура деаэрированной воды после деаэраторов Т, °C | ||
| Теплосодержание деаэрированной воды после деаэраторов i, КДж/кг | 104,4 | |
| Температура подпиточной воды, Т', °C | ||
| Температура сырой воды на входе котельную Т1,°C | ||
| Температура сырой воды перед химводоочисткой Т3,°C | ||
| Уделный объем воды в системе теплоснабжения в тонну на МВт суммарного отпуска теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение городов и жилых. районов gжсист, т/МВт | По справочнику проектировщика «Проектирование тепловых сетей»,1965г | |
| Удельный объем воды в системе теплоснабжения в тонну на МВт суммарного отпуска теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение промпредприятий gпсист, т/ МВт | ||
| Коэффициент снижения утечек в системе теплоснабжения, Кут | ||
| Величина непрерывной продувки П, % | Принимаем по расчету ХВО | |
| Удельные потери пара с выпором из деаэраторов в тонну на 1 тонну деаэрированной воды dвып, т/т | 0,002 | |
| Коэффициент собственных нужд химводоочистки, Кс.нхво | 1,2 | Принимаем по расчету ХВО |
| Коэффициент внутри котельных потерь пара, Кпот, | 0,05 | |
| Параметры пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки) | ||
| Давление Р1, МПа | 1,4 | Из таблицы насыщенного пара при давлении Р1 |
| Температура t1,°C | 195,05 | |
| Теплосодержание i1, КДж/кг | 830,1 | |
| Параметры пара после редукционной установки | ||
| Давление Р2, МПа | 0,7 | Из таблицы насыщенного пара при давлении Р2 |
| Температура t2,°C | 164,95 | |
| Теплосодержание i2, КДж/кг | 697,1 | |
| Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продувки | ||
| Давление Р3, МПа | 1,7 | Из таблицы насыщенного пара при давлении Р3 |
| Температура t3,°C | 204,31 | |
| Теплосодержание i3, КДж/кг | 871,9 | |
| Параметры пара, поступающего в охладители выпара из деаэраторов | ||
| Давление Р4, МПа | 0,15 | Из таблицы насыщенного пара при давлении Р4 |
| Температура t4,°C | 111,35 | |
| Теплосодержание i4, КДж/кг | 467,08 | |
| Параметры конденсата после охладителей выпара | ||
| Давление Р5, МПа | 0,12 | Из таблицы насыщенного пара при давлении Р5 |
| Температура t5,°C | 104,78 | |
| Теплосодержание i5, КДж/кг | 439,3 | |
| Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки | ||
| Давление Р6, МПа | 1,4 | Из таблицы насыщенного пара при давлении Р6 |
| Температура t6,°C | 195,05 | |
| Теплосодержание i6, КДж/кг | 830,1 | |
| Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки | ||
| Давление Р7,МПа | 1,7 | Из таблицы насыщенного пара при давлении Р7 |
| Температура t7,°C | 204,31 | |
| Теплосодержание i7, кДж/кг | 871,9 | |
| Температура продувочной воды после охладителя продувочной воды tпр,°C | ||
| Температура конденсата от пароводяной установки горячего водоснабжения tк.б,°C | ||
| Температура конденсата после пароводяного пароводяного подогревателя сырой воды 2,°C | 164,95 | Из таблицы насыщенного пара при давлении 0,6МПа |
| Теплосодержание конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды i8, КДж/кг | 697,1 | |
| Температура обратной сетевой воды на входе в водогрейные котлы tв.к,°C | ||
| Номинальная теплопроизводительность одного водогрейного котла, ГКал/ч | По данным завода |
Таблица 2
Расчет водогрейной части котельной
| Наименование | Расчетная формула для зимнего режима | Примечание |
| Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды, tн.изл, ºС | tв.н - 0,354´(tв.н - tн.р) 18-0,354´(18-(-36))=-1,116 | |
| Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха, КО.В | ||
| Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию, МВт/ч | ( QЖО.В.max +QПО.В.max)´КО,В (10+32)´1=42 | |
| Значение коэффициента Ко.в | ||
| Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной t1,°C | 18+64,5´Ко.в0,8+67,5´Ко.в 18+64,5´1+67,5´1=150 | Используется в расчете паровой части |
| Температура обратной сетевой воды на входе из котельную t2 , °C | t1-80´Ко.в 150-80´1=70 | |
| Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение Qт, МВт/ч | Qо.в+(Qср.жг.в+ Qср.пг.в ) 42+(0,93+2,9)=45,83 | |
| Расчетный часовой расход сетевой воды Gсет, т/ч | Qт´103/t1-t2 45,83´103/150-70 = 573 | |
| Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети Gут, т/ч | 0,5/100´[(Qжо.в.max+Qср.жг.в)´q(Qпо.в.max+Qср.пг.в)´ ´qпсист]´Кут 0,5/100´(10+0,93)´70+(32+2,9)´37] =7,9 | |
| Количество обратной сетевой воды Gсет. обр,т/ч | Gсет.-Gут. 573-7,9=565,1 | |
| Количество работающих водогрейных котлов(с округлением до ближайшего большого целого)Nвк.р | Qт/Qномк 45,83/100=0,46 | Выбираем тип водогрейных котлов КВТК-100-150 |
| Процент загрузки работающих водогрейных котлов, Квзагр, % | Qт/Nвк.р.´Qномк´100 45,83/0,46´100´100=99,6 | |
| Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами t3,°C | t2´Gсет.обр.+T´Gут/Gсет. 70´565,1+70´7,9/573=70 |
Таблица 3
Паровая часть котельной.
| Наименование | Расчетная формула для зимнего режима | Примечание |
| Часовой отпуск пара производственным потребителям Dпотр, т/ч | Исходные данные | |
| Расход пара на деаэратор подпиточной воды Dд', т/ч | Gут´[(0.98)2´T-0.98´T3/(i2-T3)´0.98+(1-0.982)´T/(i2-T3)´0.98] 7,9[(0.98)2´70-0,98´25/(658,3-25)´0,98+(1-0.982)´104,2/(658,3-25)´0,98]=0,57 | Величина Gут берется из расчета водогрей-ной части котельной |
| Выпар из деаэратора подпиточной воды Dвып, т/ч | dвып´Gут 0.002´7,9=0,02 | |
| Количество умягченной воды, поступающие в деаэратор подпиточной воды Gхво, т/ч | Gут+Dвып-Dд=6,81+0,02-0,51=6,31 | |
| Температура умягченной воды за охладителем деаэраторной воды T4,, ºC | Т3+ Gут/Gхво·(T-T)´0,98=25+6,81/6,31´(104,2-70)´0,98=61,17 | |
| Температура умягченной воды, поступающей в деаэратор подпиточной воды Т5,ºС | Т4+Dвып/ Gхво(i4-i5)´0.98=61,17+0,01/6,31´(640,7-104,4)´0,98=62 | |
| Количество сырой воды, соответствующее количеству умягченной воды Gс., т/ч | Кс.нхво´Gхво=1,2´6,3186= =7,57 | |
| Расход пара для подогрева сырой воды в количестве Gс, т/ч | Gс.в´T3- T1/(i2-i6)´0.98 =7,58´25-5/(658,3- 159,3)´0,98=0,3 | |
| Паровая нагрузка на котельную за вычетом расхода пара на деаэрацию питательной воды и на подогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов, а так же без учета внутрикотельных потерь D, т/ч | Dпотр.+Dд+Dс=6+0,51+ +0,3=6,81 | |
| Внутрикотельные потери пара Dпот, т/ч | Кпот´D=0,02´6,81=0,13 | |
| Количество продувочной воды, поступающее в сепаратор непрерывной продувки Gпр, т/ч | n/100´D=5/100´6,81=0,34 | |
| Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки Dпр, т/ч | 0,148Gп´Gпр=0,148´0,34= =0,05 | |
| Количество продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки Gпр ,т/ч | Gпр-Dпр= =0,34-0,05=0,29 | |
| Количество воды на питание котлов Gпит, т/ч | D+Gпр=6,81+0,34=7,15 | |
| Выпар из деаэратора питательной воды Dвып ,т/ч | dвып´Gпит=0,002´7,15=0,01 | |
| Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор питательной воды Gхво ,т/ч | (Dпотр- Gпотр)+ Gпр+Dпот+Dвып+ Dд=(6-3,6)+0,29+0,13+0,01+ +0,51=3,34 | |
| Количество сырой воды, соответствующее количеству умягченной воды Gс.,т/ч | Кс.нхво´Gхво=1,2´3,34=4 | |
| Общее количество сырой воды, поступающее на химводоочистку Gс.в , т/ч | Gс.в+Gс.в=7,57+4=11,57 | |
| Расход пара для подогрева сырой воды Dс, т/ч | Gс.в´T3-T1/(i2-i6)´0.98=11,57´25- 5/(658,3-159,3)´0,98=0,4736 | |
| Общий расход пара для подогрева сырой воды Dс, т/ч | Dс+ Dс=0,3+0,47=0,77 | |
| Количество конденсата от подогревателей сырой воды и с производства Gк , т/ч | Gб +Gпотр=0+3,6=3,6 | |
| Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор питательной воды G, т/ч | Gк +Gхво +Gс + Dпр-Dвып=3,6+3,34+0,77+0,05++0,01=7,75 | |
| Температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды T4, °C | T3+ Gпр/ Gхво´(i8-tпр)´0,98= =25+0,29/3,34´(114,8-40)´0,98=31,36 | |
| Температура умягченной воды на выходе из охладителя выпара T5,°C | T4+ Dвып/Gхво(i4-i5) ´0,98=31,36+0,01/3,34´ (640,7-104,4)´0,98=32,93 | |
| Средневзвешенная температура потоков, поступающих в деаэратор питательной воды tср.взр,°C | Gпотр/ G´tк.п+ Gс/ G´i6+ Gхво/ G´T5+ Dпр/ G´i3- Dвып/G´i4=3,6/7,57´80+0,77/7,75´159,3 +3,34/7,75´32,93+0,05/7,75´644,5-0,01/7,75´640,7= 37,16+15,82+14,19++4,15-0,82=70,5 | В зимних режимах Gблет=0 |
| Расход пара на деаэрацию питательной воды Dд, т/ч | G´T*tср.вз´0.98/i2´0.98´T* =7,75´(104,4-70,5)´ 0,98/658,3´0,98-104,4=0,5 | |
| Расход пара на деаэрацию питательной воды и на подогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов D*, т/ч | Dд+ Dс=0,5+0,47=0,97 | |
| Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерьD', т/ч | D+(Dд+Dс)=6,81+(0,58+0,16)=7,47 | |
| Внутрикотельные потери пара Dпот, т/ч | D´Кпот/1-Кпот= 7,47´0,02/1-0,02=0,15 | |
| Суммарная паровая нагрузка на котельную Dсум,т/ч | D+Dпот=6,47+0,15=7,62 | |
| Количество работающих паровых котлов Nпк.раб, шт | 1 штук | |
| Процент загрузки работающих паровых котлов Кзагр, % | Dсум/Dmaxк.расч.´Nпк.раб = =7,62/10´1·100=76,5 | Выбираем паровой котел серий ДЕ-10-14 |
По результатам расчета тепловой схемы выбираем котлы и вспомогательные оборудования. Паровым котлом называется устройства, в котором для получения пара под давлением выше атмосферного, потребляемого вне этого устройства, используется теплота, выделяющаяся при сгорании органического топлива. В настоящее время широко распространены в различных отраслях промышленности, в сельском и коммунальном хозяйстве котлы серии ДЕ, рассчитанные на рабочее давление 1,4 МПа с номинальной производительностью 2,5;4;6,5;10 тонн в час. Котлы выпускают с топками для сжигания твердого топлива. Котлы серии ДЕ являются унифицированными, они представляют собой котлы с естественной циркуляцией. По длине верхнего барабана котлы серии ДЕ имеют две модификации - с длинным барабаном и укороченным. У котлов производительностью 2,5;4;6,5 и 10 тонн в час верхний барабан значительно длиннее нижнего. Котлы допускают с компоновкой различными топочными устройствами, котлы серии ДЕ выпускают с топками для сжигания каменных углей.
Нижний барабан служит шламоотстойником и имеет продувочный патрубок с вентилями. Боковые экраны котлов питаются из нижних и верхних барабанов с помощью перепускных труб. Такая схема питания обеспечивает надежную работу котла. Для уменьшения потерь от механической неполноты сгорания топлива топка котлов разделена на две части: собственную топку и камеру догорания. Котлы серии ДЕ отличаются достаточно высокой экономичностью, небольшой массой, простотой конструкции, малыми габаритами и транспортабельностью. Наличие в котлах развитого кипятильного пучка обеспечивает глубокое охлаждение продуктов сгорания, в результате чего достигается высокая их экономичность. Экранированная топочная камера обеспечивает интенсивный теплообмен продуктов сгорания с экранными поверхностями нагрева, а небольшие тепловые напряжения экранов- надежную и длительную работу обмуровки котла. Плотное расположение кипятильных труб малого диаметра в пучке – характерная особенность этих котлов.
Основные технические характеристики котлоагрегата ДЕ-10-14
Паропроизводительность - 10 т/ч
Абсолютное давление пара – 14кгс/см2
Состояние или температура пара – насыщенный
Общая поверхность нагрева – 173,8 м2
Внутренний диаметр барабанов – 1000мм
Толщина стенки барабанов – 14мм
Длина цилиндрической части верхнего барабана – 6000мм
Длина цилиндрической части нижнего барабана – 2730мм
Масса котла в обьёме завода поставки (не более) –12358 кг
Водогрейные котлы, назначением которых является получение горячей воды заданных параметров, применяют для теплоснабжения систем отопления и вентиляции, бытовых и технологических потребителей. Водогрейные котлы, работающие обычно по прямоточному принципу с постоянным расходом воды, устанавливают не только на ТЭЦ, но и в районных отопительных, а также отопительно - производственных котельных в качестве основного источника теплоснабжения.
Котел КВ-ТК-100-150 водогрейный, вертикально-водотрубный с принудительной циркуляцией, башенной компоновки с уравновешенной тягой, подвешен к потолочному перекрытию каркаса котла. Подогрев воздуха осуществляется в воздухоподогревателе, размещенном в отдельном газоходе.
Водогрейный котёл типа КВ-ТК-100-150, теплопроизводительностью 100 Гкал/ч, предназначен для получения горячей воды с температурой до 150 0С, используемой в системах отопления, и горячего водоснабжения промышленного, бытового назначения, а также для технологических целей.
Топочная камера призматической формы, представляет собой газоплотную блочную конструкцию, выполненную из цельносварных мембранных панелей заводского изготовления, что позволяет уменьшить присосы неорганизованного воздуха в топку и применить высокоэффективную облегченную теплоизоляцию. В нижней части топки фронтовой и задний экраны образуют скаты под углом 50° к горизонтали. Жесткость и прочность стен топки обеспечивается установленными по периметру топки горизонтальными поясами жесткости. Топка оснащается необходимым количеством гарнитуры (лючков и лазов) для организации измерений и наблюдения за топочным процессом, обслуживанием и ремонтом поверхностей нагрева.
Топочно-горелочное устройство котла - четыре прямоточные горелки, установленные тангенциально в один ярус и система нижнего дутья. На котле осуществлено ступенчатое сжигание топлива за счет подачи доли вторичного воздуха в холодную воронку через сопла нижнего дутья, что обеспечивает нормативные значения выбросов оксидов азота. Система нижнего дутья способствует уменьшению мехнедожега и шлакования в топке, увеличивает диапазон устойчивости сжигания пылеугольного топлива без подсветки факела мазутом, снижает температуру газов на выходе из топки за счет увеличения тепловосприятия экранов холодной воронки.
Деаэратор выбран по количеству питательной и подпиточной воды. К установке принимаем атмосферный деаэратор типа ДА-25.
Известны несколько способов деаэраций воды: термический, химический, электромагнитный, высокочастотный и ультразвуковой. К установке принято термический способ деаэрации, то есть при достижении температуры кипения растворенные газы полностью удаляются из воды.
Фундамент котла выполнен из железобетона, к фундаменту болтами крепятся башмаки на которые опирается металлическая рама топки. На раму опирается механическая топка и экранные панели топочной камеры. Конвективная шахта опирается на башмаки прикреплённые к фундаменту.
1.2 Физико-химические характеристики природной воды
Источниками водоснабжения для питания котлов являются пруды, реки, озёра, используются также грунтовые или артезианские воды, вода из городского или поселкового водопровода. В составе природных вод имеются механические примеси минерального или органического происхождения, растворенные химические вещества и газы. Так как важнейшим рабочим телом кроме топлива в котлах и системах теплоснабжения является вода, без предварительной очистки природные воды не пригодны для питания котлов. Она используется для различных целей: выработки пара и получения горячей воды, в качестве теплоносителя в системах отопления и горячего водоснабжения, для охлаждения ряда вспомогательных механизмов, для удаления золы в системах гидрозолоудаления при сжигании твердого топлива, для промывки и обмывки трубных элементов поверхностей нагрева. Надежная экономичная работа котлоагрегатов в значительной степени зависит от качества воды, применяемой для её питания. В цикле котлоагрегатов вода на различных стадиях процесса имеет различные названия:
- исходная вода, получаемая непосредственно из источников водоснабжения и подвергаемая дальнейшей обработке;
- добавочная подпиточная вода – специально приготовляемая в установках химической очистки воды и предназначенная для питания парового и водогрейного котлов дополнительно к возвращаемому конденсату;
- питательная вода подаваемая питательными насосами в паровой или водогрейный котел она является смесью возвращаемого конденсата и подпиточных вод;
- котловая вода циркулирующая в контуре котла.
Качество исходной, подпиточной, питательной и котловой воды характеризуется: количеством взвешенных частиц, сухим остатком, общим солесодержанием, жесткостью, щелочностью, содержанием кремневой кислоты, концентрацией водородных ионов и содержанием коррозионно-активных газов. Надежная и экономичная работа котельной установки в значительной степени зависит от качество воды, применяемой для питания котлов.
Природные воды обычно содержат примеси в виде растворенных солей, коллоидно растворенных веществ и механических примесей и потому не всегда пригодны для питания паровых котлов без предварительной очистки.
Взвешенные вещества в воде встречаются в виде частиц песка, глины и других продуктов размыва почв в виде продуктов разложения растительного и животного мира, а также мельчайших живых организмов и растений.
Качество воды определяется содержанием взвешенных веществ, сухим остатком, окисляемостью, жесткостью, щелочностью и кислотностью.
Ко взвешенным веществам относят механические примеси, удаляемые из воды путем фильтрования, количество их выражается в миллиграммах на литр.
Сухой остаток получается путем испарения отфильтрованной воды при температуре 105-110 ºС, он указывает на количество растворенных в воде веществ и измеряется также мг/л.
Окисляемость характеризуется концентрацией органических веществ в воде и расходам окислителя - марганцовокислого калия - на разрушение органических веществ при анализе воды. Органические вещества попадающие в котловую воду, приводят к вспениванию её, а это ухудшает качество получаемого пара. Жесткость характеризуется суммарным содержанием в воде солей кальция и магния, являющихся накипеобразователями. Различают жесткости воды: временную, постоянную и общую. Временная жесткость воды характеризуется тем, что двууглекислые соли кальция и магния неустойчивы и при нагревание воды до 70 ºС распадаются выделяются из воды в виде рыхлых осадков, оседающих в нижних частях котла и удаляются при продувке котлов. Шлам в котле накипи не образует.
Общая жесткость воды определяется суммарным содержанием в ней кальция и магния, выраженным в мг – эквивалент/л. Щелочность - показатель, определяющей содержание в воде гидроксильных ионов и анионов слабых кислот HCO3, CO32, PO34, SiO3 другие связанных катионами натрий, кальций, калий, магний, которые при диссоциаций образуют более сильные щелочи и придают раствору щелочной характер. Щелочность исходной воды при натрий - катионирований не изменяется. Остаточная общая жесткость воды зависит от качества исходной воды и требований потребителей; более глубокое умягчение воды требует большего расхода солей на регенерацию. В этом дипломном проекте применяем двухступенчатое натрий - катионирование для получения глубоко умягченной воды с остаточной жесткостью не более 0,02 мг эквивалент/л. Катиониты при регенераций их растворами NaCI, H2SO4 , NH4CI, способный обменивать содержащиеся в них катионы на катионы обрабатываемой воды; Этот процесс называется катионированием. В практике водоподготовки для энергетических целей широкое распространение имеют сильно кислотные катиониты с активной группой; Сульфоуголь, катионит КУ-2 (термостойки) , катионит КУ-1, Для приготовления питательной воды для котлов рекомендуется следующая схема обработки воды: натрий-катионирование при водоснабжении котельной от хозяйственно питьевого водопровода и если это схема допустима по величине продувки котлов, концентрации углекислоты в паре относительной щелочности; для экранированных котлов, требующих глубокого умехчения, применяют, как правило, двухступенчатое натрий-катионирование. Метод натрий-катионирования рекомендуется применять для артезианской или осветленной воды с содержанием взвешенных веществ не более 5-8 мг/л . В этом методе катионит и анионит регенеруются поваренной солью. Хранение поваренной соли, как правило, предусматривают в мокром виде, так как этот способ целесообразнее как для больших, так и для малых расходов соли. Хранение соли бывает в двух видах: мокрое и сухое. Мокрое хранение соли для удобства эксплуатаций осуществляют не менее час в двух железобетонных резервуарах, которые по переменно могут находится в работе, загружаться солью или очищаться от грязи. Для не больших количеств возможно применение металлической емкости с антикоррозионным покрытием. Если резервуар соли располагают в помещении или на улице и он примыкает к наружной стене водоподготовки, то обслуживание его осуществляют из приямка. Хранение крепкого раствора соли осуществляется в мерниках или в расходных баках, емкость которых принимается по компоноочно конструктивным соображениям - от одной регенерации до суточного расхода.
Для облегчения и ускорения процесса перегрузки фильтрующих материалов (антрацит, сульфоуголь и др.) в случаях ремонта фильтров осуществляет их гидроперегрузку. За фильтрами предусматривают стационарный трубопровод. Для гидроперегрузки фильтрующих материалов, на нем у каждого фильтра выполняется тройник на фланцах, который можно снять и заглушить в этом месте трубопроводов или присоединить к нему гибки шланг от фильтра. Часть трубопровода, не участвующая в гидроперегрузке , заглушается для предотвращения засорения фильтрующим материалом. После окончания гидроперегрузки все трубопроводы тщательно промывают водой до полного удаления материала . Перегрузку фильтрующего материала из фильтра в бак осуществляют в следующем порядке. В трубопровод взрыхляющий промывки фильтров подается исходная вода под напором, обеспечивающим передавливание фильтрующего материала в бак гидроперегрузки. Задвижки на фильтре в начале открывают как при взрыхляющей промывке, чтобы привезти фильтрующий материал во взвешенное состояние, затем открывают задвижку в бак гидроперегрузки и закрывают задвижку от фильтра в дренаж из водяной подушки; пульпа по гибкому шлангу поступает в бак; через дренажную систему бака вода взбрасывается в дренаж, а сульфоуголь остается в баке.
Загрузка фильтрующего материала может выполнятся при помощи передвижного гидротранспорта. Нитратирование питательной и химический обработанной воды проводится для защиты металла котла от межкристаллитной коррозии. В результате нитратирования в котловой воде должен быть достигнута концентрация нитрата натрия 40% по массе концентрации всех щелочей.
В проекте в котельную подаётся вода “питьевого” качества из хозяйственно - питьевого трубопровода предприятия.
1.3 Аэродинамический расчет
В современных котельных установках при значительном снижении температуры уходящих продуктов сгорания и больших аэродинамических сопротивлениях применяют уравновешенную искусственную тягу с установкой дымососов и дутьевых вентиляторов. В этом случае основным назначением дымовой трубы является отвод продуктов сгорания в атмосферу на высоту, определяемую санитарно-гигиеническими и противопожарными требованиями. В задачу расчета искусственной тяги входят выбор типа дымососов и вентиляторов, определение необходимой их характеристики, конструктивных размеров дымовой трубы, а также расхода электроэнергии на тягу и дутье. Тяговые и дутьевые установки рассчитывают на максимальную нагрузку котельного агрегата с целью обеспечения нормальной его работы при всех возможных режимах.
Необходимую производительность дымососа определяют исходя из количества газов, покидающих котлоагрегат, с учетом присоса воздуха на пути до дымососа и с ведением поправки на действительную температуру продуктов сгорания.
При выборе дымососов и вентиляторов ориентируются на характеристики давлений дымососов и вентиляторов, устанавливающие связь между производительностью и давлением при заданной частоте вращения и плотности перемещаемого рабочего тела.
Для обеспечения нормальной работы котла необходимо для горения топлива непрерывно подавать в топку воздух и удалять из котла в атмосферу продукты сгорания. Такие условия обеспечиваются тяго – дутьевыми устройствам – дымососом и дутьевым вентилятором.
1) Часовая производительность дымососа, м3/ч :
Для паровых котлов:
(1.3.1)
Для водогрейных котлов:
(1.3.2)
где В – количество сжигаемого котлом топлива, кг/ч;
t – температура газов перед дымососом, ºС(для водогрейных котлов - +230С, для паровых - +165С);
Vг – объем дымовых газов, выделяющихся при сжигании 1кг топлива, м3/ч:
(1.3.3)
где V0 –теоретически необходимое количество воздуха для горение 1 кг топлива, м3/ч:
(1.3.4)
2) Количество сжигаемого котлом топлива, кг/ч:
Для парового котла:
(1.3.5)
где В-количество сжигаемого котлом топливо, кг/ч;
Q – теплопроизводительность котла, МВт.
Qнр=5465 Ккал/кг (по составу твердого топлива);
Для водогрейного котла:
(1.3.6)
3) Производительность вентилятора, м3/ч:
Для паровых котлов:
(1.3.7)
Для водогрейных котлов:
(1.3.8)
где т- коэффициент избытка воздуха в топке, принимается в зависимости от вида топлива. Принимаем для твердого топлива 1,35;
tв – температура подаваемого воздуха ºC но не ниже +20 0С.
По аэродинамическому расчету выбираем для парового котла дымосос марки ДН-10 с производительностью 20450 м3/ч с электродвигателем мощностью 30 кВт; вентилятор марки ВДН-8, с производительностью 15000 м3/ч, с электродвигателем мощностью 14 кВт.
Для водогрейного котла дымосос марки ВДН-17 с производительностью 54700 м3/ч с электродвигателем мощностью 90 кВт и вентилятор марки ВДН-12,5 с производительностью 39900 м3/ч с электродвигателем мощностью 90 кВт.
1.4 Расчет дымовой трубы
Дымовые трубы работают в сложных условиях: при перепадах температуры, давления, влажности агрессивном воздействии дымовых газов, ветровых нагрузок и нагрузках от собственной массы. Дымовые трубы выполняют кирпичными, железобетонными и металлическими. Основными элементами дымовой трубы являются фундамент трубы и ствол. Кладка последнего состоит на отдельных звеньев высотой 5 - 7 метров различной толщины, уменьшающейся постепенно к верху. Минимальная толщина стенок верхнего звена трубы 180-250мм. Для придания устойчивости снаружи труба имеет форму усеченного конуса. Для предохранения кирпичной кладки трубы от действия горячих газов в нижнюю часть трубы обкладывают футеровкой из огнеупорного кирпича, оставляя небольшой зазор между основной кладкой и футеровкой для свободного расширения последней. Кирпичные трубы сооружают высотой 30-70 метров, а диаметров не менее 600 мм.
Основным назначением дымовой трубы при искусственной тяге является вывод продуктов сгорания в более высокие слой атмосферы, чтобы улучшить условия рассеивания их в воздухе до уровня концентраций, когда они становятся безопасными для окружающей среды. Для правильного и надежного определения высоты трубы и обеспечения допустимых концентрации вредных выбросов необходимо рассчитать их суммарную величину.
Выбираем кирпичную трубу. Высота трубы принимается для паровых и водогрейных котлов Н = 60м.
Задаемся скоростью газов. Скорость газа на выходе из устья трубы составит wo = 20м/с.
Расход уходящих газов через трубу, м3/с:
V1 = V/z
V1= 5,07/1=5,07, ( 1.4.1 )
где V - действительный объемный расход газа, м3/с;
z - количество труб.
Площадь выходного сечения дымовой трубы, м2:
(1.4.2)
Диаметр трубы в устье, м:
(1.4.3)
Поскольку оксиды серы предусмотрено улавливать, а оксиды азота почти не улавливаются, определим потребную высоту дымовой трубы, м:
(1.4.4)
где МNO2 = МNO2/z - количество окислов азота в расчете на общеколичество труб. Остальные коэффициенты те же, что и при расчете приземных концентраций вредных веществ;
DТ – разность между температурой выбрасываемых газ среднейтемпературой воздуха в полдень, 
.
1.5 Топливоподача
Топливом называют вещество, выделяющее при определенных условиях большое количество тепловой энергии, которую в зависимости от технических и экономических показателей используют в различных отраслях народного хозяйства. В теплоэнергетических установках выделившаяся из топлива тепловая энергия используется для получения рабочего тела – водяного пара или горячей воды, используемых в дальнейшем в технологических и отопительных установках, а также для производства электрической энергии.
Топливо можно разделить на две основные группы: горючее и расщепляющееся. Горючее – топливо, которое выделяет необходимое количество теплоты при взаимодействии с другим веществом; при этом химические компоненты горючего переходят в его окислы. Расщепляющееся топливо, которое выделяет необходимое количество теплоты в результате расщепления при определенных условиях молекул его вещества с одновременным образованием молекул других химических элементов. Горючее топливо делится на органическое и неорганическое. Органическое топливо включает углеводородные химические соединения природного и искусственного происхождения, углерод и водород, а также их смеси. Неорганическим топливом являются неорганические вещества и их композиции, которые при взаимодействии с окислителем выделяют большое количество теплоты.
Энергетическое топливо это – горючие вещества, которые экономически целесообразно использовать для получения тепловой и электрической энергии. Все виды топлива могут быть разделены на природные и искусственные. К природным относятся органические топлива, непосредственно добываемые из недр земли. Это – уголь, торф, сланцы, нефть, природный газ. Искусственное топливо получается в результате переработки природных топлив на газовых, нефтеперерабатывающих, металлургических предприятиях. Искусственными топливами являются кокс, полукокс, доменный, коксовый, генераторный газы, газ пиролиза нефти, мазут.
Наибольшие энергетические ресурсы органического топлива сосредоточены в угле. В зависимости от «химического возраста» (период времени в течение которого протекали химические превращения в массе топлива) различают три стадии образования ископаемого твердого топлива:
- Торфяная, то есть связанная с образованием торфа;
- Буроугольная – период превращения торфа в бурые угли;
- Каменноугольная – наиболее длительный период химических превращений с образованием каменных углей и антрацитов.
Каменные угли представляют собой продукт более полного превращения исходного органического материала. В отличие от бурых углей они содержат больше углерода и меньше водорода и кислорода.
Каменные угли обладают меньшей гигроскопичностью, более высокими плотностью и механической прочностью, большей химической устойчивостью. Каменные угли добываются шахтным и открытым способами. Транспортируются они в основном железнодорожным транспортом.
По своему составу органическое топливо можно разделить на твердое, жидкое и газообразное. Твердые и жидкие органические топлива представляют собой сложные химические соединения горючих и негорючих веществ, структура которых изучена методами химического анализа определяется так называемый элементарный состав этих видов топлива, то есть процентное содержание в массе органического топлива тех или иных химических элементов.
Основными химическими элементами, входящими в состав твёрдого топлива являются: углерод, водород, кислород, азот и сера. Помимо указанных элементов в составе твердого топлива имеется влага и негорючие минеральные вещества, образующие при сжигании золу. Золу и влагу называют внешним балластом. В дипломном проекте используются каменные угли Семипалатинского бассейна. Эти угли используются как энергетическое топлива. В состав Семипалатинских каменных углей входят: углерод - 76%, сера – 0,5%, водород – 4,7% , кислород – 18%, азот – 1%.
Склад для хранения топлива закрытый, механизированный. Уголь доставляется железнодорожным транспортом. Со склада топливо с размером кусков 200мм, ленточным конвейером №1 подается в узел дробления, где происходит измельчение фракций угля до 60 мм, откуда ленточным конвейером №2 подается в бункеры котлов. Загрузка бункеров котла производится плужковыми сбрасывателями.
В проекте используется слоевой способ сжигания. Процесс подготовки твердого топлива для сжигания в слоевых топках сложен, определяется рядом свойств и состоит из следующих стадий: удаление металла, дробление больших кусков в дробильной установке, подача топлива в топочное устройство. Измельчение топлива происходит в основном за счет удара, раздавливания и истирания. Дробление в дробилках происходить за счет раздавливания и раскалывания до максимального размера кусков.
Слоевые топки предназначены для сжигания твердого кускового топлива. Они просты в эксплуатации, пригодны для различных сортов топлива, не требуют больших объемов топки, могут работать при значительных колебаниях тепловой нагрузки, отличаются относительно небольшим расходам энергии на собственные нужды и, главное, не требуют дорогих пылеприготовительных устройств.
Для сжигания твердого топлива в плотном слое применяются разнообразные топочные устройства, различающиеся как теплотехническими характеристиками (способами подвода топлива и воздуха, организацией смесеобразования, тепловой подготовкой) так и конструктивными исполнением. Обслуживание топки, в которой топливо сжигается в слое, включает следующие операции: подачу топлива в топку, перемещение кусочков топлива, удаление из топки шлака. В зависимости от степени механизации указанных операции, топочные устройства можно разделить на: немеханизированные, полумеханические, механические. По режиму подачи топлива в слой различают топочные устройства с периодической и непрерывной загрузкой топлива. Характер подачи топлива в топку оказывает решающее влияние на показатели работы топочного устройства.
Значительное распространение в промышленности имеют механические слоевые топки с цепными решетками. Характерной особенностью этих топок являются непрерывное перемещение топлива с колосниковой решеткой, представляющей собой транспортер, выполненный в виде бесконечного полотна.
В проекте применяется механическая топка с подвижными колосниковыми решетками обратного хода. К данной категории топочных устройств относятся конструкции, в которых полностью механизируются все топочные процессы. Механические топки, как привило, имеют повышенную теплопроизводительность. При простых колосниковых решетках длина зеркала горения L не должна превышать 2 м, так как в противном случае ухудшается качество обслуживания топки. Механические топки лишены этого недостатка, поэтому длина зеркала горения в некоторых конструкциях достигает 7-8 м, что соответственно увеличивает мощность механических топок. Если сжигается утроенное количество топлива на определенной ширине котла по фронту, то невозможно подавать его вручную. Это относится и к способам удаления шлака. Кочегар обязан только контролировать работу топки: менять толщину слоя топлива и его скорость продвижения, дутье и, наконец, исправлять и выравнивать слой периодической шуровкой через боковые окна.
Цепная решетка. Одна из механических топочных конструкций, получивших наибольшее распространение – цепная решетка. Цепная решетка представляет собой гибкое полотно, надетое на два барабана. Передний барабан размещается перед фронтом топки, получая вращение от электропривода, является ведущим, задний барабан, ведомый, расположен в конце топки. Над передним краем решетки находится загрузочный бункер, из которого топливо под действием собственной массы поступает на движущееся полотно, захватывается им и перемещается далее вдоль топки, успевая сгореть к концу обратного хода. Толщина слоя топлива, поступающая на цепную решетку, регулируется шибером слоя, часто называемым гильотиной. В зависимости от рода топлива и его фракционного состава редуктором и коробкой скоростей устанавливается та или иная скорость перемещения цепи, которая может меняться в пределах от 2 (для антрацита) до 30 м/ч.
Условия сжигания топлива в топке данной конструкции резко отличается от условии сжигания его в других топках. Здесь топливо из бункера поступает на полотно решетки с низу. Зажигается топливо не снизу вверх, а наоборот, сверху вниз от лучеиспускающего свода, топочного факела и от соприкосновения с горящим рядом слоем. Такой способ, естественно, менее эффективен. Для повышения интенсивности горения в этих топках рекомендуется подавать под решетку через дутьевые секции подогретый воздух. Поскольку полотно решетки лишь 50 % времени находится под слоем, а остальные 50 % совершает возвратные холостые ходы и при этом охлаждается, то температуру подогретого воздуха можно доводить до 250 0С.
Топливо лежит неравным слоем на цепной решетке; слой постепенно, начиная от загрузочной воронки к шлакоснимателю, выгорает и делается тоньше. Слой шлака, наоборот, нарастает, что и дает возможность полностью механизировать не только загрузку топлива, но и отвод шлака.
В топке с решеткой обратного хода полотно с топливом перемещается от задней стенки к фронту. В проекте применяемое колосниковое полотно чешуйчатого типа. Чешуйчатая цепная решетка (ЧЦР) выполнена из наклона расположенных беспровальных колосников. По длине решетки процесс горения разделяется на следующие этапы: подготовка топлива (подсушка, выделение летучих), горение кокса и летучих, выжиг и удаление шлака.
Для различных этапов горения топлива потребность в воздухе по длине колосниковой решетки неодинакова. Наименьшее количество воздуха подается в начале и в конце решетки. В средней части решетки, где происходит активное горение топлива, расход воздуха максимальный. Этим определяется целесообразность применения в цепных решетках позонного подвода воздуха. Применение позонного подвода воздуха улучшает горение топлива, а также снижает потери теплоты с уходящими газами с понижением общего избытка воздуха в топке.
Топка ПМЗ-ЧЦР с цепной решеткой обратного хода, у которого полотно со слоем топлива перемещается от задней стенки топочной камеры к фронтальной части агрегата. Топлива подается на решетку с помощью пневмомеханических забрасывателей. Более крупные фракции топлива, падая на дальнюю часть цепной решетки, пролетают более длинный путь. Маленькие частицы топлива ложатся на горящий слой топлива ближе к фронтальной части котельного агрегата.
1.6 Шлакозолоудаление
В процессе сжигания твердого топлива образующийся несгораемый остаток из минеральных примесей выделяется в виде шлака, остающегося в топке в виде летучей золы, уносимой продуктами горения, частично оседающее в газоходах и улавливаемой в золоуловителях, удаляемой через дымовую трубу в атмосферу. Шлак, удаляемый из топки представляет собой крупные бесформенные куски с плавленой стекловидной или хрупкой зубчатой массой. Унос, осаждающийся в газоходах и золоуловителях, представляет собой сыпучую подвижную смесь зольных частиц и несгоревшего топлива.
Зола и шлак представляют собой ценное сырье для производства строительных материалов. Шлаки могут быть использованы как добавка с цементу при производстве силикатного или алюмосиликатного кирпичей, шлакоблоков, каменных изделий, огнеупоров, шлаковой ваты и.т.д. Количество шлака и золы, которое необходимо удалять из топочных камер котлов большой производительности, работающих на многозольном топливе, достигает сотен тонн в сутки. Наряду с подачей твердого топлива процессы удаления золы и шлака являются наиболее трудоемкими операциями в энергетике. К системам шлакозолоудаления предъявляются многочисленные требования, в числе которых обеспечение нормальных санитарно-гигиенических условий и безопасности работы: минимальные эксплуатационные расходы на удаление и транспортировку шлака и золы; возможность использования шлака и золы. Процессы шлакозолоудаления состоят из удаления шлака и золы из котельного агрегата, уборки и транспортировки их с территории на золоотвалы. Соотношение выхода шлака и золы зависит от способа сжигания топлива и конструкции топочного устройства. Для удаления шлака и золы применяют механическую, пневматическую и гидравлическую системы шлакозолоудаления.
Механическая система шлакозолоудаление может быть ручной и механизированной. Ручное шлакозолоудаление применяют в небольших производственно - отопительных котельных. При ручном удалении используют узкоколейные вагонетки с опрокидывающимся кузовом. Эти вагонетки перемещаются по рельсам. При механизированным периодическом шлакозолоудалении применяют скреперные установки, скиповые подъемники, скребковые транспортеры, шлаковыгружатели.
В проекте принята система шлакозолоудаления механическая мокрая со скреперным подъемником. Подъемник состоит из горизонтального и наклонного участков. Горизонтальный участок скреперного подъемника размещен в канале, проложенном под котлами и заполненном водой. Наклонный участок подъемника расположен под углом 75 0 к горизонту. Ковш подъемника снабжен катками, которые движутся в направляющих шинах. Шлак и золу сбрасывают в шлаковый канал, откуда скрепером подают по наклонной эстакаде в сборный бункер, установленный вне здания. По дну канала с помощью лебедки движется скрепер, который захватывает шлак и по наклонной эстакаде транспортирует его в сборный шлаковый бункер. Скрепер представляет собой лоток с дном.
Применение скреперного подъемника значительно сокращает здание котельной и позволяет выполнить его в одном строительном объеме. Ширину скреперного канала выполняют равной 1250 мм.
Применяются скреперы емкостью 0,5 м3. Лебедка снабжается механизмом, обеспечивающим автоматическое переключение хода, что позволяет полностью автоматизировать работу установки. Из сборного бункера, имеющего затвор, шлак автотранспортом вывозят на производство шлакоблоков.
Скреперные и другие механические системы шлакозолоудаления обычно применяются для котлов средней производительности. Преимуществом скреперных систем шлакозолоудаление является простота применяемых механизмов, относительно высокая степень механизации трудоемких работ и дешевизна. К основным недостаткам относятся периодичность работы, значительный износ троса, необходимость утепления внешнего тракта и сборного бункера для предохранения мокрого шлака от смерзания.
1.7 Золоулавливатели
В основу классификации золоуловителей могут быть положены силы, которые в процессе улавливания действуют на частицы золы, заставляя их выделяться из газового потока. Это позволяет разбить широко применяемые в настоящее время золоуловители на следующие основные группы:
1 Сухие инерционные золоуловители, в которых взвешенные частицы золы отделяются от газа при помощи инерционных или центробежных сил.
2 Мокрые золоуловители, в которых взвешенные частицы отделяются от газа путем промывки или орошения его водой, или путем улавливания частиц на водяной пленке.
3 Электрофильтры, в которых взвешенные частицы золы отделяются от газа под действием электрических сил.
4 Комбинированные золоуловители, в которых используются различные методы очистки.
К первой группе золоуловителей относятся циклоны (Ц), батарейные циклоны (БЦ), прямоточные батарейные циклоны (ПБЦ), жалюзийные золоуловители (ЖЗУ) и сопловые золоуловители (СЗУ).
Циклонные золоуловители применяются, главным образом, для парогенераторов малой мощности, в особенности при слоевом сжигании топлива. Область их применения по виду топлива не ограничиваются. Кроме этого циклоны могут применяться в качестве первой ступени золоулавливания для парогенераторов средней и даже большой мощности. Циклоны применяются также как отсосные золоуловители для жалюзийных и сопловых решеток.
Принцип действия циклонов основан на использовании центробежной силы, развивающейся при вращательном движении газового потока, благодаря которой зола отбрасывается к стенке циклона и стекает по ней в пылевой бункер.
Очищенные газы выходят через центрально расположенную выхлопную трубу.
Наиболее распространенными типами циклонов являются циклоны НИИОГАЗ (ЦН) и циклоны ЦКТИ (Ц). Основные типы циклонов НИИОГАЗ, применяемых в системах золоулавливания, следующие: ЦН-11, ЦН-15, ЦН-15у, ЦН-24. Цифры обозначают угол наклона крышки входного патрубка. Тип ЦН-15у является укороченным по сравнению с ЦН-15.
Ко второй группе относятся центробежные скрубберы (ЦС) и мокрые прутковые золоуловители (МП), орошаемые скрубберы с насадкой и пенные золоуловители.
К третьей группе относятся вертикальные пластинчатые электрофильтры (ДВП) и горизонтальные (ДГП, ДГПН, ПГЗ и ПГД).
К четвертой группе можно отнести золоуловители, составленные из двух или более аппаратов, относящихся к одной или нескольким из ранее перечисленных групп, например, ЖЗУ – БЦ, ДВП – БЦ, ПГД – ПБЦ и т.д.
Приведенное деление золоуловителей на группы носит несколько условный характер, так как отделение взвешенных частиц золы от газа в любом золоуловителе происходит почти всегда под действием нескольких сил. Это деление произведено по основному и определяющему, но отнюдь не единственному признаку золоулавливания.
Выбор того или иного типа золоуловителя производят с учетом необходимого коэффициента очистки. Последний должен обеспечить такую концентрацию золы в газах на выходе из дымовой трубы, чтобы концентрация на поверхности земли была бы ниже предельно допустимой по санитарным нормам и рассчитывается в каждом конкретном случае. Ориентировочные значения коэффициентов очистки различных золоуловителей: циклоны 70 %, батарейные циклоны 80 %, жалюзийные золоуловители 70 %, мокрые золоуловители 90 – 94 %, вертикальные электрофильтры 90 %, горизонтальные электрофильтры 92 – 98 %, комбинированные золоуловители до 99 % и более. Коэффициент очистки зависит от дисперсного состава золы.
При выборе того или иного типа золоуловителя необходимо также учитывать гидравлические сопротивления, расходы энергии и воды, габариты установки и особенности эксплуатации.
Одним из способов улучшения очистки газов в циклонах, является уменьшение диаметра их цилиндрической части. Однако применение циклонов малых размеров вызывает необходимость установки большого количества их для сохранения заданной производительности по газам.
Практическое решение задач наилучшего распределения газов, уноса, отвода уловленной пыли и т.д. при большом количестве циклонов привело к созданию батарейных циклонов.
Батарейные циклоны применяются для очистки дымовых газов от золы всех типов, кроме АШ, так как последняя забивает элементы БЦ. В качестве самостоятельных золоуловителей БЦ применяются главным образом для парогенераторов средней и малой производительности.
Для мощных парогенераторов батарейные циклоны находят широкое применение в качестве первой ступени комбинированной системы золоулавливания.
В отличие от единичных циклонов, имеющих индивидуальный подвод газа в виде тангенциального патрубка, который обеспечивает закрутку газа в циклоне, батарейный циклон имеет общий вход газа всем элементам. Закрутка газа для каждого циклонного элемента осуществляется направляющим аппаратом.
Наиболее употребительны циклонные элементы диаметром 100, 150 и 250 мм. Для специальных целей могут быть изготовлены элементы диаметром 40 и 60 мм.
Применяются направляющиеся аппараты типа «Винт» с двумя винтовыми лопастями, наклонными под углом 25 0, или типа «Розетка» с восемью лопатками, наклонными под углом 25 0 или 30 0. Направляющий аппарат типа «Винт» меньше забивается золой, имеет меньший коэффициент гидравлического сопротивления, но одновременно обеспечивает и меньшую степень очистки, чем аппарат «Розетка».
В дипломном проекте приняты батарейные циклоны для парового котла батарейный циклон блочный на 36 элементов БЦ 259 (6х6); и для водогрейных котлов батарейный циклон с рециркуляцией дымовых газов на 36 элементов БЦ 512-Р-1-(6х6).
1.8 Количества шлака и золы, подлежащие удалению
Для расчета систем шлакозолоудаления необходимо прежде всего найти количества шлака и золы, образующиеся в парогенераторе и подлежащее удалению.
Количество шлака, образующееся в топке, с учетом несгоревших частиц топлива, кг/с:
Gобршл=0,01×B×шл×(р+q4×Qнр/32,7) (1.8.1)
Для водогрейного котла:
Gобр Вшл= 0,01×3,19×0,15×(20,7+1×22,9/32,7)=0,1 (кг/с)
Для парового котла:
Gобр Пшл=0,01×0,34×0,15×(20,7+1×22,9/32,7)=0,01 (кг/с)
Количество шлака, подлежащее удалению, равно количеству образующегося шлака, т.е Gудшл= Gобршл.
Количество образующейся летучей золы:
Gобрз=0,01×B×ун×(р+q4×Qнр/32,7) (1.8.2)
Для водогрейного котла:
Gобр Вз=0,01×3,19×0,85×(20,7+1×22,9/32,7)=0,58 (кг/с)
Для паровых котлов:
Gобр Пз=0,01×0,34×0,85×(20,7+1×22,9/32,7)=0,06 (кг/с)
где В – общий секундный расход топлива парогенераторами, включенными в данную систему шлакозолоудаления, кг/с;
шл и ун- соответственно доля золы и недожога в шлаке и уносе,
шл=1- ун;
р- зольность топлива на рабочую массу, %
q4-потеря тепла с механическим недожогом, %
32,7- теплота сгорания топлива, МДж/кг;
Qнр - располагаемое тепло на 1 кг топлива, МДж/кг;